电力市场观察丨平价时代风光几何？

2019年，之于国内风电和光伏发电行业而言，注定是一个有着特殊意义的年份。从1月份发布《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（简称《通知》），到4月中旬推出《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案（征求意见稿）》（简称《建设方案》），以及《关于2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知（征求意见稿》（简称《2019管理要求》），再到4月末发布《国家发展改革委关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》，一系列风电和光伏新政扑面而来，而其中所围绕的焦点就是：无补贴、平价，还有降补贴。

随着系列新政文件一同下发的，还有4月12日发布的《国家能源局综合司关于报送2019年度风电、光伏发电平价上网项目名单的通知》，要求各省（区、市）发展改革委（能源局）先行确定一批2019年度可开工建设的无补贴平价上网风电、光伏发电项目（简称“平价上网项目”或“平价项目”，含低价上网项目、分布式市场化交易项目），并于4月25日前向国家能源局报送项目名单。

平价时代已在将至、已至之间。

那么，如何在政策层面理解并看待风电和光伏发电项目的平价上网和降补贴呢？本文从系列新政出台的背景和几个侧面为你粗略解读一番。

平价条件基本具备，但项目尚需呵护

“十三五”以来，我国风电、光伏等可再生能源规模持续扩大，技术水平不断提高，开发建设成本持续降低。据统计，2017年投产的风电、光伏电站平均建设成本比2012年分别降低了20%和45%。另据报道，第三批光伏应用领跑者基地中标结果显示，中广核太阳能开发有限公司以0.41元/千瓦时的申报电价中标吉林白城项目的一部分项目，这一价格仅比当地燃煤机组脱硫标杆电价高出4分钱。需要注意的是，有些未中标企业申报的价格甚至还低于当地燃煤机组脱硫标杆电价。

“目前，在资源条件优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，风电、光伏发电成本已达到燃煤标杆上网电价水平，具备了不需要国家补贴平价上网的条件。”国家发展改革委新闻发言人孟玮在该委定时定主题新闻发布会曾作过上述表示。因此说，我国逐渐拥有了推进风电和光伏发电项目平价上网的底气。

据了解，我国的商业化风电项目大致始于本世纪初期。上网价格基本以政府定价为主，具体包括招标和政府审批双轨并行定价、执行分省（区、市）指导价和分资源区标杆上网电价。分资源区标杆上网电价一直沿用至今，期间进行过几次下调。我国的光伏项目商业化大致始于2010年前后。上网价格也基本以政府定价为主，个别示范项目辅以招投标定价，具体包括单独定价、统一定价、分资源区标杆上网电价和度电补贴，少数示范项目实施招投标定价。分资源区标杆上网电价和度电补贴方式一直沿用至今，期间也是逐年退坡。

《可再生能源发展“十三五”规划》早已提出“到2020年，风电项目电价可与当地燃煤发电同平台竞争，光伏项目电价可与电网销售电价相当”的目标。在距离这一目标达成时限恰好一年之际，今年初，国家发展改革委、国家能源局联合发布《通知》，提出推进风电、光伏无补贴平价上网的有关要求和支持政策措施。接下来，到4月又印发了《建设方案》。至此，我国推进风电和光伏项目平价上网工作进入实际操作阶段。

上世纪80年代，风电和光伏这两种电源类型开始出现在我国，至今已有三四十年的发展历程。自商业化应用以来，从高电价、高补贴，到逐渐退坡，再到如今推进平价上网项目的政策出台，风电和光伏正如两个新鲜生命，虽经历过坎坷，但终究还是一天天长大、一天天强壮起来。有人将风电、光伏项目平价上网形容为“丢掉拐棍”或“断奶”，有人将开始推行平价上网比作为风电、光伏“举行成人礼”。

事实上，要说风电和光伏产业已经“长大成人”，还有点过。“推动平价（低价）上网项目并非立即对全部风电、光伏发电新建项目取消补贴。”国家能源局对风电和光伏平价上网政策进行了权威而明确的解读，“在目前还无法做到无补贴平价上网的地区，仍继续按照国家能源局发布的竞争性配置项目的政策和管理要求组织建设。”

再者说，平价上网项目就是真的“平价”吗？《通知》指出，“各级地方政府能源主管部门可会同其他相关部门出台一定时期内的补贴政策，仅享受地方补贴的项目仍视为平价上网项目。”原来如此。不管事实上拿没拿到补贴，只要不享受中央财政补贴的，换句话说，只要不从可再生能源基金里拿钱的，都算平价上网项目。如此一来，就让“平价”打了一个小小的折扣。

不得不说，推动部分新建风电、光伏项目实现平价上网，已经是一个了不起的成就了。那么，即使全部新建项目均做到了平价上网，就能说风电和光伏产业可以放飞自我了么？当然还不能。我们必须要理解“平价”的含义，它平的仅仅是燃煤机组的标杆上网电价（含脱硫）。

中电联发布的《2018年四季度全国电力市场交易信息分析》显示，2018年，大型发电集团煤电机组市场交易电量10459亿千瓦时，较上年增加2218亿千瓦时，煤电上网电量市场化率为42.8%，较上年提高6.7个百分点。从上述数据可以看出，处在电力市场化不断推进背景下的今天，燃煤发电机组的市场化交易率在不断提高。比如，2018年，广西煤电的市场化率达到了惊人的98%，甘肃、广东、江苏、青海、蒙西、辽宁、河南、陕西8个省区均超过了50%。与之相对应的是，标杆电价已经不再是衡量电能量价格的唯一存在，市场化电价在一定程度上取代了标杆电价，而且这个程度还在逐年递增。

之所以提到市场化电价，就是因为在供大于求的市场主基调下，市场化电价相对于标杆电价而言，其实就等于降价。这也是为了说明，即使做到了与煤电标杆电价平价，也只不过是实现了一个近期小目标，并不代表风电和光伏走向了绝对强大，因为未来还有更猛烈的市场化浪潮等着考验它们的筋骨强度呢。

由于能源安全问题和环境质量问题日益严峻，全社会都翘首企盼着可再生能源能够尽快独当一面。心情可以理解，但这终究还是需要一个过程的，即使强大了，仍然还需要一段时间走向成熟呢。因此，要理性看待这一系列可再生能源新政及其产生的效果。

平价项目上了马还得政策送一程

诚如前文所言，鼓励存量风电和光伏项目自愿转化为平价上网项目，推动新建风电和光伏项目平价上网，不但不代表为风电和光伏项目“断奶”，而且还意味着对平价上网项目支持力度的加强。

1月份发布的《通知》，对推动平价上网项目提出了多项支持政策和措施，内容涵盖不受规模限制、切实降低场址相关成本和非技术成本、全额保障性收购、通过出售绿色电力证书获得收益、降低配套电网工程投资、纳入有关试点项目交易电量过网费免交未涉及的上一电压等级的输电费和纳入有关试点项目就近交易电量减免政策性交叉补贴、创新金融支持方式、签订不少于20年的固定电价购售电合同等。

在4月中旬出台的《建设方案》中，更是提出了“协同落实支持风电、光伏发电平价上网政策措施”的要求，而且就上述支持政策措施，还分别对国家发展改革委、国家能源局，各省级发展改革委、能源局，国家电网、南方电网和有关省级地方电网企业提出了落实事项及任务分工，并明确了牵头单位和完成时限。

虽然不可否认，参与风电、光伏平价上网项目，就意味着承受一定的价格损失，但是这个损失究竟有多大呢？

2019年的风电价格政策还没有出台，我们就以光伏平价上网项目为例，看看平价上网项目到底承受了多大的价格损失。本人粗略口算了一下各资源区光伏发电指导价与本省燃煤标杆电价的差额，大致得出了如下并不精准的数据，相信足以说明问题。2019年，各资源区光伏发电指导价与本省燃煤标杆电价之差普遍在0.15元左右，多的不足0.18元，少的甚至不足0.08元。这个0.15元左右即是风电、光伏平价上网项目与普通项目相比所承受的价格损失。

但是，为了激励投资者勇于承担这部分损失，正如上文列举的那样，有关方面开出了多项十分诱人的支持政策和措施。这些政策措施在某种程度上就相当于真金白银，已经能够无限接近于弥补这0.15元的损失。

首先在建设前，政策要求要最大化降低平价项目的场址相关成本和非技术成本，并且还要给平价上网项目低利率等金融方面的支持，另外还允许地方继续补贴平价项目。

其次，在接网阶段，要求有关省级电网企业负责投资平价上网项目升压站之外的接网等全部配套电网工程，减少项目的配套电网工程建设成本。

再次，项目并网投运后，还可以通过出售绿色电力证书获得收益（但是，不知道分布式光伏平价项目所发电量会不会被排除在绿证的核发范围之外，因为之前该类项目所发电量不在绿证发放之列）。并且，在开展分布式发电市场化交易和就近交易时，有关项目还可以获得免付上一级电压等级输配电费或者减免政策性交叉补贴的优惠。

最后，也是最关键的一点，那就是保障平价上网项目优先发电和全额保障性收购。这里的全额保障性收购，和过去所说的可再生能源电量全额保障性收购政策有所不同。可再生能源电量全额保障性收购是确保保障性收购年利用小时数内的电量全额上网。因为，保障性收购年利用小时数是一个测算出来的数据，它普遍低于各资源区可再生能源发电设备的实际可利用小时数，因此可再生能源电力消纳量远不及其实际发电能力，最终各方不得不面对十分挠头的弃风、弃光问题。

针对风电、光伏平价上网项目作出的全额保障性收购承诺则是真正的“全额”保障性收购。其做法是，首先尽全力确保平价项目优先发电、优先消纳，当所有措施都用尽之后，如果项目还有剩余发电能力，那么就将这部分发电能力核定为可转让的优先发电计划，平价上网项目投资方可以通过转让这部分优先发电计划获得收益，来弥补自身在电价方面的损失。

通过分析可以发现，转让优先发电计划获得的收益应该是相当可观的。为什么这么说呢？《风电项目竞争配置指导方案（2019年版）》要求，确保所有参与竞争配置的项目“建成后达到最低保障收购年利用小时数（或弃风率不超过5%）”的要求。据此，我们可以大胆地认为，非平价风电项目有可能会白白损失掉5%的发电量（至少这部分是得不到保障的）。同样，借用去年全国弃光率达3%这一数据，我们也可以认为，非平价光伏项目也有可能会白白损失掉3%的发电量。但发生在非平价上网项目身上的这部分损失，在平价上网项目身上却可以转化为优先发电计划，并通过市场化转让发电权获得不菲的收益（尽管没有具体数据佐证，但完全可以想象一下）。

说到这儿，不得不提一个疑问。那就是，鉴于上述优先发电计划的出让方是平价上网的风电或光伏项目，这部分发电权应该不会出让给火电项目（因为这样处理稍微有点不合逻辑），当然也不会转让给其他平价上网项目（因为那样更不合逻辑，如果有裕度发别人的电，还不如发自己的电），所以，其大概率会转让给其他的普通风电或光伏项目，而普通项目每发一度电是能相应获得高电价或电量补贴的，那么，平价上网项目的这部分未实际发出的“电量”反而成了“非平价”电量。

言归正传。上帝为你关上一扇门，同时会为你打开一扇窗。对于那些勇于挑战平价上网的项目，决策者已经为其提供了多项政策上的优惠和措施上的扶持。总而言之，就是让人明白——选择平价上网，选不了吃亏，也选不了上当，并且对行业进步有利，于社会发展有功。

双轨发力促风电、光伏平价发展

除了上述类似于真金白银般的扶持政策之外，系列新政还采取了市场和非市场双轨并行的政策措施，让两种因素和两种机制共同发力，保障风电和光伏发电行业健康有序发展。比如在遴选非平价项目和项目投资主体时进一步深化了市场化的竞争性配置机制，而在扶持平价项目以及低价、低补贴项目方面则采取了非市场化的激励性政策措施。

首先来看市场方面。《2019管理要求》提出，发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进风电、光伏发电产业高质量发展，并明确要求采取竞争方式配置需国家补贴的风电和光伏发电项目，竞争配置办法应严格落实公开公平公正的原则，将上网电价作为重要竞争条件，优先建设补贴强度低、退坡力度大的项目。

去年出台的“5·31光伏新政”和《国家能源局关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，就已经要求通过市场化方式竞争性配置风电和光伏项目及项目投资主体。今年的系列新政，则对有关项目的竞争性配置内容作了进一步规范和完善。比如，和去年的风电项目竞争配置指导方案相比，2019年的风电项目竞争配置指导方案的一个比较明显的完善就是，明确了风电项目的参考评分标准；与去年“5·31光伏新政”中简单的一段话相比，《2019年光伏发电建设管理工作方案》中关于光伏项目市场竞争配置方面的内容更加详细完善，不仅将除光伏扶贫、户用光伏之外的所有需要国家补贴的光伏项目原则上全部纳入竞争性配置范围，还明确了项目竞的争性配置和补贴竞价程序。

而谈到系列新政中的非市场因素，最典型的莫过于，《通知》明确提出“不要求此类项目（平价上网项目）参与电力市场化交易”了。

此外，系列新政文件为了体现对平价上网项目以及低补贴项目的支持，动用了大量的带有明显倾向性的政策措施。对此，仅通过文件中的几个用词就可见一斑。

“优先”一词在几份文件中出现的频率最高，共有20多次。比如，《通知》中的“保障优先发电和全额保障性收购”，以及“鼓励具备跨省跨区输电通道的送端地区优先配置无补贴风电、光伏发电项目”；《建设方案》中的“优先建设平价上网项目”以及“消纳空间优先用于支持平价上网项目”；《2019管理要求》中的“优先推进平价上网项目建设”和“优先建设补贴强度低、退坡力度大的项目”等等。人们都知道，“优先”是和市场原则相对立的，在市场上是靠竞争获得机会的，谁都不能有优先权。

出现在系列新政文件中的“全额上网”这个词组，同样属于非市场用语。在现代电力市场中，一般都说“竞价上网”或者“竞价交易”，上网电量和交易电量的多少都由市场说了算，谁也不能保证“全额”。而“上网”一词，也并非现代电力市场用语，在市场化交易规模不断增加的情况下，“上网”的电量会越来越少，而“过网”的电量则会越来越多。

此外，文件中还多次运用到“优先发电计划”和“发电权”这些计划色彩很浓的词汇，无一不体现了对平价项目和低补贴项目的扶持倾向。

说了这么多，可能有人会觉得不公平——平价项目和低补贴项目这不成了躺在计划温床上，处处享受着“优先”待遇吗？然而，并不是！当我们把目光投向平价项目敢于放弃补贴和高电价，而接受平价这个略显“悲壮”的事实之时，你就不再觉得平价上网项目是躺在计划温床上的享受者了。从某种意义上说，这些优惠政策是对平价项目投资者敢于挑战平价上网的奖赏，这也是通过“竞争”换来的。

综合来看，我国以风电和光伏为代表的可再生能源发电行业正走在一个将要“断奶”还未彻底“断奶”的这么一个阶段，而可再生能源独立面对市场的那一天也已近在眼前。

◆链接

系列新政对平价项目的支持措施汇总

1.平价项目和低价项目不受年度建设规模限制。

2.优化平价项目和低价项目投资环境，降低项目场址相关成本和非技术成本，并可以继续享受地方补贴。

3.保障平价项目优先发电和全额保障性收购，将平价项目的弃风弃光电量核定为优先发电计划，转让后获得收益。

4.鼓励平价项目通过绿证交易获得合理收益补偿。

5.认真落实电网企业接网工程建设责任，从而降低平价项目的接网等全部配套电网工程投入。

6.鼓励示范项目中的无补贴风电、光伏项目通过参与分布式发电市场化交易和就近直接交易，降低输配电价和减免政策性交叉补贴。

7.通过与省级电网企业签订不少于20年的固定电价购售电合同，保障平价项目的收益，并且除就近直接交易试点和分布式市场交易外，不要求此类项目参与电力市场化交易。

8.通过与送受端电网企业签订不少于20年的固定电价购售电合同，保障跨省跨区输电的送端无补贴项目的收益，且不要求此类项目参与跨区电力市场化交易。

9.通过创新金融支持方式，降低平价项目的融资成本。