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中國風電和光伏發電補貼缺口和大比例棄電問題的研究

   日期:2019-11-20     瀏覽:2    
核心提示:中國風電和光伏發電補貼缺口和大比例棄電問題的研究發布于《國際經濟評論》2018年第4期摘要中國當下可再生能源發展面臨補貼資金
中國風電和光伏發電補貼缺口和大比例棄電問題的研究
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發布于《國際經濟評論》2018年第4期

摘要

中國當下可再生能源發展面臨補貼資金缺口急劇膨脹以及“棄風棄光”居高不下的雙重挑戰。本研究在實地調研基礎上,討論分析了現有固定上網電價制度如何在制度層面上形成“地方請客、中央埋單”的資源配置邏輯,并與僵化的電力市場體制產生種種摩擦和矛盾,進而形成上述發展困局的。在進一步分析總結當前經濟新形勢和可再生能源發展國際經驗的基礎上,本文提出解決問題的思路,并立足還原風電和光伏發電的商品和環境屬性,對如何調整和過渡當前的可再生能源補貼政策提出相應政策建議。

自2006年1月頒布《可再生能源法》以來,中國風電和光伏發電產業迅猛發展。在2006-2015年期間,中國風電累計裝機容量從259萬千瓦到1.45億千瓦,增長56倍,全球占比從3.5%增長到33.4%;光伏累計裝機從8萬千瓦到4348萬千瓦,增長534倍,全球占比從1.2%增長到18.9%;并分別在2010年和2015年超過美國和德國成為全球第一大風電和光伏裝機大國,創造了世界上前所未有的可再生能源發展速度。2015年,中國風力發電1851億千瓦時,光伏發電392億千瓦時,分別占總發電量的3.2%和0.7%、一次能源消費總量的1.4%和0.3%。

但是,中國可再生能源的發展也面臨挑戰。在高額補貼政策驅使下,中國風電和光伏裝機得以超高速發展,但也更快地碰到了各國發展風電和光伏所遭遇到的問題和挑戰,并與中國原有僵化的電力體制產生種種摩擦和矛盾。其中尤為突出的是,中國可再生能源發電的補貼資金缺口急劇膨脹、“棄風棄光”比例不斷攀升。

中國對可再生能源補貼的資金來自對全國范圍內銷售電量所征收的可再生能源電價附加。為緩解補貼資金困難,中國可再生能源電價附加自2006年征收以來,歷經5次上調,從0.1分每千瓦時提高到1.9分每千瓦時,增長19倍。然而,面對風電和光伏發電的跳躍式發展,補貼資金缺口卻愈滾愈大:2014年底,缺口140億元;2015年底,缺口400億元;2016年6月底,缺口550億元;至2016年底,累計資金缺口突破600億元。

2015年風電和光伏發電補貼總額已高達600億-700億元。而根據2016年底國家能源局發布的《風電發展“十三五”規劃》和《太陽能發展“十三五”規劃》,2020年風電和太陽能發電規劃裝機將達到2.1億和1.1億千瓦,分別是2015年底裝機容量的1.45倍和2.53倍。如果不大幅度調整現有補貼政策,以每千瓦風電和光伏發電年平均發電2000小時和1500小時、平均每千瓦時補貼0.2元和0.5元的保守數字計,屆時年補貼資金將接近1600億元,與當前中國近1500億的財政扶貧資金旗鼓相當。再考慮到20年的補貼年限,中國在風電和光伏發電上的總補貼支出最保守估計將超過1萬億元。改革可再生能源電價補貼政策,迫在眉睫。

中國風電與光伏裝機容量已躍居世界第一,但受制于經濟下行和電力需求疲軟、電網外送通道建設滯后以及省際電力市場壁壘等體制因素,2014年以來設備利用小時數持續走低,棄風棄光問題凸顯。2014年、2015年和2016年上半年,中國平均棄風率分別為8%、15%和21%。2015年以來,中國平均棄光率持續保持在12%左右的高位。其中,中國西北和東北眾多省份棄風棄光問題尤為嚴重:2016年上半年,甘肅、新疆和吉林的棄風率分別達到了47%、45%和39%;甘肅和新疆的棄光率則高達32%。相比之下,同為風電和光伏裝機大國的德國,棄風棄光率只有1%。顯然,在現有約束沒有得到實質性解決的前提下,繼續保持風電和光伏裝機高速發展,棄風棄光問題將愈演愈烈。

本研究旨在梳理中國風電和光伏發電發展的現狀和問題,厘清各種問題的根源,分析未來發展面臨的約束和困難,并對解決問題可行的政策思路進行討論。

01

高額補貼驅動高速發展

自2003年開始,中國嘗試以市場化的補貼方式“特許權招標”確定風電上網價格,穩步推進可再生能源的發展,也為下一步出臺風電固定上網標桿電價提供價格參考。特許權招標是由政府對一個或一組新能源項目進行公開招標,由各發電企業競價決定該項目的上網價格。2003-2007年,中國共進行五期風電項目的特許權招標,總裝機容量達到330萬千瓦,占2007年底風電累計裝機容量的56%。

特許權項目的招標價格普遍低于同時期的審批價格,最低曾到達0.38元/千瓦時,逼近火電上網價格。但從課題組實地調研情況來看,在當前棄風棄光較為嚴重地區,特許權招標項目因不受限電約束,受到當地風電企業普遍歡迎。特許權招標以市場競價為原則,不但實現有效的價格發現、降低財政補貼成本,也將風電場資源配置到經營效率最高的企業手中,是最有效率的可再生能源補貼方式。2010年,中國開展的13個光伏電站項目的特許權招標,中標價格區間為每千瓦時0.7288-0.9907元。

但在污染排放形勢日益嚴峻以及國際氣候變化談判壓力與日俱增的背景下,國家發展與改革委員會分別于2009年和2011年取消風電和光伏發電特許權招標電價補貼政策,正式出臺風電和光伏發電的固定上網電價政策:電力公司以當地火電標桿電價收購風電和光伏發電,政府則補貼風電和光伏發電固定標桿上網電價與當地火電標桿上網電價之差。為推動風電和光伏發電的大規模發展,中國在當時制定的固定電價水平遠高于此前特許權招標價格:4類風能資源區風電固定上網價格分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元;2011年底之前和之后投產的光伏電站上網電價分別為每千瓦時1.15元和1元。

隨著技術進步和行業競爭的加劇,自設立固定上網標桿電價以來,風電和光伏發電成本出現大幅度下降。從2009年第一季度至2016年第三季度,考慮設備投資和融資成本后的全球陸上風電的平準化電力成本平均下降50%,而同期太陽能光伏組件的單位成本則平均下降90%。相比之下,中國風電和光伏固定上網電價不但在設立之初就維持了較高的水平,而且在往后的調整過程中,不但緩慢而且相對有限:2009-2017年的8年時間內,風電上網價格只經過3次調整,1類至4類各資源區上網價格從2009年到目前執行價格水平,分別只下降7.8%、7.4%、6.9%和1.6%;2011年以來,光伏發電上網價格也只經過3次調整,1類至3類資源區在2017年1月1日之后的上網價格,相比于2011年之前投產建設的每千瓦時1.15元,分別下降43%、35%和26%。

嚴重滯后的補貼政策調整,更使風電和光伏發電的補貼額度高上加高,在經濟下行、傳統行業普遍經營困難的背景下,高度激發市場各方主體投資風電和光伏發電的強烈意愿。課題組調研發現,在某些地區,為爭奪光伏項目裝機指標,5萬千瓦的項目指標“黑市”價可達2000萬元。光伏發電過高補貼所產生的行業尋租問題不可小覷。

除了引發市場主體的投資沖動,高額補貼還派生出地方政府的投資饑渴。中國風能和太陽能資源基本上分布在經濟上較為落后的甘肅、新疆、內蒙古、寧夏、吉林等三北地區,具有很強的地域性。而在現有補貼政策下,風電和光伏發電的高額補貼成本由全國電價共同分擔。這就在制度層面上形成風電和光伏發電發展“地方請客、中央埋單”的資源配置邏輯。對于經濟較為落后的地區,如何發展本地經濟、提升GDP是政府工作的重中之重。由于風電場和光伏電站的建設能有效拉動固定資產投資,并帶動上游設備和零件制造業發展,風電和光伏發電成為這些地區少有的經濟增長新亮點。

對于地方政府而言,只要能從國家能源局獲得風電和光伏發電的項目建設指標,不需花費任何本級財政,就能獲得管轄區域內的投資增長。巨大的GDP政績收益觸發了地方政府的投資饑渴,并使之積極利用行政手段干預地方風電和光伏發電的建設發展,也為中國風電和光伏發電在這些地區的發展埋下了“重建設、輕消納”的隱患。

在中央高額補貼、市場沖動和地方政府投資饑渴的三重推動下,中國風電和光伏發電裝機在固定上網電價政策頒布后步入跨越式發展階段,并呈現出爆發式增長:2009年全國風電新增裝機1373萬千瓦,一舉超過此前二十多年965萬千瓦累計裝機容量;2009-2015年間,風電新增裝機年均增長47.5 %,占同期全球新增裝機42%;2011年新增光伏裝機270萬千瓦,遠超2010年底80萬千瓦的累計增加容量;2011-2015年,光伏新增裝機年均增長248%。

02

高額的補貼、計劃的市場

固定上網電價制度的實施使得中國得以在較短的時間內迅速推動風電和光伏發電的大規模發展,對中國能源綠色轉型起到了關鍵性作用。但不曾料想的是,高額補貼所引爆的風電和光伏發電投資,不但給財政補貼資金造成巨大壓力,還帶來棄風棄光問題不斷加劇的更大麻煩。“風光無限、水深火熱”成為諸多地區風電和光伏發電發展的真實寫照。

自2002年“廠網分開、主輔分離”的電力體制改革以來,中國發電側市場競爭開放,但風電和光伏發電的出口端——輸配和售電側至今仍受到高度計劃管制。當競爭性且超高速發展的風電和光伏發電遭遇計劃管制的電力市場,產生了諸多意想不到的矛盾和沖突,促發罕見的棄風棄光問題。

電源和輸電通道的緊張

由于電網的自然壟斷屬性,各地的輸配電網主要由當地電網公司獨家投資建設并承擔相應成本。對于電網公司而言,新建輸電線路,在經濟上需核算成本收益;在建設上,需要經過規劃、可行性研究、評估、立項、征地拆遷、施工等諸多流程和環節,歷時2-3年。尤為突出的是,風能和太陽能資源豐富,并且風電和光伏發電項目建設成本較低的地區,往往地處偏遠且遠離用電負荷中心,輸電線路建設成本較高。這就在經濟層面上導致電網公司在這些地區投資建設外送通道的意愿不強。

相比之下,風電和光伏發電項目的建設投資,不但無需在意外送輸電通道的投資成本,而且可在數月時間內快速完工。為搶占優勢資源,風電和光伏發電投資主體更是積極“跑馬圈地”,并意欲以大規模項目建設“倒逼”電網公司鋪設外送輸電通道。另外,在現有補貼政策下,風電和光伏發電標桿電價在調整日出現斷點式下降。對于中等規模的風電場或光伏電站而言,并網時間相差一天,20年運營周期內總收入可差數百萬至數千萬元。每逢補貼政策調整前夕,全國各地必然出現新一輪大規模“搶裝潮”,致使在較短時間內,風電和光伏發電項目集中上馬,原有輸電線路無法滿足電源輸電需求。

如果說電源建設和輸電通道建設的協同匹配主要是技術層面的問題,在現有條件下,以時間為代價,終將得到解決,那么電力市場制度層面上的掣肘,則是棄風棄光問題在現階段難以逾越的障礙。

省際壁壘阻隔電力外送消納

電力的生產和需求須要實時平衡,而受制于自然條件,風電和光伏發電卻天然帶有很強的間歇不穩定性。在儲能技術沒有突破性進展、儲能成本還相當昂貴的背景下,解決風電和光伏發電間歇不穩定的唯一辦法是,通過電力調度調整電網內火電機組實時出力。但對于區域電網而言,為保障電網的安全穩定運營,網內所能消納的間歇不穩定電源發電占比有上限。因此大規模的風電和光伏發電需要大電網、大市場來消納。電網和電力市場交易半徑越大,所能消納的風電和光伏發電越多。即便以風電和光伏發電發展成功著稱的德國,如果離開歐洲大電網,也根本無從做到風電和光伏發電占國內總發電量20%的高比例。

但在中國原有電力計劃體制下,電力平衡以省為單位,每年由各省經濟和信息化委員會、電網公司根據全年預測消費電量,制定省內各發電機組的發電計劃。由于各省的發電上網電價和用電價格都是由國家發改委核定,其中價差收益由電網企業獲得,而電網企業都是央企。因此,從省級政府的角度,在發電計劃的安排上,首先要確保的是本省發電企業的利益和發電小時數,至于是否從省外購買便宜電力,由于主要受影響的是電網企業利益,并不在其考量范圍之內。因此,現實的情況是,只有當省內發電無法滿足省內用電需求時,缺電省份才會向其他電力富余省份購電,出現省間電力交易。2014年,全國跨省區交易電量達到8842億千瓦時,僅占全國電力需求總量的16%。在有限的跨省(區)電力交易中,計劃安排和地方政府間協議仍是確定跨省(區)交易電量和交易價格的主要形式。

2015年以來,以放開售電側、促進電力直接交易為主要內容的新一輪電力體制改革開始啟動。各省分別成立電力交易中心,在原計劃電量中拿出部分電量交由市場進行交易,并積極組織省內用電大戶和發電企業以雙邊協商或集中競價的方式進行電力直接交易。在大用戶直購電交易中,發電企業需以市場競爭獲得發電權,用電企業則可直接面向發電企業購買電力,突破了原有僵化的計劃體制。

但由于發電權的分配依舊控制在各省手中,以省為界、“畫地為牢”的局面沒有發生任何變化,電力跨省交易困難重重。尤其是在經濟下行、大多數省份電力供應都出現富余的背景下,為了確保省內發電企業的利益,即便跨省購電成本再低,多數省份的政府也不愿意跨省購電,致使電力跨省交易難上加難。調研發現,甘肅某一風電發電企業即便與位于另一省份但隸屬同一發電集團的火電廠達成發電權交易的協議,也同樣遭到火電廠所在地省級政府的否決。

難以破除的省際壁壘將中國電力市場切割成30多個獨立的省級電力市場,這就在客觀上要求風電和光伏發電立足省內電力市場進行消納。但中國巨大體量的風電和光伏裝機主要集中在三北地區,其中大部分省份恰恰用電負荷較少且重工業GDP占比較高,在經濟下行、重工業用電需求大幅度下滑的背景下,發電形勢緊張問題首當其沖。一頭是不斷加碼的裝機,另一頭是不斷萎縮的用電需求,棄風棄光問題也就愈演愈烈。

以棄風棄光問題最為嚴重的甘肅省為例,截至2016年6月底,甘肅全省發電裝機容量4722萬千瓦,其中火電、水電、風電和光伏發電分別裝機1930萬千瓦、853萬千瓦、1262萬千瓦和678萬千瓦。相比之下,2016年1-6月全省最大負荷僅有1214萬千瓦,相當于1/4總裝機容量,發電產能嚴重過剩。甘肅省2016年上半年發電量只有575億千瓦時,同比下降8.3%,致使在風電和光伏發電量分別同比增長4.28%和9.24%的背景下,棄風棄光率進一步攀升至47%和38%。目前,甘肅省已經創下風電和光伏發電占全省發電量18.24%、可調電量20%的歷史紀錄。進一步大幅度提高省內風電和光伏發電占比,空間極其有限。因此,不進一步通過電力市場化改革打破各省“畫地為牢”的局面,不建立更大區域范圍內的電力市場,棄風棄光問題難以根除。

“量”、“價”難兩全

問題是,省際壁壘和封閉有限的省內市場是既定的約束,面對棄風棄光不斷惡化的形勢,風電和光伏發電企業為何繼續增加裝機投資?

在現有電力體制下,各省經信委和電網公司在制定省內各發電機組的發電計劃時,大致是以發電機組容量為根據對計劃發電量進行平均分配。在實際運行中,各電網公司更是需要貫徹執行公開、公平和公正的“三公”調度。這就在制度層面上形成以平均主義“大鍋飯”的方式配置發電權資源的邏輯。在經濟下行、電力市場供大于需的新形勢下,發電權成為稀缺資源。當電力上網價格固定、發電權平均分配,發電企業無法通過市場競價獲得發電權資源,增加項目裝機容量成為競爭獲取發電權的重要籌碼。

在經濟層面上,這就衍生出電力領域的“公地悲劇”:只要新建裝機能獲得超額回報率,即便棄風棄光率不斷攀升,企業仍會不斷增加新增裝機投資,直到項目收益趨向行業平均回報率。甘肅調研發現,即便在2015年如此之高的棄風率下,大部分風電企業還是能盈虧平衡,甚至略有盈余;直到2016年上半年用電需求繼續大幅度下滑、棄風率再創紀錄的嚴峻形勢下,企業繼續投資風電項目的沖動才得到有效抑制,新增裝機僅20萬千瓦。

在計劃管制的電力市場中,上網價格和機組產量受到嚴格管制,但經濟和市場規律并未消散,且以意想不到的形式發生作用。在發電企業不能競價的情況下,競裝機容量就成為市場配置稀缺發電權資源的重要手段。其中最令人唏噓的是,在封閉且需求有限的市場中,高額補貼竟成為高棄風棄光率的最直接推手:補貼額度和上網價格越高,在同等棄風棄光率條件下,風電和光伏發電裝機投資越能獲得較高收益,進而誘發更大規模的新增投資和不斷攀升的棄風棄光率,直至新增裝機投資的成本收益趨向于平衡點。在上網價格固定不變的背景下,棄風棄光率替代價格成為調節市場供給的重要工具,且隨補貼額度水漲船高。

價格和產量是企業參與市場競爭、贏取市場份額的兩大籌碼。而固定上網電價結合全額保障性收購的政策設計卻欲以“既保價、又保量”的初衷推動中國風電和光伏發電的大規模發展。但經濟規律難以違背:只要“量”、“價”齊保,企業決策便無需在意市場競爭因素,進而產生無窮擴張產能的沖動。因此,在一個競爭開放、企業可自由進出的市場環境中,“量”、“價”難兩全。

上述實際發展的情況也表明,當固定上網電價制度保了“價”,以保“量”為目的的保額保障性收購制度便不得不付之東流,致使棄風棄光率愈演愈烈。如果說固定上網電價制度“保價不保量”,那么早期特許權招標項目的運行邏輯卻是“保量不保價”:在確保發電量全額保障性收購的前提下,電力價格在招標環節由企業競爭決定。而對于企業而言,前者固然確保價格長久不變,但卻帶來產量的高度不確定性,相比之下,后者則能提供價格和產量的雙重穩定預期——這就使得在高棄風棄光率地區,企業對“保量不保價”的特許權招標項目持高度歡迎態度。

以上情況說明,經濟規律往往以“事與愿違”的方式來彰顯它的存在:政府希望通過高額補貼大規模發展風電和光伏發電,卻不曾料想,高額補貼不但成本極其昂貴,而且催生意想不到的裝機“大躍進”,使得補貼財政捉襟見肘、難以承受;更難以預料的是,當躍進的產能遭遇電力市場的森嚴壁壘和管制時,不得不閑置過剩,引發舉世罕見的棄風棄光,致使像甘肅這樣諸多“風光無限”的地區陷入“水深火熱”之境地。我們認為,只有深刻理解上述經濟現象之間的因果規律,追根求源,認清要害,果斷抉擇,才能扭轉局面,讓中國風電和光伏發電朝著符合市場經濟規律和可持續發展的方向改進。

03

解決問題的思路

始于2009年和2011年的固定標桿上網電價補貼制度,為推動中國風電和光伏發電以及相關制造產業的大規模發展起到了決定性作用,其歷史貢獻值得肯定。但是,近些年來,隨著風電和光伏發電裝機突飛猛進、體量躍居全球第一的同時,中國經濟和環境污染形勢再次發生重大變化。尤其是化石能源價格和經濟增長速度下行,風電和光伏發電的財政補貼壓力日趨緊張,使得現有補貼制度所面臨的電價調整機制不靈活、補貼規模過大和補貼效率低下等問題凸顯。為此,有必要重新審視、冷靜分析當前新形勢,選擇切實可行的政策思路。

首先,煤炭是中國大氣污染和二氧化碳排放的主要來源,替代并減少火電燃煤消費是大規模發展風電和光伏發電的唯一意義所在。但自中國經濟在2002年重新上行且經歷10年年均增長10%的煤炭消費高增長之后,中國煤炭消費量自2012年以來首現1%-2%的個位數增長,且從2014年開始連續三年下降。中國電力消費在經歷了2002-2011年間年均近12%的高速增長后,也自2012年開始出現增速大幅度下滑。

在經濟新常態、產業結構轉型的大背景下,核電和天然氣等其他清潔能源大幅度增長的新形勢下,中國經濟在未來較長一段時間再現煤炭和電力消費高速增長的可能性微乎其微。因此,在此新形勢下,我們認為有必要放松可再生能源發展在政治上的約束,讓產業發展回歸常態、服從經濟規律。

其次,補貼風電和光伏發電的收益有且只有環境效益,合理的補貼政策應經得起補貼成本和環境收益的核算。根據課題組比較激進的測算方法,中國每千瓦時燃煤發電的大氣污染成本最多不超過5.4分。在現有的文獻研究中,每噸二氧化碳成本的平均估計值在12美元。以此計算,燃煤發電的氣候變化成本為每千瓦時6.9分。兩者相加,火電燃煤每千瓦時環境總成本在0.12元左右,遠低于當前風電和光伏發電每千瓦時的補貼金額。以2015年風電和光伏總發電量2243億千瓦時計,風電和光伏發電的環境總收益只有269億元??紤]到光伏產品制造過程中所產生的高污染,風電和光伏發電實際環境收益更低。而2015年,中國對風電和光伏發電的補貼總額卻高達600億-700億元,補貼政策的成本收益嚴重失衡。

考慮到二氧化碳外部性成本的高度不確定性,每噸12美元的數字可能會趨于保守。但基于以上測算,二氧化碳外部性成本只有高于每噸40美元左右,中國風電和光伏發電補貼政策的成本收益才能實現自我平衡。相比之下,美國政府進行碳減排項目評估時所采用的數值也只有36美元。

最后,風電和光伏發電發展和補貼壓力之間的高度緊張并非中國所特有。在西班牙、意大利、日本、德國等絕大多數依靠高額固定上網電價制度推動風電和光伏發電大規模發展的國家都同樣面臨巨大財政壓力,最終不得不大幅度調整補貼政策。尤其是在風電和光伏發電成本快速下降的背景下,發電成本信息在政府與企業之間的不對稱問題使得制定合理的固定上網電價難上加難,越來越多國家的可再生能源補貼政策開始從固定上網電價制度轉向上網電價競標制度,相當于中國早期實施的特許權招標政策。

以發展可再生能源成功著稱的德國為例。截至2015年底,德國風電、光伏發電和生物質發電量分別為880億千瓦時、384億千瓦時和502億千瓦時,三者相加占德國總發電量的27.3%、一次能源總消費量的12.4%。但為補貼可再生能源發電,德國居民消費者需支付每千瓦時0.48元人民幣(6.354歐分)的可再生能源電力附加稅、每年近1700多億元人民幣(229億歐元)總補貼的高昂代價。在嚴峻補貼形勢的倒逼下,德國議會最終在2016年7月決議修改《可再生能源法》,決定從2017年開始變原有的固定上網價格政策為補貼成本較低且更為市場化的上網電價競標政策。

在技術進步、供應鏈改善和規?;a三重因素的共同作用下,風電和光伏發電成本在世界范圍內大幅度下滑,越來越多的風電和光伏項目無需任何補貼便可競爭上網。以2016年為例:1月,2018年建成、每千瓦時3美分的陸上風電項目在摩洛哥簽訂;2月,2017年建成、每千瓦時4.8美分的光伏發電項目在秘魯簽訂;3月,2018年建成、每千瓦時3.6美分的光伏發電項目在墨西哥簽訂;5月,2019年建成、每千瓦時2.99美分的光伏發電項目在迪拜簽訂;8月,每千瓦時2.91美分的光伏發電項目在智利簽訂。其中,光伏發電項目上網價格隨著建成時間的推后而不斷創下新低,充分反映了市場對未來光伏發電成本不斷走低的預期。

傳統的固定上網電價制度顯然難以適應風電和光伏發電成本如此瞬息變化的形勢。由于政府和可再生能源企業之間的信息高度不對稱,發電成本下降的收益更是往往被可再生能源企業所獲取,而無法傳送到消費端。相比之下,上網電價競標制度以市場競價的方式,能真實地發現和還原風電和光伏發電成本,為大幅度降低補貼資金提供了現實可行的選擇。與此同時,競標制度亦能高度激發企業競爭,從而將風電和光伏發電項目資源配置到經營效率最高的企業,有利于高效率企業的做大做強以及行業整合。

在經濟下行和財政補貼壓力凸顯的背景下,除德國外,越來越多的國家開始采用上網電價競標方式對風電和光伏發電進行補貼。其中,采用上網電價競標制度最為成功的是巴西。巴西自2006年開始通過競標價格從高往低報的荷蘭式拍賣法,對可再生能源項目進行招拍,并在2009年對風電項目實行全面競標制度。截至2015年,通過競標制度,巴西共完成1230萬千瓦陸上風電項目和230萬千瓦光伏發電項目的建設。在2009年實施風電項目競標后,相比于原先政府所設定的固定上網電價水平,風電上網電價下降近50%。

歐盟也要求自2017年起,對技術成熟的可再生能源項目進行補貼,需引進競價機制。在曾經采用過項目競標的國家中,相比于原有固定上網電價,風電和光伏發電上網價格無一例外出現大幅度下降:在巴西、南非、印度等新興國家,上網電價下降29%-50%不等;在德國、意大利和英國等風電和光伏發電發展比較成熟的歐洲地區,上網電價也出現6.5%-32%不等的降幅。

以上的分析表明,在當前的新形勢下,曾經催生風電和光伏發電高額補貼政策的歷史因素,已經發生變化。我們認為,解決當前風電和光伏發電所面臨問題,并促進其長久可持續發展,第一要還原風電和光伏發電的商品和環境屬性,第二要讓市場和環境成為配置稀缺清潔能源的決定性力量。我們要擺脫以往補貼思維的慣性,讓補貼政策回歸它的環境宗旨:從減少大氣污染和二氧化碳減排的環境角度,制定合理的補貼政策,而不是為完成某種發展目標、某種占比的角度,尤其要抑制為完成任務不顧實際、不惜代價、操之過急的政策傾向。我們相信,在健康市場環境中成長的風電和光伏發電產業,最終將依靠技術進步、成本下降所形成的市場競爭優勢,成為中國發電領域的重要組成部分。

04

可選政策的討論

在以下的討論中,我們首先討論風電和光伏發電發展的最優環境政策,將其作為中長期可再生能源發展政策的努力目標;其次再討論如何在尊重既有現實的前提下,對現有補貼政策做進一步的優化調整,并以此作為可再生能源發展政策的短期目標;最后討論其他相關政策。

No.1

在中長期,以開征環境稅為契機取消對新增裝機的發電補貼

在可選的政策中,我們首推“以開征環境稅為契機取消對新增裝機的發電補貼”。這是因為,從環境外部性最優稅收理論角度,開征環境稅是解決大氣污染或氣候變化外部性問題最優經濟手段。環境稅是政府替代市場為稀缺的環境資源設定價格。一旦對燃煤發電過程中的大氣污染物或二氧化碳排放開征環境稅,就可以糾正原本被扭曲的燃煤發電和清潔電力之間的相對價格,使得風電和光伏發電可以跟燃煤發電在公平的市場環境下進行競爭。更為重要的是,環境稅還存在“雙重紅利”的作用:征收環境污染稅,可以減少經濟領域其他征稅,從而可以在“稅賦總量平衡”的原則下,減少其他稅種對市場的扭曲,提升市場效率。

我們建議,在降低其他稅賦、維持稅收總量大體不變的前提下,開征燃煤發電大氣污染物排放的環境稅,并適時取消對風電和光伏發電新增裝機的發電補貼??紤]到企業污染物排放信息高度不對稱、排放數據造假問題難以杜絕,我們建議將污染稅設為地方稅種,以財政激勵刺激地方政府強制執行和監督檢查企業污染物排放的積極性。

No.2

在短期,迎難而上、及時果斷調整現有高額補貼政策

在當前環境稅和全國碳交易市場尚未出臺的背景下,或者未來推行的環境稅和碳交易價格不足以真實反映燃煤發電的大氣污染和碳排放外部性成本,維持對風電和光伏發電的補貼則是糾正燃煤發電外部性問題的必要手段。而在未來環境稅和碳交易市場都全面推行且環境稅和碳價具備足夠強度的情形下,考慮產業發展的連續性,我們也建議設置補貼過渡期:在此過渡期內,對新增裝機沿用既有補貼政策框架,但需對補貼政策做大幅度調整;過渡期滿,取消對新增裝機的發電補貼,對已建成的存量風電和光伏發電項目則按原有合同繼續補貼直至補貼期滿。

過渡期既可以按時間設限,例如設置不超過3-5年的過渡期,也可以按風電和光伏發電累計裝機容量設限。設置補貼過渡期的關鍵是,向市場發出補貼政策將適時退出的明確信號,從而激勵企業往技術創新、精細化管理、降低發電成本的方向上努力,而不是在補貼政策下進行各種尋租活動。在補貼政策退出之前,對新增裝機沿用既有補貼政策框架,但需對補貼做法做如下大幅度調整。

努力擴大上網電價競標項目范圍

對于政府而言,風電和光伏發電企業的真實成本存在著高度的信息不對稱。在風電和光伏發電成本快速變化的背景下,如何制定合理有效的固定上網電價始終是難解之題。中國原有的特許權招標制度恰恰能以上網電價競價的方式,在切實有效還原風電和光伏發電真實成本的同時,將稀缺項目資源配置到經營效率最高的企業手中,是最有效率的補貼方式。在2009年以來風電和光伏發電成本分別下降近50%和90%的背景下,早期部分風電和光伏發電特許權競標價格至今仍低于當前政府制定的標桿上網電價。2016年9月,在一類資源區包頭光伏發電示范基地的項目競標中,更是出現最低每千瓦時0.52元的報價,比當時每千瓦時0.8元的標桿上網電價下降近35%。其中,報價每千瓦時0.5元-0.6元的企業達十余家。

很顯然,缺乏彈性的固定標桿上網電價難以適應風電和光伏發電領域快速變化的形勢。因此,我們建議,借鑒巴西和德國的做法,果斷退出既有固定上網電價政策,全面推廣上網電價競標制度。若短期內難以做到全面推廣,也應考慮每年劃出一定裝機容量,在全國范圍內實施上網電價競標,并根據項目競標實施情況逐步擴大競標容量范圍,直至全部新建項目轉入以上網電價競標為主的補貼模式。

我們建議,上網電價競標項目應面向全國進行統一競標:每年先由國家能源局確定當年全國上網電價競標的總項目容量;再由各省自主確立若干上網電價競標項目并實施競標,風電和光伏發電補貼額度的實際支付應為項目中標上網電價與當地燃煤機組標桿上網電價之差;最后由國家能源局以“補貼低者得”原則,將之前確定的裝機容量按項目每千瓦時實際補貼金額,從低到高配置到各個地區。該辦法旨在全國范圍內對電價補貼進行競價,以獲得最高補貼效率。在早期特許權招標項目實施過程中,有企業“中標不建”,致使招標項目流產。對此,可采取沒收競標押金、取消未來所有項目競標資格等懲罰性措施來預防此類企業投機行為的發生。

上網電價與棄風棄光率掛鉤且逐月下調

對于不納入競標的新建風電和光伏發電項目,我們有如下建議:

首先,掛鉤各資源區上一年度平均棄風棄光率水平,一次性大幅度下調現有新建風電和光伏標桿上網電價。前文指出,棄風棄光率高低是電價補貼額度過高或過低的直接反映指標。因此,建議依據資源區內平均棄風棄光率越高、下調幅度亦越高的原則,盡快一次性大幅度下調各資源區現有風電和光伏發電標桿上網價格。

其次,增加新建風電和光伏發電項目標桿上網電價的調整頻率。中國政府每隔若干年對風電和光伏上網標桿電價進行斷點式下調,使得各地在電價調整日前出現“搶裝潮”。調研發現,“搶裝潮”不但加重電源建設和輸電線路建設之間的緊張,也蘊藏潛在裝機質量安全風險。因此,我們建議在一次性大幅度調整各類資源區標桿上網電價后,增加對新建風電和光伏發電項目上網電價的調整頻率。

考慮到風電和光伏發電裝機成本下降速度較快,建議對新建項目的上網電價進行每年一次的調整,并根據新增裝機規?;驐夛L棄光率確定下調幅度。如有可能,可進一步考慮在每年初,根據上一年度新增裝機規?;驐夛L棄光率,制定當年內新建項目上網電價按季度或按月下調的計劃。該辦法在減緩“搶裝潮”、“驗收申請潮”確保項目裝機質量安全的同時,也給市場提供穩定價格預期。

最后,在充分利用價格工具調整全國風電和光伏發電項目新增建設規模的基礎上,適時取消年度裝機容量計劃指標管制。2014年以來國家能源局對各地新增風電和光伏發電裝機容量進行年度計劃指標管理的辦法,對抑制風電和光伏發電裝機過快增長起到重要作用。但經濟規律表明,當發電價格和裝機容量受到雙重管制,只要固定上網電價過高,裝機計劃指標的稀缺性便會通過企業公關、項目倒賣等各種尋租方式產生經濟租。其中,光伏發電項目的尋租活動尤為明顯:公開媒體報道有關光伏發電項目“路條”買賣的現象屢見不鮮,如上文所述,課題組調研也發現,5萬千瓦光伏發電項目指標“黑市”價可高達2000萬元。在過高的上網電價水平下,計劃指標管制將部分補貼資金變現為指標價格,而后者的水平高低由上網電價決定:上網電價越高,項目投資收益和需求則越高漲,進而誘發越發普遍的尋租活動和更高的指標租值。只要容量計劃管制存在,尋租亂象就難以避免。

因此,我們建議,應充分利用價格工具調整新增裝機規模,尤其是通過上述更加靈活和及時的固定上網價格下調機制抑制風電和光伏發電項目的新增建設需求。只要上網電價的調整及時到位,風電和光伏發電項目的投資回報率便能回歸市場平均回報率,進而形成新增裝機規模有序增長的局面。屆時,年度裝機容量指標管制便可擇機取消。

No.3

全額征收居民用電的可再生能源電價附加

截至2016年底,中國風電和光伏發電補貼資金缺口已達600多億,再考慮到未來新增裝機容量,即使如前所述及時大幅度調整補貼政策,補貼資金缺口也將愈滾愈大。在經濟下行、企業轉型艱難的背景下,進一步大幅度提高可再生能源電價附加以彌補資金缺口勢必加重全社會企業負擔,非上選之策。

長期以來,中國大部分省份居民用電的可再生能源電價附加始終停留在每千瓦時0.1分的水平(少數省市居民電價的可再生能源附加為0或略高于每千瓦時0.1分),未經任何上調。而在當前經濟新常態下,居民用電量恰恰是增長最快的用電部門。以2016年為例,全國居民用電8054億千瓦時,增幅11.2%,遠高于全社會用電量5%的增長速度。我們建議,對居民用電全額征收每千瓦時1.9分的可再生能源電價附加以應對不斷增加的補貼缺口。

首先,中國廣大城鄉居民是發展風電和光伏發電、減少污染排放的最直接受益者?;?ldquo;誰受益、誰付費”的原則,中國居民理當承擔相應的綠色發展成本。

其次,對居民用電全額征收可再生能源電價附加,中國每年至少可增加近150億元的補貼資金,而居民承擔的成本則在人均每年10元左右。居民負擔完全可控。

最后,從全球范圍來看,由于供電成本的差異,居民用電價格一般而言是要高于工商業用電價格。例如在美國,居民、商業、工業和運輸業在2015年的平均電價分別為每千瓦時12.67、10.59、6.89和10.17美分;德國居民電價也將近是工業電價的2倍,分別為29.5歐分和14.9歐分。而中國的情況卻恰恰相反,工商電價兩倍于居民電價且對后者進行長期補貼,電價中的可再生能源附加也基本上由工商電價承擔?;陔娏ι唐穼傩缘慕嵌?,中國居民電價有相當大的漲價空間。對居民用電全額征收每千瓦時1.9分的可再生能源電價附加,不但可行,而且也為減少電價交叉補貼以及居民電價的扭曲程度做出貢獻。

No.4

可考慮以風電和光伏發電占比15%為原則,制定合理、切實可行的最低保障利用小時數,促進風電和光伏發電參與電力市場交易

在當前嚴峻的棄風棄光問題的“倒逼”下,國家能源局在2016年上半年出臺《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》,對棄風棄光比較嚴重地區核定最低保障收購年利用小時數,并鼓勵風電和光伏發電核定小時數以外的發電量通過電力市場交易的方式進行消納。

《可再生能源法》要求對風電和光伏發電進行全額保障性收購。但實際的情況是,在用電需求疲軟、輸電線路建設滯后、電力市場分割、保障電網安全運行等諸多因素的影響下,以行政命令要求所有地區實現全額收購既不可能,也做不到。相比之下,國際上主要國家的風電和光伏發電,依托電力市場并憑借風電和光伏發電的低邊際發電成本的優勢,通過市場競價實現全額上網。因此,國家能源局從實際出發,主動放棄全額保障性收購,以保障收購和參與市場競爭并舉的方式實現風電和光伏發電全額上網的做法值得肯定。

但是,國家能源局核定的最低保障收購年利用小時數,也存在偏離實際、要求過高的情況。以甘肅省為例,國家能源局制定的風電和光伏發電最低保障收購年利用小時數分別為1800小時和1500小時。實際情況是,2016年上半年甘肅風電和光伏發電設備利用小時數分別只有591小時和540小時,距離國家能源局制定的最低保障收購小時數甚遠。但在現有條件下,甘肅省已盡最大努力消納風電和光伏發電:2016年上半年,風電和光伏發電已占到全省發電量的18.24%、可調發電量的20%。該占比已與當前德國風電和光伏發電占全國總發電量的比例持平,實屬不易。脫離實際的要求,難以落地執行,最終也將形同虛設。

我們建議,以風電和光伏發電量占比為依據,根據各省實際情況制定各省相應的最低保障收購年利用小時數。建議先由國家能源局制定各省風電和光伏發電占全省可調發電量的最低比例。對于風電和光伏發電占比尚未達到該最低比例的省份,由電網公司對省內風電和光伏發電進行全額保障性收購;對于風電和光伏發電占比超過該最低比例的省份,則可進一步考慮:

比例內的發電總量,按現有辦法根據風電和光伏發電裝機容量進行等比例分配,并以此作為制定各省風電和光伏發電最低保障利用小時數的依據;比例外的風電和光伏發電則參與市場交易。

該辦法意在通過保障性收購電量比例來制定合理可行的最低保障利用小時數。我們建議,可以由國家能源局在全國層面將此最低比例制定在15%左右的水平,并鼓勵各省自主制定不低于15%的保障性收購電量比例。

結合當前逐步推進的電力市場化改革,最低保障利用小時數以外的發電量則由風電和光伏發電企業直接參與電力市場交易。屆時,風電和光伏發電的價格由兩部分組成:電力市場交易價格以及補貼價格。其中,補貼價格是各省風電和光伏發電固定標桿上網電價與當地燃煤標桿上網電價之差。這就在確保最低保障利用小時數基礎上,以“應補盡補,其余交于市場”的原則理順風電和光伏發電的定價機制。

No.5

加快電力市場改革,釋放風電和光伏發電的競爭優勢

從世界各國經驗來看,電力市場的有效運行是發展風電和光伏發電、消納間歇不穩定電力的重要保障。而從各地試點情況來看,中國當前風電和光伏發電參與電力市場交易尚處于初級階段,且受到行政過多干預。因此,建議加快推進電力市場改革,為風電和光伏發電的可持續發展奠定基礎。

我們首先建議,由中央政府協調推動,破除電力市場交易的省際壁壘,在更大范圍內建立統一的電力交易市場,擴大電力平衡范圍和跨省跨區交易規模。打破電力市場行政邊界,在更大范圍內實現電力平衡和電力交易,不但能降低平衡成本,促進新能源滲透,而且能提高整體電力資源利用效率。

其次,由于邊際發電成本幾乎為零,相比于其他電源,風電和光伏發電參與電力市場交易具有較大的競爭優勢。但風電和光伏發電的間歇性和不穩定性卻嚴重制約了其競爭優勢的發揮。而電力現貨市場迅速及時的實時交易和平衡結算就是應對風電和光伏發電間歇性和不穩定性的最佳手段,尤其是在實時交易市場上,根據市場供求以及風電和光伏發電出力情況,風電和光伏發電價格的靈活調整至關重要。在各國的電力交易市場中,風電和光伏發電在特殊時段以零電價甚至負電價成交亦非罕事。因此,建議在這一輪的電力市場化改革中,加快建立電力現貨交易市場,發揮風電和光伏發電的競爭優勢,以市場手段促進風電和光伏發電的全額消納。

最后,可考慮建立調峰調頻輔助服務交易,讓風電和光伏發電企業通過向其他電源購買調峰調頻輔助服務來解決其間歇性和不穩定性問題。尤其是在電力市場省際壁壘短期內難以突破的形勢下,通過發展省內調峰調頻輔助服務交易,利用價格信號引導更多電源提供輔助服務,將為立足省內電力市場消納風電和光伏發電提供更多空間和支持。

No.6

謹慎對待非水可再生能源配額制度

在電力市場嚴重分割、風電和光伏發電難以跨省消納的背景下,各方寄希望于盡快出臺以省為單位的可再生能源配額制度,為確保完成2020年非化石能源占一次能源消費15%的政治目標的同時,打破省際壁壘、促進風電和光伏發電的跨省購售電交易。

在此背景下,國家能源局于2016年上半年發布《關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》,“根據各地區可再生能源資源狀況和能源消費水平”,制定5%到13%不等的“各省(區、市)全社會用電量中非水電可再生能源電量比重指標”,并將完成比重指標的責任主體落實到發電企業身上。但是,我們認為需謹慎對待非水可再生能源配額制度。

首先,結合可再生能源證書的可再生能源配額(Renewable Portfolio Standard)和上網電價(Feed-in Tariff)是全球發展可再生能源最主要的兩項政策。政策制定者可以通過固定上網電價的制定來控制可再生能源電價,或者通過可再生能源配額制控制可再生能源的發電量。但是,對于同一裝機項目,這兩個政策不能同時執行,否則市場無法出清。例如在美國,馬塞諸薩州、康乃狄克州和紐約州雖然同時采用了上述兩項政策,但是對州內的可再生能源裝機,兩項政策不能疊加:選擇固定上網電價政策的裝機項目必須將可再生能源證書無償返回給政府,選擇可再生能源配額政策的裝機項目則只能獲得可再生能源證書交易價格的補貼而不能享受固定上網電價。鑒于中國目前實施的是固定上網電價政策,如果政策制定方要推進非水可再生能源配額制度,新舊政策如何銜接過渡需全盤考慮。

其次,只要發電權掌握在省級政府手中,貿然推進可再生能源配額制度并將完成配額的義務落在發電企業身上,效果未必如政策設計初衷所愿,能打破省際壁壘、促進風電和光伏發電的跨省購售電交易。在目前的電力體制下,調研發現,即便甘肅的風電發電企業與位于不同省份但隸屬于同一發電集團的火電廠達成發電權交易的協議,也同樣遭到火電廠所在地省級政府的否決。因此,在電力市場交易體制尚未建立健全的情況下,可再生能源配額制度的推行,更有可能迫使發電企業在省內高成本地區建設風電和光伏發電項目,而不是通過跨省可再生能源電力交易或者可再生能源證書交易完成配額任務。因此,如果要推行可再生能源配額制度,我們也建議應該將完成配額的義務落在擁有發電權的省級政府身上。唯有此,才有更大的可能促進風電和光伏發電的跨省交易。

最后,從實施可再生能源配額制的主要國家——美國的實際情況來看,該政策更多的是由地方州政府自愿、自主設定適應本地實際情況的可再生能源配額目標。而國家能源局的文件則計劃在全國層面統一推進非水可再生能源配額制。由于非水可再生能源配額制會改變現有能源發展格局、觸動各方利益,此舉必將遭遇風電和光伏發電占比較低省份的抵制,面臨巨大困難。因此,如果一定要推行非水可再生能源配額制,也應在條件成熟地區先行先試,尤其是河北、河南、北京、天津和山東五省市。其不但是中國大氣污染問題最為嚴重地區,而且在地理位置上相鄰,最有條件成為非水可再生能源配額制先行試點地區。

除稅收優惠減免外,目前世界上可再生能源補貼政策主要是固定上網電價、上網電價競標和可再生能源配額三種。要改革中國現有固定上網電價政策,只能從后兩者中選其一。相比之下,固定上網電價和上網電價競標本質上都屬于上網電價政策,只不過前者由政府定價,后者由市場來定價。因此,從固定上網電價轉向上網電價競標,政策的過渡銜接比較容易,市場和行業也能平穩過渡和適應。而從固定上網電價轉向可再生能源配額制,則不但如前所述中國市場條件不具備,而且政策銜接會比較困難,更會給市場和企業帶來較大不確定性。

05

結語

自2006年制定《可再生能源法》以補貼政策發展可再生能源以來,中國風電和光伏發電的發展取得了舉世矚目的驕人成績,為解決中國不斷加劇的大氣污染和二氧化碳排放問題做出了重要貢獻。然而,在環境污染問題加劇、國際氣候談判壓力驟增、光伏制造產業遭遇空前危機等緊迫形勢的倒逼下,早期穩步推進的補貼政策不得不被激進調整,促就了風電和光伏發電裝機史無前例的大跨步發展。風電和光伏發電的高速發展在創造奇跡的同時,也較早地碰到快速突破帶來的種種摩擦與矛盾,經受補貼資金缺口愈滾愈大、棄風棄光不斷攀升、倒賣裝機指標等問題的考驗。

但是,中國風電和光伏發電發展所面臨的各種問題并非是無解的難題。成功發展的經驗表明,在充分尊重產業發展規律的前提下,制定穩步務實的補貼政策,是實現風電和光伏發電可持續發展的重要保障。隨著技術的進步和成本的不斷降低,風電和光伏發電最終將擺脫補貼、憑借成本優勢在發電市場中獲得一席之位。我們相信,只要能秉持十八屆二中全會提出的精神,還原能源商品屬性并讓市場在資源配置中起決定性作用的改革原則,并立足于發展風電和光伏發電的環境初衷,在當前新型經濟和環境形勢下,實事求是,重新制定適宜的補貼政策、大力推進電力市場化改革,中國風電和光伏發電一定能實現長遠可持續發展。

原標題:關于中國風電和光伏發電補貼缺口和大比例棄電問題的研究
 
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