3月19日，國家發改委價格司就2019年光伏電價政策征求意見當天，由《石油觀察》主辦的“CEW中國能源周——2019行業影響力年會”同步開啟。會上，國家發改委能源研究所研究員、國家可再生能源中心政策研究部主任時璟麗帶來了《新能源電價補貼政策方向》的主題分享，系統闡述了我國電力體制改革、電價機制變革的歷程和方向。

會上，時璟麗研究員從我國電力定價機制演變、可再生能源電價機制和政策、陸上風電、光伏發電標桿電價補貼退坡機制、可再生能源發電費用補償機制、機制變革驅動力及其方向等六個方面作了深入淺出的介紹和分析。

 

 

時璟麗研究員介紹說，2015年，我國啟動了新一輪電力體制改革，核心內容有六個方面：一、電價改革：單獨核定輸配電價，分步實現公益性外的發售價格由市場形成；二、電力交易機制改革：完善電力市場化交易機制；三、發用電計劃改革：建立相對獨立的電力交易機構，形成公平規范的市場交易平臺；四、售電側改革，有序向社會資本放開配售電業務；五、確?？稍偕茉窗l電依照規劃保障性收購；六、開放電網公平接入，建立分布式電源發展新機制。

 

從電力體制改革的歷程來看，我國電力定價機制演變主要分為四個階段。第一階段(1986-1995)：依項目按照還本付息定價—還本付 息成本+合理利潤；第二階段(1996-2004)：依項目進行經營期定價——經營期成本+合理利潤；第三階段(2004年后)：標桿電價— —經營期成本+合理利潤，煤電實施煤電聯動；第四階段(2015年后)：標桿電價+ 新電改下的市場競價、直接交易電價、啟動電力現貨市場。

 

 

時璟麗研究員指出，在電價定價機制演變過程中，與新能源、可再生能源相關的是在第三、四階段。第三階段始于2004年國家開始實施發電側標桿定價機制。2015年后的第四階段屬于多元化標桿定價階段，涉及新電改下的市場競價，直接交易的電價，以及即將啟動的電力市場，多種模式組成了發電側電價體系。

 

“我國可再生能源發電的定價機制，是在兩個框架之下來確定的，一個就是發電側總的電力定價原則，另外一個是從2006年實施的《可再生能源法》。為了支持可再生能源電力發展，法律規定了對可再生能源按照成本加成確定固定電價。具體來說，光伏發電采取的是標桿電價+定額補貼+招標電價的定價模式，風電主要是標桿電價+競爭配置電價模式。進入‘十三五’以來，一些相對成熟的風電和光伏發電成本下降比較迅速，最近幾年以來對于風電和光伏發電實施了電價補貼水平退坡機制。”時璟麗說。

 

 

時璟麗研究員指出，我國陸上風電和光伏發電標桿定價采取的分區定價機制，視各地區風、光資源分布情況并考慮工程建設費用而定。風電資源區分為四類，光伏資源區分為三類，標桿定價基準也因地而異。

 

電價水平確定依據成本加成確定。隨著可再生能源的發展，標桿定價采取退坡機制，尤其是光伏發電電價退坡明顯。

 

 

對于可再生能源上網電價，目前政策執行是電網按照燃煤標桿定價，向可再生能源發電企業支付相應的購電費用，同時可再生能源電價和燃煤標桿電價之差由國家可再生能源發展基金提供補貼，基金資金來源為可再生能源電價附加。2006年最開始是1厘/千瓦時，經過5次調整之后，2016年電價附加的標準是0.019元/千瓦時。

 

從政策執行即2006年到2018年的13年情況來看，通過增收電價附加的模式，全國對可再生能源提供的電價補貼資金已超過了4000億元。當然，可再生能源發電在過去的十幾年實現飛速發展，所以補貼資金需求目前超過預期，到現在存在累計超過1000億元的補貼資金缺口。

 

 

時璟麗認為，驅動我國可再生能源電價定價機制不斷變革的驅動力，外因和內因都是多方面的，主要的外因在于發展環境變化和影響，主要的內因一是可再生能源的規?；l展，二是可再生能源技術進步和產業升級加快，帶來效率提升和成本快速下降。

 

時璟麗展開道，從近期情況來看，尤其是在“十三五”期間，可再生能源定價機制和價格水平處于不斷調整之中。“十三五”中期，即從2018年開始有很多新的機制出臺實施，有一些新的機制在不斷推進中， 目前可能處于電價補貼政策變化劇烈階段。變化有很多驅動因素，既有內因也有外因，內外因也是多重因素驅動的結果。比如外因主要是發展環境變化的影響，雖然可再生能源價格政策近期調整較大，但我國能源轉型戰略，尤其是可再生能源作為實現能源供應側清潔轉型的重要手段的宏觀政策導向沒有變，支持力度更大。

 

時璟麗認為，宏觀政策支持力度不減，發展方式卻迥然不同。能源領域，國家強調高質量發展，對于可再生能源領域也是強調高質量發展，提出實現質量變革、效率變革、動力變革，特別是效率變革體現在多個方面。首先，可再生能源技術、設備和運營效率需要得到一個持續顯著提升；其次，政策管理方面，包括電價補貼機制調整在內，政策和管理效率需要提升；第三，電價補貼資金利用效率需要提升，最好用盡可能少的資金支持更大規模的可再生能源發展。

 

時璟麗補充說，還有一個重要外因是我國電力體制改革在持續推進，為可再生能源電價機制調整提供了重要的平臺。2015-2018年是電改新一輪監管周期，各方面都取得了進展，跟可再生能源直接相關的內容主要在以下幾個方面：輸配電改革實現了32個省級電網，以及深圳市的電網輸配電價核準全覆蓋。電力市場交易方面，2018年市場化交易電量占全社會電量比例超過了30%，并且建立了8個電力現貨交易市場，2019年上半年8個現貨市場都將啟動試運行。同時，售電側市場建設取得初步成效，注冊公司超過了3600家。輸配電價改革、電力交易以及輸配側的改革，均對電價補貼機制的變化產生重要影響。

 

驅動因素的內因方面，最主要是以風電和光伏為代表可再生能源產業和市場發展猛。風電已發展近20年，光伏商業化市場啟動已有10年，基本上從10年、20年前的“嬰兒期”過渡到了“成人”階段。這種背景之下，原來單純的一味扶植的政策要做相應的調整。

 

時璟麗接著說到，以風光為代表的可再生能源技術進步升級非常快，也帶來了效率的提升和成本迅速下降。比如近10年陸上風電投資水平下降15%-20%，再考慮風機單機增加，智能風電場的采用等利用效率提升因素的話，實際上的成本降幅可以達到25%左右。如果看“十三五”以來近三年的數據，典型的2兆瓦風電機組最近三年風電機組價格也是下降了20%，最近三年整個風電場效率提升5%以上。按照現在的水平，風電在風資源好的地區成本加成水平可以達到0.35元/千瓦時，資源一般的地區為0.50元/千瓦時，這個水平意味著陸上風電目前的度電補貼需求可以在0.1元/千瓦時以內，0.07-0.08元/千瓦時這樣的水平。根據《可再生能源發展“十三五”規劃》提出的目標，2020年陸上風電要實現與燃煤發電同臺競爭，結合目前產業升級，要想實現全面平價，對于風電行業仍具有一定挑戰性。

 

時璟麗說，光伏發電自2008年并網商業化市場啟動以來，一直持續在成本快速下降的軌道上，2008年初始投資約50元/瓦，現在低于5元/瓦，降幅超過了90%。電價也從2008年的4.0元/千瓦時降到了2018年下半年的0.5-0.7元/千瓦時，并且進一步降低電價還在討論中，降幅超過85%。其中，2018年初到年末晶硅組件價格降幅就達到了25%，從2019年上半年光伏電站的電價需求來看，成本加成水平是0.37-0.51元/千瓦時，略高于風電一點點，再過一到兩年，光伏發電度電成本可能會低于風電。