能否平價上網是判斷新能源發(fā)展前景的唯一標尺

2017-09-11 14:39:47 東方證券　點擊量：評論 (0)

電力同質性決定成本領先戰(zhàn)略優(yōu)先我國現存的新能源發(fā)電技術包括風電、光伏、生物質能等，核電也被歸類于新能源，目前風電、光伏和核電的發(fā)展規(guī)模較大。新能源發(fā)電位于電力系統(tǒng)發(fā)電、輸電、配電、售(送)電四個環(huán)節(jié)

電力同質性決定成本領先戰(zhàn)略優(yōu)先

我國現存的新能源發(fā)電技術包括風電、光伏、生物質能等，核電也被歸類于新能源，目前風電、光伏和核電的發(fā)展規(guī)模較大。新能源發(fā)電位于電力系統(tǒng)發(fā)電、輸電、配電、售(送)電四個環(huán)節(jié)中的發(fā)電側，其產品同火電、水電等傳統(tǒng)電力具備極高的同質性，僅在電壓、頻率等方面有少許區(qū)別。對于絕大多數用戶而言，不同電力產品僅存在價格區(qū)分，這意味著在不考慮其他因素的條件下，成本領先戰(zhàn)略是發(fā)電企業(yè)必然也是唯一可行的競爭戰(zhàn)略。

新能源發(fā)電行業(yè)由于產業(yè)發(fā)展初期成本較高，必須依賴政策補貼才能維持一定的發(fā)展規(guī)模，此時新能源在能源結構中作為補充性能源，而補貼規(guī)模的大小決定了新能源空間的上限。只有當新能源發(fā)電成本與傳統(tǒng)能源(主要為火電)具備可比性，也就是實現并網側的平價上網，才能在市場競爭中擴大份額，并逐漸在能源結構中由補充性能源變?yōu)樘娲阅茉矗袌龈偁幜θ〈a業(yè)政策成為行業(yè)發(fā)展的核心驅動力，其發(fā)展上限也由補貼規(guī)模變?yōu)槟茉纯傂枨蟆?/span>

新能源在能源結構中的份額提升意味著能源結構的優(yōu)化。我國已經充分意識到推動新能源發(fā)電并網側平價上網的重要性：國家“十三五”規(guī)劃明確提出光伏并網側、用戶側平價上網的目標，并要求發(fā)電側成本進一步下降30%、40%;同時要求到2020年風電實現并網側平價上網。

平價上網含義及標準設定

通常所說的電價是指電力銷售價格，其成本組成包括發(fā)電廠的發(fā)電成本、輸配電成本等。我國的銷售電價分為三類：工商業(yè)電價，一般在1元/kWh左右;大工業(yè)電價，一般在0.6~0.9元/kWh之間;居民和農業(yè)售電電價，由于享受國家的交叉補貼，價格較低。主要的幾種新能源技術，風電目前的標桿電價為0.40~0.57元/kWh，集中式光伏為0.65~0.85元/kWh，分布式光伏0.7~0.9元/kWh左右，核電約為0.43元/kWh，低于大多數電力售價，初步具備用戶側平價上網的條件。

判斷新能源能否在發(fā)電側與火電上網電價相競爭的方法是比較新能源發(fā)電度電成本與火電成本，衡量度電成本最為常用的指標是平準化電力成本(levelized cost of energy, LCOE)，LCOE=電站生命周期內的成本現值/電站生命周期內發(fā)電量貼現。

目前的新能源應用中，除分布式光伏之外，風電、集中式光伏及核電設備距離負荷中心距離較遠，實現用戶側平價上網意義不大，真正能夠促進產業(yè)發(fā)展的是實現發(fā)電側平價上網，即在發(fā)電側能夠與火電的上網電價相競爭。目前國內不同地區(qū)脫硫煤電價格在0.26~0.5元/kWh，由于不同地區(qū)脫硫煤電價格差距較大，新能源不要任何補貼、實現全面的平價上網并不現實。我們認為在高電價地區(qū)，平價上網標準可以設置為脫硫煤電價格，而在低電價地區(qū)，考慮到新能源發(fā)電的正向外部性和煤電的負外部性，將平價標準設定為0.43元/kWh較為合理(2016年煤電的加權平均價格約為0.40元/kWh，加上碳交易3分/kWh的成本)。

內化外部成本，新能源已初具競爭力

新能源從起步到如今已經歷了幾十年，如果僅考慮發(fā)電的商業(yè)成本，新能源發(fā)展還需要政策扶植。對不同能源項目的商業(yè)成本核算一般包含其建設成本及運營成本。就當前情況而言，如果僅考慮新能源發(fā)電的商業(yè)成本，在短時間內實現全面的并網側平價上網并不現實，在新能源發(fā)電技術商業(yè)成本優(yōu)勢欠缺的情況下，國家適當對新能源電價采取補貼政策相當必要。

而如果將外部成本內化，新能源發(fā)電成本已初具競爭力。我國的電力結構以火電(主要是燃煤)為主，火電具有商業(yè)成本低、能量密度高等優(yōu)點，但也是造成大氣污染的罪魁，并且排放大量的溫室氣體，目前的火電價格中并未考慮上述負外部作用。新能源的清潔特性使其具有較好的環(huán)境正外部性，同時，如果內化火電的環(huán)境負外部性，其成本優(yōu)勢將被削弱。煤電企業(yè)要想達到國家規(guī)定超低排放標準，脫硫脫硝效率需從80%上升至95%和90%，火電度電成本約增加0.4分/kWh。

同時，2017年我國計劃全面推行碳交易機制，為碳排放定價。2011年10月，國家發(fā)改委決定在北京、天津、上海、重慶、湖北、廣東及深圳市設立7個線上碳交易試點，并于2014年全部啟動。截止2017年5月，碳交易市場共納入排放企業(yè)超過1900家，累計成交碳配額接近1.6億噸，交易額37億元，預計2017年我國有望全面推行碳交易市場。如果將2017年啟動的碳交易因素納入考慮范圍，火電度電成本將繼續(xù)增加約4分/kWh。未來伴隨著超低排放標準及碳交易等政策的限制，火電成本競爭優(yōu)勢將顯著下降。同時，“綠證”等新政策的開展將有效引入市場機制，補償新能源的正外部性，加之新能源成本的逐漸下降，新能源發(fā)電將逐漸實現平價上網。