会上，时璟丽研究员从我国电力定价机制演变、可再生能源电价机制和政策、陆上风电、光伏发电标杆电价补贴退坡机制、可再生能源发电费用补偿机制、机制变革驱动力及其方向等六个方面作了深入浅出的介绍和分析。

 

 

时璟丽研究员介绍说，2015年，我国启动了新一轮电力体制改革，核心内容有六个方面：（1）电价改革：单独核定输配电价，分步实现公益性外的发售价格由市场形成；（2）电力交易机制改革：完善电力市场化交易机制；（3）发用电计划改革：建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台；（4）售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务；（5）确保可再生能源发电依照规划保障性收购；（6）开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制。

 

从电力体制改革的历程来看，我国电力定价机制演变主要分为四个阶段。第一阶段(1986-1995)：依项目按照还本付息定价—还本付息成本+合理利润；第二阶段(1996-2004)：依项目进行经营期定价——经营期成本+合理利润；第三阶段(2004年后)：标杆电价——经营期成本+合理利润，煤电实施煤电联动；第四阶段(2015年后)：标杆电价+新电改下的市场竞价、直接交易电价、启动电力现货市场。

 

 

时璟丽研究员指出，在电价定价机制演变过程中，与新能源、可再生能源相关的是在第三、四阶段。第三阶段始于2004年国家开始实施发电侧标杆定价机制。2015年后的第四阶段属于多元化标杆定价阶段，涉及新电改下的市场竞价，直接交易的电价，以及即将启动的电力市场，多种模式组成了发电侧电价体系。

 

“我国可再生能源发电的定价机制，是在两个框架之下来确定的，一个就是发电侧总的电力定价原则，另外一个是从2006年实施的《可再生能源法》 。为了支持可再生能源电力发展，法律规定了对可再生能源按照成本加成确定固定电价。具体来说，光伏发电采取的是标杆电价+定额补贴+招标电价的定价模式，风电主要是标杆电价+竞争配置电价模式。进入‘十三五’以来，一些相对成熟的风电和光伏发电成本下降比较迅速，最近几年以来对于风电和光伏发电实施了电价补贴水平退坡机制。”时璟丽说。

 

 

时璟丽研究员指出，我国陆上风电和光伏发电标杆定价采取的分区定价机制，视各地区风、光资源分布情况并考虑工程建设费用而定。风电资源区分为四类，光伏资源区分为三类，标杆定价基准也因地而异。

 

电价水平确定依据成本加成确定。随着可再生能源的发展，标杆定价采取退坡机制，尤其是光伏发电电价退坡明显。

 

 

对于可再生能源上网电价，目前政策执行是电网按照燃煤标杆定价，向可再生能源发电企业支付相应的购电费用，同时可再生能源电价和燃煤标杆电价之差由国家可再生能源发展基金提供补贴，基金资金来源为可再生能源电价附加。2006年最开始是1厘/千瓦时，经过5次调整之后，2016年电价附加的标准是0.019元/千瓦时。

 

从政策执行即2006年到2018年的13年情况来看，通过增收电价附加的模式，全国对可再生能源提供的电价补贴资金已超过了4000亿元。当然，可再生能源发电在过去的十几年实现飞速发展，所以补贴资金需求目前超过预期，到现在存在累计超过1000亿元的补贴资金缺口。

 

 

时璟丽认为，驱动我国可再生能源电价定价机制不断变革的驱动力，外因和内因都是多方面的，主要的外因在于发展环境变化和影响，主要的内因一是可再生能源的规模化发展，二是可再生能源技术进步和产业升级加快，带来效率提升和成本快速下降。

 

时璟丽展开道，从近期情况来看，尤其是在“十三五”期间，可再生能源定价机制和价格水平处于不断调整之中。“十三五”中期，即从2018年开始有很多新的机制出台实施，有一些新的机制在不断推进中， 目前可能处于电价补贴政策变化剧烈阶段。变化有很多驱动因素，既有内因也有外因，内外因也是多重因素驱动的结果。比如外因主要是发展环境变化的影响，虽然可再生能源价格政策近期调整较大，但我国能源转型战略，尤其是可再生能源作为实现能源供应侧清洁转型的重要手段的宏观政策导向没有变，支持力度更大。

 

时璟丽认为，宏观政策支持力度不减，发展方式却迥然不同。能源领域，国家强调高质量发展，对于可再生能源领域也是强调高质量发展，提出实现质量变革、效率变革、动力变革，特别是效率变革体现在多个方面。首先，可再生能源技术、设备和运营效率需要得到一个持续显著提升；其次，政策管理方面，包括电价补贴机制调整在内，政策和管理效率需要提升；第三，电价补贴资金利用效率需要提升，最好用尽可能少的资金支持更大规模的可再生能源发展。

 

时璟丽补充说，还有一个重要外因是我国电力体制改革在持续推进，为可再生能源电价机制调整提供了重要的平台。2015-2018年是电改新一轮监管周期，各方面都取得了进展，跟可再生能源直接相关的内容主要在以下几个方面：输配电改革实现了32个省级电网，以及深圳市的电网输配电价核准全覆盖。电力市场交易方面，2018年市场化交易电量占全社会电量比例超过了30%，并且建立了8个电力现货交易市场，2019年上半年8个现货市场都将启动试运行。同时，售电侧市场建设取得初步成效，注册公司超过了3600家。输配电价改革、电力交易以及输配侧的改革，均对电价补贴机制的变化产生重要影响。

 

驱动因素的内因方面，最主要是以风电和光伏为代表可再生能源产业和市场发展猛。风电已发展近20年，光伏商业化市场启动已有10年，基本上从10年、20年前的“婴儿期”过渡到了“成人”阶段。这种背景之下，原来单纯的一味扶植的政策要做相应的调整。

 

时璟丽接着说到，以风光为代表的可再生能源技术进步升级非常快，也带来了效率的提升和成本迅速下降。比如近10年陆上风电投资水平下降15%-20%，再考虑风机单机增加，智能风电场的采用等利用效率提升因素的话，实际上的成本降幅可以达到25%左右。如果看“十三五”以来近三年的数据，典型的2兆瓦风电机组最近三年风电机组价格也是下降了20%，最近三年整个风电场效率提升5%以上。按照现在的水平，风电在风资源好的地区成本加成水平可以达到0.35元/千瓦时，资源一般的地区为0.50元/千瓦时，这个水平意味着陆上风电目前的度电补贴需求可以在0.1元/千瓦时以内，0.07-0.08元/千瓦时这样的水平。根据《可再生能源发展“十三五”规划》提出的目标，2020年陆上风电要实现与燃煤发电同台竞争，结合目前产业升级，要想实现全面平价，对于风电行业仍具有一定挑战性。

 

时璟丽说，光伏发电自2008年并网商业化市场启动以来，一直持续在成本快速下降的轨道上，2008年初始投资约50元/瓦，现在低于5元/瓦，降幅超过了90%。电价也从2008年的4.0元/千瓦时降到了2018年下半年的0.5-0.7元/千瓦时，并且进一步降低电价还在讨论中，降幅超过85%。其中，2018年初到年末晶硅组件价格降幅就达到了25%，从2019年上半年光伏电站的电价需求来看，成本加成水平是0.37-0.51元/千瓦时，略高于风电一点点，再过一到两年，光伏发电度电成本可能会低于风电。

 

 

时璟丽表示，可再生能源发电定价机制变革的大方向是全面实施竞争配置方式来确定项目和电价，规模化推进风光无补贴平价上网项目，可再生能源参与市场化竞争，逐步融入电力市场。

 

1、全面实施竞争配置方式确定项目和电价

 

 “十三五”规划中提出来的光伏发电经济性目标是2020年实现销售侧平价，这一目标在2018年已经提前两年实现，并且光伏发电近期仍有较大的成本下降潜力，预计2-4年内即可以实现上网侧平价。主要驱动因素是光伏发电技术更新快，远超预期，基本3-5年为一个技术迭代周期。根据光伏行业协会所做的光伏发电技术路线图，预计主要类型的电池效率近期仍可以每年增加0.2-0.5个百分点，光伏发电的成本下降潜力和应用潜力都是巨大的。

 

时璟丽指出，从“十三五”后半段开始，成熟的可再生能源技术的电价机制要有大的调整，主要是通过市场化机制来实现竞争配置，如风电领域，2018年5月国家能源局颁布了政策文件，2019年起全国全部新核准的陆上风电和海上风电都要通过竞争方式确定项目和上网电价（分散式风电除外） ，竞争配置办法的制定和实施都是在地方层面进行。

 

时璟丽称，光伏发电领域，自2016年以来实施了地方竞争配置政策，但是降低电价和补贴的效果有限。2016年后国家实施了第二批和第三批光伏领跑者计划，2018年第三批光伏领跑应用基地进行了招标。光伏领跑者计划最主要的目标是为了前沿的、先进的光伏发电产品营造市场，但实际上通过两次国家层面的招标，真正实现了成本导向的竞争配置。2018年上半年，国内组件价格尚处于高位阶段，比现在高0.7元/瓦左右，当时第三批应用领跑基地招标平均的度电补贴低于0.1元/千瓦时，最低的一个项目的度电补贴低于0.02元/千瓦时。

 

时璟丽说，目前2019年光伏发电政策方案正在讨论中，其核心思想也是希望通过改变过去分规模、分项目的管理模式，实现真正的国家层面的市场化竞争配置。目前的方案是竞争配置由地方来组织，但是最后是否能够获得电价补贴资格，要依据电价水平来进行全国性排序，因此是市场化导向的新机制，这一政策正在努力推进过程中。

 

2、规模化推进风光无补贴平价上网项目

 

2019年1月国家发展改革委和国家能源局开始规模推进风光无补贴平价上网工作。其主要目的是虽然国家制定了2020年的风光经济性目标，但是实现平价不应该是断崖式，应该是“十三五”的后半段到“十四五”初期或最晚中期的渐进式过程。政策希望在2019年和2020年经济性上具备平价条件的项目，国家不再提供电价补贴。

 

为了推进平价上网项目如期建设，文件中配套了八项重要支持政策。一是避免不合理的收费；二是鼓励通过绿证交易获得收益；三是明确电网企业建设接网工程；四是鼓励就近直接交易，完善支持新能源就近直接交易的输配电价政策，分布式核减未利用高电价等级输配电价，减免交叉补贴；五是执行不少于20年固定电价收购政策，对于平价上网和低价上网项目，按当时煤电电价或招标电价签订购电合同；六是强化全额保障性收购政策，限发电量核定为可转让的优先发电计划并通过发电权交易等获得补偿；七是创新金融支持方式；八是在“双控”考核方面调动地方政府积极性，超过的可再生能源消费量不纳入双控考核。

 

3、可再生能源参与市场化竞争，逐步融入电力市场

 

今年3月份国家发展改革委刚刚发布了一个文件的征求意见稿，即进一步推进电力现货市场建设试点工作。征求意见文件提出要建立促进清洁能源消纳的现货交易机制，市场的初期，清洁能源可以报量不报价方式来参与现货市场交易，作为价格接受者优先出现，实现优先消纳。初期阶段之后，对于清洁能源参与现货市场也提出明确要求，明确提出要有时间表，有序安排清洁能源报量报价的方式来参与电力现货市场交易。

 

总结：“十四五”：风光等可再生能源进入“后补贴”时代

 

时璟丽总结，从目前趋势上来看，预期风电在“十四五”初期，光伏发电最早在“十四五”初期最晚在“十四五”中期，可以进入到全面去补贴阶段。且可能同期进入到电力市场竞争阶段，届时补贴去除，但价格机制会有很多变化，风光等可再生能源可以多种方式参与市场。

 

举例来说，目前正在实施的竞争配置方式可以作为一种长期的选择。价格机制可能是多种方式并存的，包括直接参与现货市场，或者类似于美国的中长期协议，或者是目前正在实施的类似于欧洲广泛采用的招标等竞争配置机制，总体的目标是要促进可再生能源持续健康发展。