2016年12月，國家發改委公布《可再生能源發展“十三五”規劃》，提出2020年風電電價與當地燃煤發電同平臺競爭，光伏發電與電網銷售電價相當的目標。近日，華北電力大學張興平教授和袁家海教授團隊發布了國家社科基金重大項目研究報告《中國風光發電平價上網：路徑及政策建議》。記者在發布會上了解到，我國風光發電要實現2020年平價上網依然面臨嚴峻挑戰。
少數省份有望實現2020年目標
項目首席專家張興平介紹，該課題組構建了風光平準化發電成本（下稱“LCOE”）模型，首先以2016年風光發電的實際情況為基準，測算了風光平準化發電成本,結果顯示距離平價上網的目標任重道遠。
敏感性分析顯示，發電利用小時數、造價水平和融資成本是三個影響LCOE的關鍵因素。在大量調查研究的基礎上，綜合考慮以上三個關鍵因素的變動，課題組設置了“樂觀”、“中性”和“悲觀”三種情景，探討2020年風光發電平價上網的可能性。
研究結果顯示，在“樂觀”情景下，全國約1/3的省份風電LCOE低于或接近當地煤電脫硫標桿電價，可實現“十三五”規劃中風電發電側平價上網目標。但這些省份并不在風資源條件最好的“三北”地區，而是風資源條件一般、煤電標桿上網電價高的廣東、浙江、湖南省；約1/5省份的集中式光伏LCOE低于或接近當地脫硫煤電標桿電價，可實現發電側平價上網；以各省工商業電價作為標桿，全國80%省份的分布式光伏發電成本均低于或接近當地工商業電價，可以實現用戶側平價上網目標。
而在“中性”情景下，只有三個省份的風電項目可實現平價上網；集中式光伏LCOE均明顯高于當地脫硫煤電標桿電價，不能實現發電側平價上網；分布式屋頂光伏，實現用戶側平價上網的省份達到60%，而在“悲觀”情景下，這一比例低至30%。
中電聯行業發展與環境資源部處長張衛東表示，“最樂觀的情景是很難出現的，實際上‘中性’情景最有可能發生。到2020年，大基地、規模化開發的風電、光伏實現平價上網依然困難。”
技術驅動風光成本下降
課題組研究結果表明，確保發電利用小時數、降投資成本、綠色金融支持是提升風光發電經濟性、實現平價上網的重要途徑。
張興平分析：“‘樂觀’情景下假設無棄風棄光，且融資利率為較低水平（4%），則降低造價成為實現平價上網的關鍵因素。”他介紹，經測算，那些在“樂觀”情景下依然不能實現平價上網目標的省份，風電項目造價水平要在2016年基礎上降低20%以上，個別地區需要降低40%左右；光伏發電項目需在2016年基礎上降低40%左右，個別地區降幅需達到一半。
據了解，隨著開發利用規模逐步擴大，我國風電和光伏發電技術創新能力明顯提升，風光的發電成本有效降低，其中風電設備和光伏組件價格近五年分別下降了約20%和60%。
“可能一個很小的技術進步對降成本都會起到很大的作用。光伏電站的設備成本占整個電站成本的百分比已由原來的70%降到50%以下，還在進一步下降。”中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎說。
此外，該課題組還提出，在通過技術創新和市場機制降低技術性成本外，嚴格控制非技術性成本是未來降低風電和光伏發電項目成本的重要源泉，地方政府規范合理的收費以及電網公司完善的并網服務是可再生能源產業持續健康發展的基礎。
綜合施策助推平價上網
除了降低成本，該課題組還對保障風光發電平價上網的政策體系提出了建議。其中，可再生能源參與市場成為助推平價上網的重要辦法。
課題組指出，在我國電力市場化改革初期，可再生能源已得到迅速發展，并進入規模化發展階段。考慮到我國國情和能情，建議制定科學合理的配額標準，排除阻力大力推動可再生能源配額制盡快落地，并建議執行“多主體強制配額制”。
我國電力市場改革正在進行，在未來電力市場競價機制設計中，可考慮讓可再生能源直接無差異參與市場競價，發揮可再生能源邊際成本低的競爭優勢，充分利用市場機制發掘可再生能源消納空間，緩解棄風、棄光矛盾。將可再生能源的固定電價制度逐步調整為溢價補貼機制，實現價補分離，不僅有利于可再生能源的消納，提升其競爭力，也能加快可再生能源補貼退坡速度。
同時，配額制、可再生能源證書市場交易制度以及碳排放交易制度結合起來，可有機地統籌政府規劃與市場效率，實現政策協同，是促進可再生能源發展的變革性機制，有利于促進可再生能源發電成本的降低。
此外，課題組建議，國家要明確可再生能源技術創新在國家技術創新體系中的戰略地位，綜合考慮區域資源、電價、電力需求、電網輸送能力之間的差異進行合理規劃，從根本上解決棄風棄光問題；針對可再生能源“融資難”、“融資貴”問題，構建綠色能源金融體系，切實降低可再生能源項目融資門檻和融資成本。
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