推进风电、光伏发电平价上网是实现能源转型的重要举措。近日，国家发展改革委、国家能源局公布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》(以下简称《通知》)，明确八项措施，推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目和上网电价低于燃煤标杆上网电价的低价上网试点项目(两类项目以下统称为“平价项目”)。国家发展改革委能源研究所研究员时璟丽就此接受本刊记者专访，分析了政策亮点、政策加快落地需克服的困难及其影响。

　　记者：您认为，出台《通知》的目的是什么?具备什么条件的风电、光伏发电项目可能优先成为平价项目?

　　时璟丽：

　　出台《通知》是为了更好促进新能源发电进一步降低成本。当前可再生能源平价上网项目还比较少，国家能源局采取多种措施予以支持。成为平价上网项目，前置条件有两个，一是电网具备消纳条件，二是具有较好经济性优势。在风、光资源条件好，燃煤发电标杆上网电价相对高的地区容易出现平价上网项目;如果仅仅资源条件好，而煤电电价比较低，那么资源条件要特别好，比如风电年等效利用小时数在3000小时以上，才有可能实现平价。光伏发电项目在上网侧平价目前还很难，但光伏投资成本下降很快，或许再过一两年可以实现平价上网。

　　记者：在您看来，《通知》提到的八项措施中，有哪些亮点?

　　时璟丽：

　　我认为，从提高项目经济性角度，主要有三条：

　　一是对于集中式试点项目，执行不少于20年的固定电价收购政策。《通知》明确，省级电网企业承担收购平价上网项目和低价上网项目的电量收购责任，按项目核准时国家规定的当地燃煤标杆上网电价与风电、光伏发电项目单位签订长期固定电价购售电合同，合同期限不少于20年。我国自实施可再生能源标杆电价政策以来没有尝试过这一模式，电网企业很少签订这么长时间的购电合同(PPA)。而且我国几大电网企业对合同的执行力几乎是最好的，合同违约风险低，这有利于降低平价项目开发企业特别是民营开发企业的融资难度。对于银行及其他金融机构而言，如果平价项目没有这一政策，而采用电价随行就市，比如在电力市场中竞价，那么电价可能比固定的合同价格低，项目在未来二十年不能形成稳定的收益预期，这就是很大的风险，所以金融机构要么提高贷款的门槛，要么提高贷款的利率。但执行长期固定电价PPA制度，为开发企业提供一个清晰、稳定、可预测的盈利预期，项目风险降低，那么开发企业从金融机构获得的金融产品成本也会相应降低。在国外，美国也采用长期PPA制度，英国则采用差价合约(CfD)机制，差价合约机制是通过竞价形成合约价格，可再生能源电力参与电力市场，并采用双边溢价方式执行合约价格，最后执行的价格也类似于长期的PPA。

　　二是对于分布式发电市场化交易试点项目，免交未涉及的上一电压等级的输电费，并且减免政策性交叉补贴。分布式发电项目如果是替代一般工商业和大工业用电，目前成本下实际不需要补贴就可以盈利，如果不具备较高比例的自发自用条件，但能够与这样的用户进行直接交易，通过免交未涉及电压等级输电费和减免交叉补贴等措施，也可具备无补贴条件。

　　三是鼓励通过绿证获得收益。《通知》明确，平价上网项目可通过绿证交易获得合理收益。可能有一些资源条件比较好、成本相对有竞争力的平价项目能够做到不赔或者是微利，如果通过绿证每千瓦时电量能多收益几分钱，这对项目收益率的影响其实很大。这需要开发企业认真测算。因此，相对于享受国家补贴的可再生能源项目，未来平价项目出售绿证的量相对会更大。

　　从政策创新性角度看，相对新的政策主要是执行长期PPA制度、降低“过网费”和减免交叉补贴、实施绿证制度和“双控”考核制度，其他的比如避免地方不合理收费、电网企业建设接网工程、全额保障性收购、创新金融支持方式等政策，在既往政策中也是明确的，对于平价项目则是再次强化。

　　记者：您对政策有效落地有没有什么担忧?

　　时璟丽：

　　可能有几方面的问题需要克服。一是分布式项目市场化交易问题。分布式平价项目单位与用电单位直接达成电力交易，但如果项目电量不能全部参与市场交易，余电只能卖给电网，项目收益会受影响。目前分布式发电市场化交易进展低于预期。但此次平价分布式风光试点项目跟之前的分布式市场化交易项目有些不一样，之前的分布式发电项目只是降低国家补贴水平，其“过网费”标准确定方式不止一种，容易产生争议。此次通知中的试点项目不享受国家补贴，而且装机量也是可预期的，电网企业应支持创新机制，更好促进政策落地。

　　二是绿证市场建设问题。绿证在我国是自愿交易，目前国内市场还没发展起来，目前全国采购绿证数量不到3万个，并且由于绿证替代国家电价补贴的定位，造成绿证价格比较高，风电一般在0.2元/千瓦时左右，光伏发电在0.5~0.6元/千瓦时，环保意识高的居民家庭一年买两三个绿证，还可以承受。对于普通老百姓、企业来说，其购买积极性会大受影响。欧洲也有自愿绿证系统，价格大约为0.2~0.3欧分/千瓦时，约合人民币两分钱左右，无论是个人还是企业，购买的积极性都很高。个人预期平价项目的绿证价格可能比较低，可以对自愿绿证市场起到激活作用。此外，如果我国可再生能源配额机制正式实施，达不到配额要求，企业完成配额的一个渠道是购买绿证，这会进一步扩大绿证市场。

　　三是交易市场不规范问题。目前各地电力市场在建设和推进中，但对于可再生能源仍有不规范做法存在，如部分地方通过行政干预市场交易，指定可再生能源与用户直接交易的价格或者强行降价，都会影响收益预期。

　　记者：交叉补贴计算非常复杂，如何在较短时间内明确减免标准?

　　时璟丽：

　　我国交叉补贴难以计算，中东部可能偏高，不同电压等级、不同地区不一样。如果算清楚交叉补贴要花较长时间，那么政策的时效性会打折扣，所以提出减免方式，即可以设定一个减少的具体水平，更具有操作性。此外，“免交未涉及的上一电压等级的输电费”也是采用了简单的“价差法”，便于操作。

　　记者：您在2017年曾做过各国可再生能源招标电价比较研究。从国际范围看，我国可再生能源平价上网的进程如何?

　　时璟丽：

　　我国风电、光伏发电成本下降的趋势跟国际基本一致，特别是光伏发电，因为我国光伏产品从硅料到组件供应全球一半以上的市场。价格机制的调整也与国际趋势一致，比如，我国光伏发电自2016年、集中式风电自2019年全面实行竞争配置和确定电价，国外竞争拍卖和招标的应用也越来越普遍。平价方面，在印度、智利、巴西、墨西哥等资源很好的地区，光伏发电和风电等已经成为成本最有竞争力的电源，中东阿联酋的光伏发电招标价格低于3美分/千瓦时。总体上，我国在招标竞价方面跟国际趋势基本同步，实行平价上网机制的步伐比较靠前，而且为了能够达到平价，我国出台了很多有操作性的支持政策。

　　记者：从国际范围看，我国可再生能源电价水平如何?

　　时璟丽：

　　以光伏发电电价水平为例，2018年5月31日起我国一、二、三类资源区新建光伏电站的标杆电价每千瓦时分别降到0.5元、0.6元、0.7元，电价水平在国际上不高不低。国际上一般按照7%投资回报率测算平准化成本，国际可再生能源署统计数据库中的2017年光伏发电平准化度电成本(LCOE)是10美分/千瓦时，约折合人民币0.6~0.7元/千瓦时，但这是2017年的平均水平，当年的招标电价则要低于这一水平，而2017年我国光伏发电三类电价资源区标杆电价为每千瓦时0.65元、0.75元和0.85元。当年，印度招标电价最低为3.8美分/千瓦时，普遍在4～5美分/千瓦时;墨西哥中标电价低至1.77美分/千瓦时，即使加上可再生能源绿色电力证书收益(约3美分/千瓦时)，光伏发电项目实际收益也仅折合人民币0.3元/千瓦时左右;德国跟我国第三类资源地区条件相类似，2018年招标电价在5欧分/千瓦时以内，折合约6美分/千瓦时。当前，如果是非招标电价项目，价格可能略高一些。

　　2018年全球比较新的招标电价，全球平均约5美分/千瓦时，约合人民币0.3元/千瓦时。如果按照2018年下半年光伏组件2元/瓦的水平，我国光伏发电度电成本还有0.1~0.15元的降价空间。2019年我国光伏标杆电价预期会进一步下降，降多少需要等待政策规定。

　　记者：您预判《通知》会对风电、光伏发电的装机增长带来什么样的影响?

　　时璟丽：

　　《通知》明确，平价项目需要有电网消纳条件和满足国家风电、光伏发电年度监测预警等要求，具体装机增长规模难以预期。个人认为，2019年项目申请会比较积极，项目建设最快要到二季度甚至下半年开始，因为地方要花一定时间组织项目。此外还要考虑由于风电建设周期相对长，光伏项目建设周期相对短，但开发企业可能会等待组件价格进一步下降，2020年平价项目装机增加量可能较大。