中國儲能網(wǎng)訊：能否平價上網(wǎng)是判斷新能源發(fā)展前景的唯一標尺電力同質(zhì)性決定成本領(lǐng)先戰(zhàn)略優(yōu)先
我國現(xiàn)存的新能源發(fā)電技術(shù)包括風電、光伏、生物質(zhì)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(cè)，其產(chǎn)品同火電、水電等傳統(tǒng)電力具備極高的同質(zhì)性，僅在電壓、頻率等方面有少許區(qū)別。
對于絕大多數(shù)用戶而言，不同電力產(chǎn)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(lǐng)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(chǎn)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(jié)構(gòu)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(xiàn)并網(wǎng)側(cè)的平價上網(wǎng)，才能在市場競爭中擴大份額，并逐漸在能源結(jié)構(gòu)中由補充性能源變?yōu)樘娲阅茉础?
市場競爭力取代產(chǎn)業(yè)政策成為行業(yè)發(fā)展的核心驅(qū)動力，其發(fā)展上限也由補貼規(guī)模變?yōu)槟茉纯傂枨蟆?
新能源在能源結(jié)構(gòu)中的份額提升意味著能源結(jié)構(gòu)的優(yōu)化。
我國已經(jīng)充分意識到推動新能源發(fā)電并網(wǎng)側(cè)平價上網(wǎng)的重要性:國家“十三五”規(guī)劃明確提出光伏并網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)平價上網(wǎng)的目標，并要求發(fā)電側(cè)成本進一步下降 30%、40%;同時要求到 2020 年風電實現(xiàn)并網(wǎng)側(cè)平價上網(wǎng)。
平價上網(wǎng)含義及標準設(shè)定
通常所說的電價是指銷售價格，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(nóng)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(shù)，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(shù)電力售價，初步具備用戶側(cè)平價上網(wǎng)的條件。
判斷新能源能否在發(fā)電側(cè)與火電上網(wǎng)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(nèi)的成本現(xiàn)值/電站生命周期內(nèi)發(fā)電量貼現(xiàn)。
目前的新能源應(yīng)用中，除分布式光伏之外，風電、集中式光伏及核電設(shè)備距離負荷中心距離較遠，實現(xiàn)用戶側(cè)平價上網(wǎng)意義不大，真正能夠促進產(chǎn)業(yè)發(fā)展的是實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)，即在發(fā)電側(cè)能夠與火電的上網(wǎng)電價相競爭。
目前國內(nèi)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(xiàn)全面的平價上網(wǎng)并不現(xiàn)實。
我們認為在高電價地區(qū)，平價上網(wǎng)標準可以設(shè)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(shè)定為 0.43 元/kWh 較為合理(2016 年煤電的加權(quán)平均價格約為 0.40元/kWh，加上碳交易 3 分/kWh 的成本)。
內(nèi)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(jīng)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(shè)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(nèi)實現(xiàn)全面的并網(wǎng)側(cè)平價上網(wǎng)并不現(xiàn)實，在新能源發(fā)電技術(shù)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(nèi)化，新能源發(fā)電成本已初具競爭力。我國的電力結(jié)構(gòu)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(nèi)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(shè)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(xiàn)平價上網(wǎng)。
補貼壓力日增，平價上網(wǎng)助力新能源二次騰飛
近幾年，隨著新能源扶植政策的緊密出臺和大力推進，中國可再生能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)取得快速發(fā)展，在一次能源結(jié)構(gòu)中的比重不斷增長，從 2011 年的 8%上升至 2016 年的 13%。
根據(jù)《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》要求，到 2020 年可再生能源占整體能源消費比重將不低于 15%。
2016 年可再生能源總裝機容量達到 584GW(含水電，其中風電、光伏及核電合計裝機量 252GW)，2005 至 2016年可再生能源總裝機量 CAGR 達到 15%(其中風電、光伏及核電等新能源裝機容量 CAGR 為 34%)。
根據(jù)《中國能源展望 2030》，到 2030 年，可再生能源發(fā)電總裝機規(guī)模有望達到 1440GW。
新能源大肆擴張之后，日益增長的電價補貼缺口表明新能源當前依賴政策扶植的發(fā)展模式不具有可持續(xù)性。
我國實行新能源固定上網(wǎng)電價制度，對風電及光伏發(fā)電的補貼來自可再生能源補貼附加費。從 2006 年至今，可再生能源電價附加征收標準從 1 厘/kWh 提高到 1 分 9 厘/kWh。
2016 年預計征收額可達到 1100 億元，但實際征收額不足 700 億元。隨著風電及光伏發(fā)電行業(yè)上網(wǎng)電量不斷擴大，補貼基金面臨巨大的資金缺口。2016 年全年可再生能源電價補貼缺口超過 100 億元，累計缺口超過 600 億元。
現(xiàn)狀總覽:降本空間釋放，距平價上網(wǎng)一步之遙風電:步入穩(wěn)定發(fā)展期，成本已大幅下降，行業(yè)由市場驅(qū)動
我國行業(yè)的發(fā)展主要可劃分為三個階段，2005 年以前的積累階段;2006-2010 年的爆發(fā)階段，及 2011 年至今的穩(wěn)定階段。
2006 至 2009 年期間風電裝機容量連續(xù) 4 年實現(xiàn)翻倍增長，2006 到2010 年 CAGR 達到 105%，政策扶持是該階段行業(yè)發(fā)展的核心驅(qū)動力。
然而 2010 年以前的高速增長催生了風電行業(yè)并網(wǎng)難、消納難、機組質(zhì)量事故頻發(fā)等一系列問題。2011 年棄風限電量超過 100 億 kWh，棄風率達到 16%，隨后棄風量一直居高不下。
棄風限電儼然成為制約風電行業(yè)發(fā)展的重要因素。自 2011 年開始，風電裝機增量出現(xiàn)放緩，維持在 20%左右，2011 至 2016 年 CAGR 為 22%，行業(yè)進入成熟期。
另外，得益于風電行業(yè)規(guī)?；?yīng)形成，以及風電設(shè)備企業(yè)激烈的市場競爭，風電行業(yè)上游成本大幅下降。
據(jù)估計，從 2010 年到 2015 年，全球陸上風電的投資成本下降了約 30%，而根據(jù) BNEF 的預測，陸上風電建設(shè)成本會在 2040 年前下降 47%左右。
投資成本下降帶來的度電成本下降促進了風電項目收益率的提升，推動行業(yè)走出衰退期迎來穩(wěn)定增長，2014-2016 年全國風電裝機容量超過 75GW。
光伏:政策仍是核心驅(qū)動力，系統(tǒng)成本快速下降
2001 年，施正榮博士在無錫創(chuàng)立尚德電力，開啟了中國光伏產(chǎn)業(yè)元年。之后的十年里，在歐洲國家高昂的補貼政策帶動下，全球光伏行業(yè)經(jīng)歷了 2003-2004、2006-2008 以及 2010-2012 三輪裝機熱潮。
中國光伏制造業(yè)沿著產(chǎn)業(yè)鏈不斷向上延伸，完成了從多晶硅原料到電池組件的全面覆蓋，但國內(nèi)下游裝機并未大規(guī)模啟動，產(chǎn)業(yè)嚴重依賴國外市場，這種局面持續(xù)到 2010 年，該階段也可視為我國光伏行業(yè)的市場培育階段。
2011 年國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于改善太陽能光伏發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》，明確規(guī)定 2011 年 7月前核準的項目上網(wǎng)電價為 1.15 元/kWh，之后執(zhí)行 1 元/kWh，在強有力的政策扶植下，光伏發(fā)電行業(yè)得到快速發(fā)展；
特別是 2012 年光伏產(chǎn)業(yè)遭受歐美“雙反”沖擊，國家出臺光伏的標桿電價制度，下游裝機容量迅速爆發(fā)，行業(yè)進入高速發(fā)展期，從 2011-2016 年，國內(nèi)累計光伏裝機容量增長了 85 倍。
然而到目前為止，由于光伏發(fā)電的成本仍顯著高于其他發(fā)電方式，光伏行業(yè)仍然主要由國家產(chǎn)業(yè)政策驅(qū)動。2016 年國家頒布《太陽能發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，明確指出到 2020 年，光伏發(fā)電電價水平在 2015 年基礎(chǔ)上下降 50%以上，實現(xiàn)用戶側(cè)平價上網(wǎng);
并于 2017 年下調(diào)三類地區(qū)光伏標桿電價至 0.65 元，0.75 元及 0.85 元，維持分布式光伏 0.42 元/kWh 的補貼力度。這些舉措充分說明國家引導光伏行業(yè)由政策扶植向市場主導轉(zhuǎn)移的決心。
同時，隨著光伏發(fā)電行業(yè)規(guī)?；?yīng)的凸顯和光伏組件行業(yè)激烈的市場競爭，光伏系統(tǒng)裝機成本明顯下降。
目前國內(nèi)集中式光伏電站的裝機成本已下降至 7 元/W 以下，2008 年至今裝機成本已經(jīng)下降超過 80%，組件成本下降約 90%，并仍處于快速下降之中。
雖然光伏補貼存在退坡現(xiàn)象，但成本端的同步下調(diào)一定程度上保證了光伏電站的整體收益，加之在每次補貼退坡新政執(zhí)行日期前出現(xiàn)的“搶裝潮”現(xiàn)象，2014 年以后光伏行業(yè)增長速度并沒有出現(xiàn)明顯下滑。
系統(tǒng)成本:價格跌跌不休，平價上網(wǎng)才是終點
光伏系統(tǒng)成本主要包括組件、逆變器、支架、變壓器、線纜、建筑工程費用、項目征地費用等，其中太陽能電池組件費用占整體成本的 50%左右，BOS 成本占比(包含控制器、支架、逆變器、蓄電池、線纜等)接近 30%，其他成本包括土地、基礎(chǔ)建設(shè)和 EPC 費用等。
得益于光伏累計裝機規(guī)模的不斷增長以及技術(shù)進步，光伏系統(tǒng)的成本從超過 50 元/W 下降至約 7元/W，其中組件的價格從 2006 年近 30 元/W 下降至當前的 3 元/W 左右。
組件價格下降的動力有二:一是全產(chǎn)業(yè)鏈產(chǎn)能擴張帶來的規(guī)模效應(yīng)大幅降低了各環(huán)節(jié)的成本;二是技術(shù)進步不斷提高組件效率從而攤薄了整體的成本，其中規(guī)模效應(yīng)主導了過去十幾年光伏產(chǎn)業(yè)鏈成本下降的進程。
目前，產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)產(chǎn)能都出現(xiàn)過剩，組件企業(yè)的盈利十分微薄，因此規(guī)模擴大的邊際效應(yīng)大幅減弱，提高電池和組件效率以降低成本的作用日益凸顯。
目前多晶及單晶電池效率由 2009 年的 16%和 17.5%提高至 2016 年的 19.2%和 21%，在光照條件相等情況下，BOS 成本、其他組件成本等都與電池效率相關(guān)，電池效率每提升 1%，每瓦系統(tǒng)成本能降低約 5-6%。
度電成本:用戶側(cè)平價上網(wǎng)已近實現(xiàn)，發(fā)電側(cè)平價任重道遠
與風電不同，光伏系統(tǒng)由于裝機容量非常靈活，既可以在并網(wǎng)側(cè)建設(shè)大型光伏電站，也可在用戶側(cè)安裝容量較小的分布式系統(tǒng)，其平價上網(wǎng)的標準也包括用戶側(cè)平價和發(fā)電側(cè)平價兩種。
我國對分布式光伏系統(tǒng)電力采用“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”和“全額上網(wǎng)”兩種購電模式，“全額上網(wǎng)”模式實際上和集中式電站沒有分別，因此我們只討論集中式電站和分布式的“自發(fā)自用”模式。
以一個典型 I 類光伏電站為例，項目各項參數(shù)如下表，根據(jù)表中假設(shè)，該項目的 LCOE 為 0.58 元/kWh，假設(shè)上網(wǎng)電價為 0.65 元/kWh，該項目的 IRR 約為 14.2%。
能否實現(xiàn)用戶側(cè)平價上網(wǎng)取決于我國分布式光伏項目的度電成本
我國的分布式光伏項目大多位于中東南部的用電負荷區(qū)，光照資源多屬于 II 類和 III 類資源區(qū)，參考圖表 21 的計算結(jié)果，我國分布式光伏項目的 LCOE 約為 0.70~0.82 元/kWh。我國的居民生活用電價格約 0.4~0.67 元/kWh，平均約 0.53 元/kWh;工業(yè)用電價格多為 0.7~0.9 元/kWh，商業(yè)用電價格高達 1 元/kWh 以上。
因此，分布式光伏在工商業(yè)用電已基本實現(xiàn)用戶側(cè)平價上網(wǎng)，對于居民用戶而言，光伏發(fā)電的成本還需要進一步下降。
