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电力市场研究|如何解决中国可再生能源发电补贴缺口和大比例弃电问题(2)

北极星售电网  来源:电力法律人茶座  作者:联合课题组  2019/10/8 9:23:02  我要投稿  
所属频道: 售电服务   关键词: 上网电价 可再生能源 电力市场 

04

可选政策的讨论

在以下的讨论中,我们首先讨论风电和光伏发电发展的最优环境政策,将其作为中长期可再生能源发展政策的努力目标;其次再讨论如何在尊重既有现实的前提下,对现有补贴政策做进一步的优化调整,并以此作为可再生能源发展政策的短期目标;最后讨论其他相关政策。

No.1

在中长期,以开征环境税为契机取消对新增装机的发电补贴

在可选的政策中,我们首推“以开征环境税为契机取消对新增装机的发电补贴”。这是因为,从环境外部性最优税收理论角度,开征环境税是解决大气污染或气候变化外部性问题最优经济手段。环境税是政府替代市场为稀缺的环境资源设定价格。一旦对燃煤发电过程中的大气污染物或二氧化碳排放开征环境税,就可以纠正原本被扭曲的燃煤发电和清洁电力之间的相对价格,使得风电和光伏发电可以跟燃煤发电在公平的市场环境下进行竞争。更为重要的是,环境税还存在“双重红利”的作用:征收环境污染税,可以减少经济领域其他征税,从而可以在“税赋总量平衡”的原则下,减少其他税种对市场的扭曲,提升市场效率。

我们建议,在降低其他税赋、维持税收总量大体不变的前提下,开征燃煤发电大气污染物排放的环境税,并适时取消对风电和光伏发电新增装机的发电补贴。考虑到企业污染物排放信息高度不对称、排放数据造假问题难以杜绝,我们建议将污染税设为地方税种,以财政激励刺激地方政府强制执行和监督检查企业污染物排放的积极性。

No.2

在短期,迎难而上、及时果断调整现有高额补贴政策

在当前环境税和全国碳交易市场尚未出台的背景下,或者未来推行的环境税和碳交易价格不足以真实反映燃煤发电的大气污染和碳排放外部性成本,维持对风电和光伏发电的补贴则是纠正燃煤发电外部性问题的必要手段。而在未来环境税和碳交易市场都全面推行且环境税和碳价具备足够强度的情形下,考虑产业发展的连续性,我们也建议设置补贴过渡期:在此过渡期内,对新增装机沿用既有补贴政策框架,但需对补贴政策做大幅度调整;过渡期满,取消对新增装机的发电补贴,对已建成的存量风电和光伏发电项目则按原有合同继续补贴直至补贴期满。

过渡期既可以按时间设限,例如设置不超过3-5年的过渡期,也可以按风电和光伏发电累计装机容量设限。设置补贴过渡期的关键是,向市场发出补贴政策将适时退出的明确信号,从而激励企业往技术创新、精细化管理、降低发电成本的方向上努力,而不是在补贴政策下进行各种寻租活动。在补贴政策退出之前,对新增装机沿用既有补贴政策框架,但需对补贴做法做如下大幅度调整。

努力扩大上网电价竞标项目范围

对于政府而言,风电和光伏发电企业的真实成本存在着高度的信息不对称。在风电和光伏发电成本快速变化的背景下,如何制定合理有效的固定上网电价始终是难解之题。中国原有的特许权招标制度恰恰能以上网电价竞价的方式,在切实有效还原风电和光伏发电真实成本的同时,将稀缺项目资源配置到经营效率最高的企业手中,是最有效率的补贴方式。在2009年以来风电和光伏发电成本分别下降近50%和90%的背景下,早期部分风电和光伏发电特许权竞标价格至今仍低于当前政府制定的标杆上网电价。2016年9月,在一类资源区包头光伏发电示范基地的项目竞标中,更是出现最低每千瓦时0.52元的报价,比当时每千瓦时0.8元的标杆上网电价下降近35%。其中,报价每千瓦时0.5元-0.6元的企业达十余家。

很显然,缺乏弹性的固定标杆上网电价难以适应风电和光伏发电领域快速变化的形势。因此,我们建议,借鉴巴西和德国的做法,果断退出既有固定上网电价政策,全面推广上网电价竞标制度。若短期内难以做到全面推广,也应考虑每年划出一定装机容量,在全国范围内实施上网电价竞标,并根据项目竞标实施情况逐步扩大竞标容量范围,直至全部新建项目转入以上网电价竞标为主的补贴模式。

我们建议,上网电价竞标项目应面向全国进行统一竞标:每年先由国家能源局确定当年全国上网电价竞标的总项目容量;再由各省自主确立若干上网电价竞标项目并实施竞标,风电和光伏发电补贴额度的实际支付应为项目中标上网电价与当地燃煤机组标杆上网电价之差;最后由国家能源局以“补贴低者得”原则,将之前确定的装机容量按项目每千瓦时实际补贴金额,从低到高配置到各个地区。该办法旨在全国范围内对电价补贴进行竞价,以获得最高补贴效率。在早期特许权招标项目实施过程中,有企业“中标不建”,致使招标项目流产。对此,可采取没收竞标押金、取消未来所有项目竞标资格等惩罚性措施来预防此类企业投机行为的发生。

上网电价与弃风弃光率挂钩且逐月下调

对于不纳入竞标的新建风电和光伏发电项目,我们有如下建议:

首先,挂钩各资源区上一年度平均弃风弃光率水平,一次性大幅度下调现有新建风电和光伏标杆上网电价。前文指出,弃风弃光率高低是电价补贴额度过高或过低的直接反映指标。因此,建议依据资源区内平均弃风弃光率越高、下调幅度亦越高的原则,尽快一次性大幅度下调各资源区现有风电和光伏发电标杆上网价格。

其次,增加新建风电和光伏发电项目标杆上网电价的调整频率。中国政府每隔若干年对风电和光伏上网标杆电价进行断点式下调,使得各地在电价调整日前出现“抢装潮”。调研发现,“抢装潮”不但加重电源建设和输电线路建设之间的紧张,也蕴藏潜在装机质量安全风险。因此,我们建议在一次性大幅度调整各类资源区标杆上网电价后,增加对新建风电和光伏发电项目上网电价的调整频率。

考虑到风电和光伏发电装机成本下降速度较快,建议对新建项目的上网电价进行每年一次的调整,并根据新增装机规模或弃风弃光率确定下调幅度。如有可能,可进一步考虑在每年初,根据上一年度新增装机规模或弃风弃光率,制定当年内新建项目上网电价按季度或按月下调的计划。该办法在减缓“抢装潮”、“验收申请潮”确保项目装机质量安全的同时,也给市场提供稳定价格预期。

最后,在充分利用价格工具调整全国风电和光伏发电项目新增建设规模的基础上,适时取消年度装机容量计划指标管制。2014年以来国家能源局对各地新增风电和光伏发电装机容量进行年度计划指标管理的办法,对抑制风电和光伏发电装机过快增长起到重要作用。但经济规律表明,当发电价格和装机容量受到双重管制,只要固定上网电价过高,装机计划指标的稀缺性便会通过企业公关、项目倒卖等各种寻租方式产生经济租。其中,光伏发电项目的寻租活动尤为明显:公开媒体报道有关光伏发电项目“路条”买卖的现象屡见不鲜,如上文所述,课题组调研也发现,5万千瓦光伏发电项目指标“黑市”价可高达2000万元。在过高的上网电价水平下,计划指标管制将部分补贴资金变现为指标价格,而后者的水平高低由上网电价决定:上网电价越高,项目投资收益和需求则越高涨,进而诱发越发普遍的寻租活动和更高的指标租值。只要容量计划管制存在,寻租乱象就难以避免。

因此,我们建议,应充分利用价格工具调整新增装机规模,尤其是通过上述更加灵活和及时的固定上网价格下调机制抑制风电和光伏发电项目的新增建设需求。只要上网电价的调整及时到位,风电和光伏发电项目的投资回报率便能回归市场平均回报率,进而形成新增装机规模有序增长的局面。届时,年度装机容量指标管制便可择机取消。

No.3

全额征收居民用电的可再生能源电价附加

截至2016年底,中国风电和光伏发电补贴资金缺口已达600多亿,再考虑到未来新增装机容量,即使如前所述及时大幅度调整补贴政策,补贴资金缺口也将愈滚愈大。在经济下行、企业转型艰难的背景下,进一步大幅度提高可再生能源电价附加以弥补资金缺口势必加重全社会企业负担,非上选之策。

长期以来,中国大部分省份居民用电的可再生能源电价附加始终停留在每千瓦时0.1分的水平(少数省市居民电价的可再生能源附加为0或略高于每千瓦时0.1分),未经任何上调。而在当前经济新常态下,居民用电量恰恰是增长最快的用电部门。以2016年为例,全国居民用电8054亿千瓦时,增幅11.2%,远高于全社会用电量5%的增长速度。我们建议,对居民用电全额征收每千瓦时1.9分的可再生能源电价附加以应对不断增加的补贴缺口。

首先,中国广大城乡居民是发展风电和光伏发电、减少污染排放的最直接受益者。基于“谁受益、谁付费”的原则,中国居民理当承担相应的绿色发展成本。

其次,对居民用电全额征收可再生能源电价附加,中国每年至少可增加近150亿元的补贴资金,而居民承担的成本则在人均每年10元左右。居民负担完全可控。

最后,从全球范围来看,由于供电成本的差异,居民用电价格一般而言是要高于工商业用电价格。例如在美国,居民、商业、工业和运输业在2015年的平均电价分别为每千瓦时12.67、10.59、6.89和10.17美分;德国居民电价也将近是工业电价的2倍,分别为29.5欧分和14.9欧分。而中国的情况却恰恰相反,工商电价两倍于居民电价且对后者进行长期补贴,电价中的可再生能源附加也基本上由工商电价承担。基于电力商品属性的角度,中国居民电价有相当大的涨价空间。对居民用电全额征收每千瓦时1.9分的可再生能源电价附加,不但可行,而且也为减少电价交叉补贴以及居民电价的扭曲程度做出贡献。

No.4

可考虑以风电和光伏发电占比15%为原则,制定合理、切实可行的最低保障利用小时数,促进风电和光伏发电参与电力市场交易

在当前严峻的弃风弃光问题的“倒逼”下,国家能源局在2016年上半年出台《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》,对弃风弃光比较严重地区核定最低保障收购年利用小时数,并鼓励风电和光伏发电核定小时数以外的发电量通过电力市场交易的方式进行消纳。

《可再生能源法》要求对风电和光伏发电进行全额保障性收购。但实际的情况是,在用电需求疲软、输电线路建设滞后、电力市场分割、保障电网安全运行等诸多因素的影响下,以行政命令要求所有地区实现全额收购既不可能,也做不到。相比之下,国际上主要国家的风电和光伏发电,依托电力市场并凭借风电和光伏发电的低边际发电成本的优势,通过市场竞价实现全额上网。因此,国家能源局从实际出发,主动放弃全额保障性收购,以保障收购和参与市场竞争并举的方式实现风电和光伏发电全额上网的做法值得肯定。

但是,国家能源局核定的最低保障收购年利用小时数,也存在偏离实际、要求过高的情况。以甘肃省为例,国家能源局制定的风电和光伏发电最低保障收购年利用小时数分别为1800小时和1500小时。实际情况是,2016年上半年甘肃风电和光伏发电设备利用小时数分别只有591小时和540小时,距离国家能源局制定的最低保障收购小时数甚远。但在现有条件下,甘肃省已尽最大努力消纳风电和光伏发电:2016年上半年,风电和光伏发电已占到全省发电量的18.24%、可调发电量的20%。该占比已与当前德国风电和光伏发电占全国总发电量的比例持平,实属不易。脱离实际的要求,难以落地执行,最终也将形同虚设。

我们建议,以风电和光伏发电量占比为依据,根据各省实际情况制定各省相应的最低保障收购年利用小时数。建议先由国家能源局制定各省风电和光伏发电占全省可调发电量的最低比例。对于风电和光伏发电占比尚未达到该最低比例的省份,由电网公司对省内风电和光伏发电进行全额保障性收购;对于风电和光伏发电占比超过该最低比例的省份,则可进一步考虑:

比例内的发电总量,按现有办法根据风电和光伏发电装机容量进行等比例分配,并以此作为制定各省风电和光伏发电最低保障利用小时数的依据;

比例外的风电和光伏发电则参与市场交易。

该办法意在通过保障性收购电量比例来制定合理可行的最低保障利用小时数。我们建议,可以由国家能源局在全国层面将此最低比例制定在15%左右的水平,并鼓励各省自主制定不低于15%的保障性收购电量比例。

结合当前逐步推进的电力市场化改革,最低保障利用小时数以外的发电量则由风电和光伏发电企业直接参与电力市场交易。届时,风电和光伏发电的价格由两部分组成:电力市场交易价格以及补贴价格。其中,补贴价格是各省风电和光伏发电固定标杆上网电价与当地燃煤标杆上网电价之差。这就在确保最低保障利用小时数基础上,以“应补尽补,其余交于市场”的原则理顺风电和光伏发电的定价机制。

No.5

加快电力市场改革,释放风电和光伏发电的竞争优势

从世界各国经验来看,电力市场的有效运行是发展风电和光伏发电、消纳间歇不稳定电力的重要保障。而从各地试点情况来看,中国当前风电和光伏发电参与电力市场交易尚处于初级阶段,且受到行政过多干预。因此,建议加快推进电力市场改革,为风电和光伏发电的可持续发展奠定基础。

我们首先建议,由中央政府协调推动,破除电力市场交易的省际壁垒,在更大范围内建立统一的电力交易市场,扩大电力平衡范围和跨省跨区交易规模。打破电力市场行政边界,在更大范围内实现电力平衡和电力交易,不但能降低平衡成本,促进新能源渗透,而且能提高整体电力资源利用效率。

其次,由于边际发电成本几乎为零,相比于其他电源,风电和光伏发电参与电力市场交易具有较大的竞争优势。但风电和光伏发电的间歇性和不稳定性却严重制约了其竞争优势的发挥。而电力现货市场迅速及时的实时交易和平衡结算就是应对风电和光伏发电间歇性和不稳定性的最佳手段,尤其是在实时交易市场上,根据市场供求以及风电和光伏发电出力情况,风电和光伏发电价格的灵活调整至关重要。在各国的电力交易市场中,风电和光伏发电在特殊时段以零电价甚至负电价成交亦非罕事。因此,建议在这一轮的电力市场化改革中,加快建立电力现货交易市场,发挥风电和光伏发电的竞争优势,以市场手段促进风电和光伏发电的全额消纳。

最后,可考虑建立调峰调频辅助服务交易,让风电和光伏发电企业通过向其他电源购买调峰调频辅助服务来解决其间歇性和不稳定性问题。尤其是在电力市场省际壁垒短期内难以突破的形势下,通过发展省内调峰调频辅助服务交易,利用价格信号引导更多电源提供辅助服务,将为立足省内电力市场消纳风电和光伏发电提供更多空间和支持。

No.6

谨慎对待非水可再生能源配额制度

在电力市场严重分割、风电和光伏发电难以跨省消纳的背景下,各方寄希望于尽快出台以省为单位的可再生能源配额制度,为确保完成2020年非化石能源占一次能源消费15%的政治目标的同时,打破省际壁垒、促进风电和光伏发电的跨省购售电交易。

在此背景下,国家能源局于2016年上半年发布《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》,“根据各地区可再生能源资源状况和能源消费水平”,制定5%到13%不等的“各省(区、市)全社会用电量中非水电可再生能源电量比重指标”,并将完成比重指标的责任主体落实到发电企业身上。但是,我们认为需谨慎对待非水可再生能源配额制度。

首先,结合可再生能源证书的可再生能源配额(Renewable Portfolio Standard)和上网电价(Feed-in Tariff)是全球发展可再生能源最主要的两项政策。政策制定者可以通过固定上网电价的制定来控制可再生能源电价,或者通过可再生能源配额制控制可再生能源的发电量。但是,对于同一装机项目,这两个政策不能同时执行,否则市场无法出清。例如在美国,马塞诸萨州、康乃狄克州和纽约州虽然同时采用了上述两项政策,但是对州内的可再生能源装机,两项政策不能叠加:选择固定上网电价政策的装机项目必须将可再生能源证书无偿返回给政府,选择可再生能源配额政策的装机项目则只能获得可再生能源证书交易价格的补贴而不能享受固定上网电价。鉴于中国目前实施的是固定上网电价政策,如果政策制定方要推进非水可再生能源配额制度,新旧政策如何衔接过渡需全盘考虑。

其次,只要发电权掌握在省级政府手中,贸然推进可再生能源配额制度并将完成配额的义务落在发电企业身上,效果未必如政策设计初衷所愿,能打破省际壁垒、促进风电和光伏发电的跨省购售电交易。在目前的电力体制下,调研发现,即便甘肃的风电发电企业与位于不同省份但隶属于同一发电集团的火电厂达成发电权交易的协议,也同样遭到火电厂所在地省级政府的否决。因此,在电力市场交易体制尚未建立健全的情况下,可再生能源配额制度的推行,更有可能迫使发电企业在省内高成本地区建设风电和光伏发电项目,而不是通过跨省可再生能源电力交易或者可再生能源证书交易完成配额任务。因此,如果要推行可再生能源配额制度,我们也建议应该将完成配额的义务落在拥有发电权的省级政府身上。唯有此,才有更大的可能促进风电和光伏发电的跨省交易。

最后,从实施可再生能源配额制的主要国家——美国的实际情况来看,该政策更多的是由地方州政府自愿、自主设定适应本地实际情况的可再生能源配额目标。而国家能源局的文件则计划在全国层面统一推进非水可再生能源配额制。由于非水可再生能源配额制会改变现有能源发展格局、触动各方利益,此举必将遭遇风电和光伏发电占比较低省份的抵制,面临巨大困难。因此,如果一定要推行非水可再生能源配额制,也应在条件成熟地区先行先试,尤其是河北、河南、北京、天津和山东五省市。其不但是中国大气污染问题最为严重地区,而且在地理位置上相邻,最有条件成为非水可再生能源配额制先行试点地区。

除税收优惠减免外,目前世界上可再生能源补贴政策主要是固定上网电价、上网电价竞标和可再生能源配额三种。要改革中国现有固定上网电价政策,只能从后两者中选其一。相比之下,固定上网电价和上网电价竞标本质上都属于上网电价政策,只不过前者由政府定价,后者由市场来定价。因此,从固定上网电价转向上网电价竞标,政策的过渡衔接比较容易,市场和行业也能平稳过渡和适应。而从固定上网电价转向可再生能源配额制,则不但如前所述中国市场条件不具备,而且政策衔接会比较困难,更会给市场和企业带来较大不确定性。

05

结语

自2006年制定《可再生能源法》以补贴政策发展可再生能源以来,中国风电和光伏发电的发展取得了举世瞩目的骄人成绩,为解决中国不断加剧的大气污染和二氧化碳排放问题做出了重要贡献。然而,在环境污染问题加剧、国际气候谈判压力骤增、光伏制造产业遭遇空前危机等紧迫形势的倒逼下,早期稳步推进的补贴政策不得不被激进调整,促就了风电和光伏发电装机史无前例的大跨步发展。风电和光伏发电的高速发展在创造奇迹的同时,也较早地碰到快速突破带来的种种摩擦与矛盾,经受补贴资金缺口愈滚愈大、弃风弃光不断攀升、倒卖装机指标等问题的考验。

但是,中国风电和光伏发电发展所面临的各种问题并非是无解的难题。成功发展的经验表明,在充分尊重产业发展规律的前提下,制定稳步务实的补贴政策,是实现风电和光伏发电可持续发展的重要保障。随着技术的进步和成本的不断降低,风电和光伏发电最终将摆脱补贴、凭借成本优势在发电市场中获得一席之位。我们相信,只要能秉持十八届二中全会提出的精神,还原能源商品属性并让市场在资源配置中起决定性作用的改革原则,并立足于发展风电和光伏发电的环境初衷,在当前新型经济和环境形势下,实事求是,重新制定适宜的补贴政策、大力推进电力市场化改革,中国风电和光伏发电一定能实现长远可持续发展。

原标题:关于中国风电和光伏发电补贴缺口和大比例弃电问题的研究

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