2017年9月15日，由中国可再生能源学会可再生能源发电并网专委会主办的第一届可再生能源并网技术与政策论坛在北京隆重召开，会议以“新能源与电网协调发展”为主题，围绕战略与规划、政策与机制、并网和消纳、储能及应用等议题，探讨可再生能源快速发展中的热点问题与对策，促进我国可再生能源事业快速发展。本届论坛邀请国家能源局等政府部门领导、能源电力领域院士和资深专家就再生能源发展战略、规划、政策、技术等问题发表主旨演讲。橙电网电力网全程直播本届论坛。

 会上，可再生能源发电并网专委会主任委员张运洲主题分享《新能源发展成本分析和政策建议》。张运洲主要从三方面进行阐述：1)我国新能源成本历史变化和未来趋势；2）国际新能源支持政策及启示；3）促进我国新能源可持续健康发展的政策建议。

 以下为电力头条APP为您带来的致辞实录：

 尊敬的各位院士、尊敬的梁司长、李理事长，尊敬的各位专家、各位来宾大家上午好，今天给大家分享关于新能源发展成本分析和政策建议。

 先说第一部分，基本情况大家都知道，我们国家新能源迅猛发展，目前不管是风电还是太阳能，都在世界占第一位，今年上半年也形成了新能源3000多万，光伏达到超过一亿千瓦，现在看来增长势头很猛。关于近年来新能源成本的变化情况，根据BNEF的数据，世界范围的光伏和风电成本持续下降，2016年下半年全球陆上风电平均度点成本比2015年下半年下降18%。目前为激励新能源发电降低成本，全球至少有67个国家采用竞标方式确定上网电价。根据IRENA统计，2016年全球风电和光伏发电的中标电价范围分别为0.2-0.46元每千瓦。

 我国风电全产业链逐步实现国产化，风电设备的技术水平可靠性不断提高，2015年全国风电单位千瓦造价比2012年下降了10%，原因就是我们国家的政策，风电太阳能向中东不倾斜，中东部和南部地区风电比重占比提高。从地区差异来看，三北地区风电平均单位千瓦造价低于东中部地区，其中分散式风电造价大于大型风电场，范围是最便宜新疆，往西还有宁夏，到最高的是广东，发电的技术进步，产业升级和市场规模扩大，我国的光伏发电成本持续下降，分布式的光伏发电造价比光伏电站约高10%到20%。未来风电造价下降主要依赖于设备和非技术的下降，主要是技术进步，后面主要是土地费用和税费等，根据GE的研究成果，更长更轻的叶片，一体化传动链等技术突破将使2025年风电度电成本下降五分钱到六分钱。我们院按照2015年价格测算，2030年为4600。

同样光伏的单位造价仍有较大的下降潜力，主要包括光伏组建，土地费用非技术成本下降，光伏主要成本下降是硅料成本，再加上转换效率，以及硅利用率的改善。我们院也做了测算，2020年光伏发电单位容量造价约为5500，可以看来这个风电的单位千瓦造价还不如光电，因为光电可能潜力更大一些。陕北地区的光伏发电度电成本四毛八，低于中东部发电成本六毛三。2030年可以降到三毛三，光伏发电度电降到三毛一。

 下面有三个对比，一个就是与本地燃煤标杆电价和电网销售电价的对比，2020年三北地区多数省份风电可实现发电侧的平价上网，但甘肃、宁夏、内蒙等省份由于燃煤标杆电价较低，风电实现发电侧评价上网存在难度，东中部地区光伏发电可基本实用户侧平价上网。2030年光伏发电度电成本将低于风电，竞争力更强。东中部的光伏可实现用户的评价上网，也可以期待，等到了2030年由于光伏发电成本低于度电，竞争力很强的。

 三北地区新能源发电跨区外送与东中部地区新能源开发消纳的对比，要比东中部地区开发的风电和光伏更具有经济性，他们的价格是大概是六毛五到七毛九，还是低了四分钱，这是第二个对比。第三个对比，三北地区新能源发电跨区外送与东中部地区煤电的对比，没有竞争性，煤电还是要便宜，主要还是环境成本。

 在考虑新能源自身发电成本和燃煤发电环境外部成本情况下，2020年东中部地区风电，三北地区风电以及光伏发电初步可与燃煤发电同平台竞争，2030年全国风电和光伏发电竞争优势更为明显。

 还要说明可能大家比较忽略的，新能源不但关注自身的成本，也要关注带来的额外系统成本，相比常规电源，新能源大规模并网必然增加系统的平衡成本和容量成本，根据IEA的研究，当风电比例达到20%时，平衡成本和容量充裕性成本分别为一到七分钱和四到五分钱。考虑到我国属于大陆季风性气候，风电保证出力相比欧美要低，比如说我们现在在电路上基本上风电和太阳能，在备用上，接近于零处理，这个也是没办法的，因为我们现在预测能力和水平，它的随机性还是我们调度人员不敢怠慢，为风电处理的变化承担旋转备用。

 再一个我们现在新能源整体预测精度尚有差距，因为国外可能不是每个风电厂都预测。我们现在这个风电没有形成组团，所以对于风电的整体处理，系统接受的处理还有很大的不确定性，就是预测的精度也不够。所以我们国家现在煤电比重比较高，调整的能力和速率也比较慢，成本比欧美高的多。欧美国家按照预测，他们风电容量可以达到30%到40%，他们一个是风比较稳定，不像中国大陆季风性气候。再一个他们预测的整体性也非常好。

 下面对我们过去风电的历史数据、成本数据和未来的预测我们可以得到几个观点。第一个就是风电和光伏风电成本仍有较大的下降空间，2020年可基本实现“三北”地区多数省份风电在发侧平价上网，东中部光伏发电可基本实现在用户侧平价上网。中长期看，光伏发电成本比风电更具下降空间，2030年光伏发电平均度电成本有望低于风电，随着弃风、弃光控制在合理水平。三北地区风电和光伏发电跨区送到东中部地区，相比东中部地区开发利用新能源更具经济性，2020年以后实现新能源开发总量目标还得依赖“三北”地区，未来成本越来越高，我们在西部由于资源优势，土地成本优势，加上风险成本，有一定竞争性。

 第三个观点风电、光伏发电不仅需要关注自身的发电成本，还要关注给整个电力系统带来的额外成本，主要包括平衡成本。这是第一部分。

 第二部分国际上特别欧美国家新能源支持政策演变以及带来的启示。一个是总体情况，由于能源转型要求、政策框架、市场模式和历史的条件存在差异，不同国家的新能源支持政策存在差别，目前多数国家采用了两种政策取向，一种就是固定的上网电价，主要就是政策固定。还有一种就是政策+市场机制，这两种模式。

 这是具体的国家政策的变化情况。第二个问题典型国家政策特点，第一个是丹麦，丹麦激励政策配套有效，丹麦采取了包括碳税、碳排放配额、环保税、上网电价补贴、研发补贴、基础设施建设、风能行业支持相关政策推动风电发展。早期丹麦采取了装机基金和电价补助，后来采用固定电价和差价补贴为主要的支持手段。

 西班牙的价格激励是双轨制，一个就是政策轨，一个是市场轨。政策轨主要通过固定电价政策保证可再生能源发电企业的基本收益。市场轨鼓励可再生能源企业在政策的保障下，更多的参与竞争。

 关于美国，美国建立了完善的税收政策，积极推广配额制，税收政策体现在产业环节和生产环节和消费环节。配额制也是近年来美国力推的，主要是在29个州制定并实施可再生能源配额。

 德国是我们仿效和借鉴的一个政策比较好的一个地方，德国的这个国家是从2000年开始，历经政策调整到最新的全面的引入可再生能源发电的招标制度，正式结束基于固定上网电价政府定价机制，同时全面推进可再生能源发电市场化，容量招标和发电量进入市场，这是德国现在的状态，当然他还是有补贴的，就是市场占的比重越来越大。

 可以看到德国从2000年以来一直到2017年，在光伏和风电起步阶段和扩张阶段，一直到目前每年有一个总容量控制这些政策的变化这个导向。最近德国对可再生能源法进行了修订，既有欧盟对各国可再生能源协调性的要求，它实现了高比例可再生能源发展目标，按照欧盟的要求一个叫做以市场议价逐步的取代固定电价的补贴。第二个引入可再生能源发电项目，进入性的招标，德国他补贴力度是比较大的，消费电价里面大概有6欧分，占比比较高，也难以为继，所以从内部来讲，通过竞争是要减少补贴，来降低成本。

 国际新能源政策带来的启示有三点，第一个新能源发展初期需要依靠多种方式的补贴，实现规模扩大和成本降低的相互促进，提升产业竞争力，但也不能长期依赖补贴，任何一个产业长期靠补贴很难长大。各国根据本国的国情，能源转型的目标、进程以及自身的承受力，采取了逐步降低甚至取消补贴的政策导向。

 第二点启示引入市场机制和促进可再生能源的持续发展，通过招标制实现开发投资权的竞争，倒逼降成本。由于新能源发电边际成本较低，在充分竞争市场情况下，能够优先中标，保证优先调度，推动新能源优先消纳。

 第三个启示就是配额制在跨省区电力市场不完善的情况下可发挥重要作用，特别对于中国目前电力相对过剩，相对宽松的情况下，各省的这种壁垒伸延，通过政府的举措，或者多措并举，来逐步提高配额的要求，促进新能源发展。

 另外，促进我国可再生能源持续发展的一个政策建议，这个不一定成熟，也是一个研究。我国可再生能源支持政策演变，从本世纪以来我国对可再生能源风电、太阳能采取了这种支持政策。建立了涵盖上网电价、全保障性收购、补贴基金、税收优惠等方面的政策体系，也促进了这种风电和太阳能的迅猛发展，高速发展。

 在上网电价方面，从风电的电价是最早通过审批来决定电价，到标杆电价阶段，不断的进行调整。到目前为止虽然有标杆电价下调，但是以后随着电力市场的建立，应该更多引入这种市场的机制，来消纳可再生能源。

  关于补贴方面，2006年国家发改委出台了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，确定了可再生能源的补贴资金的管理要求和流程。一直到最近确定了一个新的流程，建立基金以后，财政资金包括给电网公司，电网公司按月给新能源企业进行补贴。

 税收政策方面，从2007年以后，主要是所得税、增值税进行返还、减免。梁司长可能也提出来一个关于减轻可再生能源领域的意见稿，提出延长政策税在土地税上进行免征。

 第四个市场机制方面，随着电力市场化程度的加深，国家发改委能源局陆续出台了一系列的配套文件，加快建立促进新能源发展的市场机制。主要四个方面，一个是调峰服务市场的基本规则，清洁能源供暖，主要是在西部和东北，冬季柴暖，要清洁供暖，太阳能供暖。还有替代设备电场试点，属于发电量的置换。第三个清洁能源的跨省区交易，现在也在那儿开展。再一个就是清洁绿色交易的试行。

 在可再生能源政策方面，出现了一些困难，可能有这几项，第一个就是补贴的强度高，补贴资金的缺口较大，难以为继。我国新能源补贴强度，2016年风电和光伏发电分别为一毛七和五毛三，截止到2016年底补助缺口大概550亿元，按照消费电价一分九的补贴，我们应该理论上增收每年1100亿，但是实际上有一些需要，有一些其他因素，所以没有达到应收尽收，每年大概也就是700亿，累计现在缺口就是550亿。如果维持现有的政策，预计“十三五”期间可再生能源累计缺口到2020年可能达到2000亿元，提一个建议提高标杆电价退坡频次，加大退坡幅度，降低补贴强度。第二就是加强可再生能源的征收监督管理，做到应收尽收，扩大基金规模。第三个根据基金征收的总量，确定发展的规模，优化布局，调控年度增量，减少补贴的亏空，不断提升新能源发展质量。

 第二个困难现行价格机制对降低成本和促进消纳的作用不明显，近年来新能源发电，尤其是光伏发电成本下降幅度较大，但政策调整滞后，标杆电价下调往往滞后于成本下降，加上以市场竞争方式确定的规模有限，使开发商自身降低成本的动力不足。此外，现在以标杆电价为主价格机制仅对新能源开发商起激励作用。

 建议通过完善政策，降低土地费用、税费等非技术成本，通过提高技术门槛引导产业升级和技术进步，降低新能源发电成本。技术门槛现在光伏也好，风电也好，技术进步了有指标，没有指标不应该并网，或者不应该去采纳。在开发容量和上网电量上应该引入市场机制，扩大以竞标方式确定的规模，倒逼降低成本。将收益与常规电源共享，善用市场手段处理新能源消纳，这个都在探索中，没有建立一套成熟的规定。

 第三个困难缺乏对新能源并网引发的系统成本进行研究和规划，对相关方激励不足。新能源具有随机性、间歇性等特性，可信容量低，电力系统必须配备足够的灵活性电源，从而带来额外的平衡成本和容量充裕性成本等，目前对这些系统成本的研究不够，缺少补偿机制。目前我国正在探索建立相关的是化机制但进展不大，建议研究我国新能源并网和大范围消纳所引发的额外系统成本及相应的补偿机制，在规划中应确保系统容量的充裕度，同时未来煤电等调节电源利用小时数下降是大趋势，需要采用市场手段给予补偿。进一步出台“强制配额+绿证”制度，打破省间壁垒，实现更大范围的绿证交易和资源配置。另外我们院里做一个判断，按照我们2030年全国电网负荷17.4亿千瓦来测算，2030年需要的煤电，煤电有一定调节能力了，一半以上的调节能力，大概需要13.5亿千瓦。所以现在我们提出2020年把煤电控制在11亿千瓦，当前我觉得对的，像西北、东北相对比较富裕的。真正的电力平衡还得靠煤电，这个我们现在也做了一个判断，2030年需要13.5亿，按照17.4亿千瓦来做平衡。我的汇报到此为止，谢谢。

原标题:张运洲：新能源发展成本分析和政策建议