我国实行平价网际网路机制的创意与挑战采访国家发展改革委能源研究所研究员时璟丽本刊记者郑徐光前进风电、光伏发电平价网际网路是构建能源转型的最重要措施。近日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于大力前进风电、光伏发电无补贴平价网际网路有关工作的通报》（以下全称《通报》），具体八项措施，前进建设不必须国家补贴继续执行燃煤标杆网际网路电价的风电、光伏发电平价网际网路试点项目和网际网路电价高于燃煤标杆网际网路电价的低价网际网路试点项目（两类项目以下总称为平价项目）。国家发展改革委能源研究所研究员时璟丽早已拒绝接受本刊记者采访，分析了政策亮点、政策减缓落地须要解决的艰难及其影响。记者：您指出，实施《通报》的目的是什么？不具备什么条件的风电、光伏发电项目有可能优先沦为平价项目？时璟丽：实施《通报》是为了更佳增进新能源发电更进一步降低成本。
当前可再生能源平价网际网路项目还较为较少，国家能源局采行多种措施不予反对。沦为平价网际网路项目，前置条件有两个，一是电网不具备消纳条件，二是具备较好经济性优势。在风、光资源条件好，燃煤发电标杆网际网路电价比较低的地区更容易经常出现平价网际网路项目；如果意味着资源条件好，而煤电电价较为较低，那么资源条件要尤其好，比如风电年等效利用小时数在3000小时以上，才有可能构建平价。光伏发电项目在网际网路外侧平价目前还很难，但光伏投资成本上升迅速，也许再行过一两年可以构建平价网际网路。
记者：在您显然，《通报》提及的八项措施中，有哪些亮点？时璟丽：我指出，从提升项目经济性角度，主要有三条：一是对于集中式试点项目，继续执行不少于20年的相同电价并购政策。《通报》具体，省级电网企业分担并购平价网际网路项目和低价网际网路项目的电量并购责任，按项目核准时国家规定的当地燃煤标杆网际网路电价与风电、光伏发电项目单位签定长年相同电价购售电合约，合约期限不少于20年。
我国自实行可再生能源标杆电价政策以来没尝试过这一模式，电网企业很少签定这么长时间的购电合约（PPA）。而且我国几大电网企业对合约的执行力完全是最差的，合约债权人风险较低，这不利于减少平价项目研发企业尤其是民营研发企业的融资可玩性。对于银行及其他金融机构而言，如果平价项目没这一政策，而使用电价随行就市，比如在电力市场中竞价，那么电价有可能比相同的合约价格低，项目在未来二十年无法构成平稳的收益预期，这就是相当大的风险，所以金融机构要么提升贷款的门槛，要么提升贷款的利率。但继续执行长年相同电价PPA制度，为研发企业获取一个明晰、平稳、可预测的盈利预期，项目风险减少，那么研发企业从金融机构取得的金融产品成本也不会适当减少。
在国外，美国也使用长年PPA制度，英国则使用差价合约（CfD）机制，差价合约机制是通过竞价构成合约价格，可再生能源电力参予电力市场，并使用双边溢价方式继续执行合约价格，最后继续执行的价格也类似于长年的PPA。二是对于分布式发电市场化交易试点项目，免交并未牵涉到的上一电压等级的电缆酬劳，并且免除政策性交叉补贴。分布式发电项目如果是替代一般工商业和大工业用电，目前成本下实际不必须补贴就可以盈利，如果不具备较高比例的自发性出租条件，但需要与这样的用户展开必要交易，通过免交并未牵涉到电压等级电缆费和免除交叉补贴等措施，也可不具备无补贴条件。
三是希望通过蓝证取得收益。《通报》具体，平价网际网路项目可通过蓝证交易取得合理收益。有可能有一些资源条件较为好、成本比较有竞争力的平价项目需要做不赔或者是微利，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只不过相当大。
这必须研发企业严肃测算。因此，相对于享用国家补贴的可再生能源项目，未来平价项目出售绿证的量比较不会更大。
从政策创新性看作，比较新的政策主要是继续执行长年PPA制度、减少过网费和免除交叉补贴、实行蓝证制度和双控考核制度，其他的比如防止地方不合理收费、电网企业建设接网工程、全额保障性并购、创意金融反对方式等政策，在既往政策中也是具体的，对于平价项目则是再度增强。记者：您对政策有效地落地是不是什么忧虑？时璟丽：有可能有几方面的问题必须解决。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必要达成协议电力交易，但如果项目电量无法全部参予市场交易，余电不能卖给电网，项目收益不会不受影响。
目前分布式发电市场化交易进展高于预期。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减少国家补贴水平，其过网费标准确认方式好比一种，更容易产生争议。此次通报中的试点项目不享用国家补贴，而且装机量也是可预期的，电网企业不应反对创意机制，更佳增进政策落地。
二是蓝证市场建设问题。绿证在我国是强迫交易，目前国内市场还没有发展一起，目前全国订购蓝证数量将近3万个，并且由于蓝证替代国家电价补贴的定位，导致蓝证价格较为低，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，环保意识低的居民家庭一年卖两三个蓝证，还可以忍受。对于普通老百姓、企业来说，其出售积极性不会大不受影响。
欧洲也有强迫蓝证系统，价格约为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，出售的积极性都很高。个人预期平价项目的绿证价格有可能较为较低，可以对强迫蓝证市场起着转录起到。
此外，如果我国可再生能源配额机制月实行，约将近配额拒绝，企业已完成配额的一个渠道是出售蓝证，这不会更进一步不断扩大蓝证市场。三是交易市场不规范问题。目前各地电力市场在建设和前进中，但对于可再生能源仍有不规范作法不存在，如部分地方通过行政介入市场交易，登录可再生能源与用户必要交易的价格或者擅自降价，都会影响收益预期。
记者：交叉补贴计算出来非常复杂，如何在较短时间内具体免除标准？时璟丽：我国交叉补贴无法计算出来，中东部有可能偏高，有所不同电压等级、有所不同地区不一样。如果算清楚交叉补贴要花上较长时间，那么政策的时效性不会打折扣，所以明确提出免除方式，即可以原作一个增加的明确水平，更加具备操作性。此外，免交并未牵涉到的上一电压等级的电缆酬劳也是使用了非常简单的价差法，便于操作者。
记者：您在2017年曾做到过各国可再生能源招标电价较为研究。从国际范围看，我国可再生能源平价网际网路的进程如何？时璟丽：我国风电、光伏发电成本上升的趋势跟国际大致相同，尤其是光伏发电，因为我国光伏产品从硅预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完全一致，比如，我国光伏发电自2016年、集中式风电自2019年全面实施竞争配备和确认电价，国外竞争拍卖会和招标的应用于也更加广泛。平价方面，在印度、智利、巴西、墨西哥等资源很好的地区，光伏发电和风电等早已沦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高于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实时，实施平价网际网路机制的步伐较为靠前，而且为了需要超过平价，我国实施了很多有操作性的反对政策。
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事例，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至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，大约折算人民币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高于这一水平，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，印度招标电价低于为3.8美分/千瓦时，广泛在4～5美分/千瓦时；墨西哥中标电价较低至1.77美分/千瓦时，即使再加可再生能源绿色电力证书收益（大约3美分/千瓦时），光伏发电项目实际收益也仅有折算人民币0.3元/千瓦时左右；德国跟我国第三类资源地区条件互为类似于，2018年招标电价在5欧分/千瓦时以内，折算大约6美分/千瓦时。当前，如果所谓招标电价项目，价格有可能额低一些。
2018年全球较为新的招标电价，全球平均值大约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不会更进一步上升，叛多少必须等候政策规定。记者：您预判《通报》不会对风电、光伏发电的装机快速增长带给什么样的影响？时璟丽：《通报》具体，平价项目必须有电网消纳条件和符合国家风电、光伏发电年度监测预警等拒绝，明确装机快速增长规模无法预期。
个人指出，2019年项目申请人不会较为大力，项目建设最慢要到二季度甚至下半年开始，因为地方要花上一定时间的组织项目。此外还要考虑到由于风电建设周期比较宽，光伏项目建设周期比较较短，但研发企业可能会等候组件价格更进一步上升，2020年平价项目装机增加量有可能较小。
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