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当前光伏电站投资收益最大风险——电价下降。
随着风电、光伏装机量一路狂飙、高比例接入电网,消纳问题愈加紧迫,新能源入市参与市场化交易已然加速。十五年来,从4元/kWh到平价、低价,我国光伏电价历经多轮改革,本文梳理了光伏上网电价的不同历史发展阶段以及未来新趋势。
追溯历史,我国光伏终端规模应用最早起步于21世纪初,但彼时多以政府主导示范项目为主,如西藏无电县建设、中国光伏工程等国家计划,直至2008年,我国商业化光伏电站建设拉开帷幕。
1.2008年:核准电价时期
为推动国内产业发展,发挥西部太阳能资源优势,2008年国家发改委分批次核准了4个光伏项目,包括上海2个、内蒙古及宁夏各1个,将电价核准为4元/kWh。
2.2009~2010:竞争电价时期
为进一步激发我国光伏终端市场,2008年起,国家组织实施了两批特许权招标光伏项目,采用低价竞标方式。敦煌10MW光伏电站作为首个特许权项目于08年年底启动招标,最终中广核以1.09元/kWh价格竞标成功;与此同时,国家能源局还同意国投华靖电力控股以同样价格再跟标一个10兆瓦项目。
2011年6月,第二批光伏特许权项目启动招标,涉西部8省区13个项目,总计规模为280MW,中标电价范围为0.7288~0.9907元/kWh,由国家电投等央企瓜分。
第二批光伏特许权招标结果:
与此同时,2009年国家开始实施金太阳示范工程,以及光电建筑配套相应财政补贴支持,对推动我国光伏应用有着重要意义。但由于政策漏洞、监督缺位等问题,市场上出现大量骗补行为,两项补贴分别于2013、2015先后终止、取消。
3.2011~2018年:标杆电价时期
2011年,为探索光伏合理上网电价,我国出台了第一个地面光伏电站上网电价政策,正式进入标杆上网电价时期。政策要求:2012年7月1日前核准、12月31日前投产、尚未核定电价的光伏项目,上网电价统一为 1.15元/kWh;2011年7月1日前核准但年底未建成的电站,除西藏外仍执行1.15元/kWh,其余则按照1元/kWh执行,期限原则上为20年之久。
为推动各地新能源平衡发展,提高电价附加资金补贴效率,2014年我国开始执行三类标杆电价。国家明确在2013年9月1日前备案,年底并网的项目,继续执行1元/kWh的电价;2014年1月1日之后并网的,根据所在地区年等效利用小时数划分为三类太阳能资源区,实行分区标杆上网电价。
此后三类太阳能资源区光伏上网电价逐年递减。在2018年共下调2次,这就是让行业为之一振的“531”事件。电价下调外,还规定2018年仅安排10GW分布式光伏规模,且截止点提前至5月31日。
值得注意的是,2013年分布式光伏补贴正式登上历史舞台,但在此后2013年~2018年间,分布式度电补贴从最初的0.42元下降至0.32元,同样在2018年下调2次。
4.2019~2020年:指导电价+竞争电价
巨震之后,我国光伏行业进行管理变革。2019年,国家发改委将集中式光伏电站标杆电价改为指导价,将纳入财政补贴范围的三类资源区电站上网指导价确定为每千瓦时0.40元、0.45元、0.55元,同时明确,新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定,不得超过所在资源区指导价。
此后,除扶贫、户用光伏外,其余需补贴的光伏项目原则上均须采取招标等竞争性配置方式,上网电价为主要竞争条件,国家根据补贴额度通过排序确定补贴名单。据悉,2019年竞价项目补贴共22.5亿元,3921个项目进入补贴名单,总规模22.79GW,最低上网电价为0.2795元/千瓦时。
2020年集中式光伏上网电价同样需要通过市场竞争方式确认,三类资源区上网指导电价下调至每千瓦时0.35元、0.4元、0.49元。当年补贴总额为10亿元,最终434个项目进入补贴名单,总规模25.97GW,最低电价为0.2427元/千瓦时。
补贴方面,2019年后国家将分布式补贴大幅下调,并分为自发自用分布式和户用光伏两类,分别为每千瓦时0.1元、0.18元,2020年两项补贴分别下降至每千瓦时0.05元、0.08元。
2013~2020年光伏上网电价一览:
5.2021年之后:平价上网时期
2021年,平价时代到来。国家发改委明确,新建光伏项目按当地燃煤发电基准价执行,且中央财政不再进行补贴,但户用光伏电站仅在2021年保留每千瓦时0.03元的全发电量补贴。
此外,通知还允许新建项目可直接参与市场化交易,形成上网电价,以充分体现新能源的绿色电力价值。新建项目电价以保障性小时数作为分界点,按照不同的电价执行。
2021年上网电价政策:
2022年延续平价上网政策,上网电价按当地燃煤发电基准价执行。随着户用光伏、光热示范项目补贴在2022年的结束,也宣告了中国新能源发展全面进入无补贴的平价时代。
6.市场化竞价新时期
随着风、光等新能源跃升式发展,进入电力市场脚步也随之拉近。国家能源局最新数据,截至2023年11月底,我国以太阳能、风电为主要力量的可再生能源总装机达到14.5亿千瓦,历史性超过火电装机,成为我国第一大电源。
自2015年新一轮电改启动以来,我国电力现货市场建设取得稳步进展。为加快推进电力市场化建设、促进新能源消纳,国家发改委先后选择了两批试点省份进行现货市场交易。
电力现货市场是作为完善市场化交易的关键一步,目前首批8个试点地区中,山西、广东电力现货市场相继转入正式运行,第二批6个电力现货试点地区已全部启动模拟运行阶段,未来现货电量比例或将随着新能源比例提高而逐步提升。
近年来,“参与市场化交易”频繁出现在国家及地方多部政策中。根据国家规划,2030年全国统一电力市场基本建成,同样也是新能源全面参与市场交易的时间节点。近日国家能源局政策明确了2024年能源重点工作包括:逐步扩大新能源市场化交易比例,实现新能源发展与市场建设协调推进。
参与市场化交易已是大势所趋,但由于光伏出力时段集中,入市交易或将面临实际成交电价下降的风险。从此前各电力现货试点地区目前交易情况来看,不同地区光伏上网电价存在差异,且波动幅度较大,电价收益大打折扣。
在近期甘肃、云南、河南、广西4省公布的最新的新能源电价政策中可以发现,光伏上网电价相对于煤电基准价,预期最少下降0.025元/度,最高下降超过0.15元/度。
四省新能源最新电价政策:
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