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2月9日,国家发展改革委、国家能源局联合发布的一纸文件宣布我国新能源结束了“固定电价”时代,全面进入电价市场化发展时期。
回溯历史,电价政策的变迁也代表着行业发展进程。自2008年商业化电站启幕后,我国历经固定电价、标杆电价、指导电价+竞争电价,再到平价上网及全面市场化多个时期,十余年间,光伏上网电价从4元/kWh到平价、低价,甚至完全由市场主导。
作为电站投资重要指标,值此电价政策重大变革之际,北极星梳理了光伏上网电价的不同历史发展阶段。
01、核准、竞争电价时期(2008年~2010年)
作为我国光伏电站商业化应用的开端,2008年国家发改委分批次核准了4个光伏项目,这一时期国家主要通过高电价来鼓励光伏电站的建设,核准电价高达4元/kWh。
为进一步激励市场,2008年~2010年我国启动两批特许权招标光伏项目,采用低价竞标方式,在此后25年特许经营期间,光伏电站上网电价统一执行中标价格。
其中,中广核以1.09元/kWh价格拿下我国首个特许权项目——敦煌10MW光伏项目,同时国投华靖电力控股以同样价格在敦煌建设再建一个10MW工程;第二批光伏特许权项目共13个,分布在西部8个省区,规模为280MW,彼时50家企业所投电价为0.7288~0.9907元/kWh。
与此同时,2009年国家开始实施金太阳示范工程,共安排294个示范项目,均纳入国补,规模达到642MW,但并未明确统一的上网电价,后因政策漏洞、监督缺位等问题,补贴先后被终止、取消。
02、标杆电价(2011~2018年)
2011年,我国开启光伏电站标杆上网电价时期,以2011年7月作为临界点,上网电价统一核定为每千瓦时1.15元、及1元执行(西藏除外);而此前特许招标项目上网电价仍按中标价格执行,但不得高于标杆电价;补贴项目则按当地煤电上网电价执行。
三年后,我国开始执行分区标杆上网电价,即国家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,2014年1月并网的电站实行三类标杆电价,一至三类初始标杆电价为0.9元、0.95元及1元。
但此后三类标杆电价逐年递减,其中2018年国家下达“531”新政,上网电价也历经两次调整,最终电价定格在0.5元、0.6元、0.7元。电价的大幅下调,对于依赖补贴的中小光伏企业来说,生存空间被严重挤压。
03、指导电价+竞争电价时期(2019~2020年)
“531”巨震之后,我国光伏电价政策再度进行调整,2019~2020年间我国开启了指导电价+竞争电价并举的新时期。国家发改委制定三类标杆电价后,企业新增项目(扶贫、户用项目除外)需通过市场竞争方式确定,但报价不得超过所在资源区的指导价。
此后,上网电价成为光伏项目主要竞争条件,国家根据补贴额度通过排序确定补贴名单。据悉,2019、2020年竞价项目共4355个,规模近50GW,最低上网电价分别为每千瓦时0.2795元、0.2427元。
值得一提的是,相较于地面集中式电站,分布式光伏一直得到更多优待,2013年,国家首次明确给予分布式每千瓦时0.42元的补贴,2018年下调至0.32元;2019年后分为自发自用分布式和户用光伏两类,补贴分别为0.1元、0.18元,2020年两项补贴分别下降至0.05元、0.08元。
04、全面平价+市场竞价时期(2021~2024年)
2021年,光伏行业迎来平价上网“元年”,国家规定自2021年新建项目按当地煤电基准价执行,并鼓励入市交易,且新建项目均不再补贴,仅新建户用项目仍保留0.03元的补贴。2022年延续平价上网政策之外,取消户用光伏、光热示范项目补贴,我国光伏行业全面进入平价上网时代。
2023后各地新能源电价收益主要来源于保障性收购(小时数)+市场化交易,保障收购部分执行当地煤电,市场化部分则随行就市,但部分地区仍会对市场化交易部分进行一定补贴。
事实上,随着新能源装机规模的攀升,单一电价机制已不能充分反映市场供需,平价上网后,各地对以燃煤电价收购的小时数在不断减少,新能源上网参与市场化交易逐渐成为共识。
数据显示,2022年全国新能源市场化交易电量在总发电中占比达到38%,2023年这一比例来到47.3%,2024年1~10月,新能源市场交易电量占新能源发电量的近50%。
在2030年基本建成全国统一电力市场体系,新能源全面参与市场交易的目标导向下,各省加速新能源入市进程。在各省区市相继发布的2024年电力交易方案中,有17省对新能源入市比例及新能源保量保价小时数进行了明确。
17省区下发新能源项目电力市场交易规则汇总图见文末
05、机制电价时期(2025年~)
2月9日,国家发展改革委发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》,明确所有新能源项目全电量入市,上网电价通过市场交易形成,新老项目分类实施,全面拥抱市场虽早已是预料之中,但还是极大的挑动着市场的敏感神经。
各方极为关注还是本次变革引入的机制电价概念,根据政策,新能源入市交易后,同步在市场外建立差价结算机制,按照市场交易均价与机制电价的差额实行“多退少补”,即当市场价低于机制电价,电网企业补差价,反之则扣除高出部分,电网企业开展差价结算的费用则来源于当地系统运行费用。
目前业内对于机制电价结算方法众说纷纭,而对于项目能否获得差额补贴,有人士认为这要取决于当地电力市场实际情况。
那么机制电价是如何确定的,新增项目原则上按入选项目最高报价确定、不高于竞价上限,对存量项目而言,机制电价则按照当地现行价格执行,但不得高于燃煤基准价,同时要求存量项目每年确定执行机制电量比例不得高于上一年,并鼓励主动参与市场竞争。
事实上,机制电价可以理解为稳定投资与深化改革间的一种平衡手段,相当于一种“保险”,其核心目的是在新能源全面参与市场化交易的同时,通过差额结算为企业提供一定的缓冲,使新能源全面拥抱市场化初期能够实现“软着陆”,避免因市场价格波动导致企业收益大幅下降。
当然,政策具有一定时效性,政策对新能源全面入市的“呵护”,对于企业全面参与市场化改革具有一定积极保护作用,但具体执行情况,还要看各地接下来下来的具体政策。
光伏等新能源全面入市,公平承担系统调节成本,意味着行业已经走向成熟,从长期来看,市场机制将引导新能源与调节电源、电网规划协同发展,将为新型电力系统的构建提供有力支持。
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