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国家可再生能源中心刘建东:中国光伏发电发展ag亚游集团只为非 发布日期:2019-04-16 05:39 浏览量:

  北极星太阳能光伏网讯:2018年5月29日,全球绿色能源光伏金融峰会在上海浦东嘉里大酒店举办,会上

  大家上午好,我来自国家可再生能源中心,我们是国家能源主管部门的一个智库。很高兴和大家分享一下,我们1到4月份的光伏发展情况,还有我们在研究机构开展的一些研究。

  大概三个部分,第一个是1到4月份的情况,第二个是政策的变化,第三个是我们对平价上网的研究。

  这是1到4月份光伏发电的增长情况。上半年大家知道,增长非常快,新增了1100万千瓦的新增装机。但是和去年同比,其实1月份之后都是在下降的,如果把1月份,因为统计还是有一些时间的滞后性,如果放在去年年底并网,今年1到4月份同比,每个月增长相比去年都是下降的。

  从装机集中区来看,山东、江苏、浙江、河南、河北、安徽这几个省是1到4月份最集中的区域。分布式还是河南、浙江、山东、江苏是最集中的区域。因为从今年上半年1至4月份来看,因此从过去的普遍增长转变为热点区域增长,区域的这种转换也反映了行业的热度和区域的广度在缩减。

  

  累计装机来看,东部已经全面超越西部,当然总量上可能西部还是高一些,但是从排名来看,山东、江苏、安徽、河北是排在前四名,而且像山东,基本上是一半对一半是集中和分布式,这个发展是很快的。

  从限电来看,弃光率和弃光量是双降,这是很可喜的变化,去年开始在国家一系列的政策出台下,弃光现象明显好转,除了新疆和甘肃因为通道的因素之外,其他省都是在下降的。值得注意的是,山东和吉林在2月份出现了弃光,而且弃光率有攀升的现象。当然2月份是有春节的问题,但是也反映出了,我们如果负荷一旦有下降就会出现弃光的问题。

  另外从户用市场来看,从并网电压等级来看,看区域的分布图,6千瓦是我们在220伏并并网的一个的频数最高的区域。380伏并网是16千瓦左右。从这个图上也可以看出来,分布式还是户用6千瓦,再大一点的16到20千瓦,这是概率上统计出来的,不是完全符合市场,但是这反映出一个趋势。

  以上是行业1到4月份的发展,下面介绍一下政策变化和我们的一些思考。今年上半年两道政策,大家行业内都很清楚,一个是规模管理征求意见,我理解的关键词是,一个是有序一个是从严。有序就是说,看这个图,从2014年到2017年,柱状图是每年指标发放的构成,曲线,蓝色的集中式的,红色是分布式。可以看到,在2014、2015年指标和规模还是比较匹配的,但是到2016、2017年之后就开始出现了指标和发展规模的失衡。到2018年,肯定是要回归,要有序。但是多少?因为我也不清楚,我也不是政策制定者,但是我预计应该装机会到40个GW左右。因为领跑者和扶贫还是比较的明确的,40个GW左右,我们的初步估计。

  另外是分布式发电项目管理办法,我的理解一个是回归一个是分类。分布式最初的定义就是自发自用,余电上网。在我们的容量上也有要求,在附属物上也是以建筑物为主。后来我记得是2015年,分布式发展比较慢,出台了很多的渔光互补、农光互补等等一系列的分布式的政策。现在来看就是要回归本初,自发自用、余电上网为主,而且考虑到补贴的资金压力,还是把户用系统作为优先武装

  另外可再生能源电力配额及考核办法,这在2016年就有非水可再生能源的指导意见,每年有政策发布。今年这个配额考核办法出台,我觉得是非常大的变化,承担业务主体从过去的,大家讨论的是火电企业,现在到电网企业,到配售电企业。这是一个非常大的变化。因为电网企业如果承担责任,它有能力,而且也有这个通道来解决这个问题。另外一个是可再生能源电力证书制度,这个现在还不是很完善,是一个闭环的,而不是向外部市场公开的这么一个机制。但是我想还是先走先试再去完善,这样一个过程。

  现在光伏发电还是有,三座大山也好,四座大山也好,总之现在补贴缺口比较大,弃光限电比较严重,成本比较高,市场机制还不健全。从这四类作为出发点,解决这四类问题,国家能源局也出台了一系列的政策。补贴是我们单位测算的,到2017年底是1000亿左右的缺口,2017年的补贴资金大约占了可再生能源基金的40%,压力是非常大的。另外一个是电价退坡,大家都很清楚,从2014年的9毛下降到现在的5毛5,已经下降了39%。去年年底发布的分布式补贴降低5分钱,退坡机制肯定是要延续走下去,直到完全退出。

  所以从这个角度来讲,光伏的发展,从四个方面来讲,政府要营造一个良好的环境,发挥市场的作用,促进平价上网。一个是非技术成本,大家知道在电站加强,土地成本、接入成本,还有一些隐性的成本,非常大。如果这一块降下来,电价会往下减几分钱。另外是通过竞争来推动技术进步,一个是领跑者,还有指标竞价。第三个是通过配额制来推动市场规模,配额存在,形成一个市场,有市场有需求,自然会形成一个供需的均衡,这样就形成了真正的可再生能源光伏的市场。

  另外是电力市场化,电改也正在推进,不管效果怎么样,但是我们已经看到了分布式市场化交易,参与市场化交易,这都是为可再生能源的电力进一步市场化提供很好的发展环境。我们对发电成本影响因素做了分析,四个方面,一个是成本的下降,发电量的,利率的,补贴拖欠的。从斜率上看,发电量对IRR影响最大。如果资源好,限电少,而且系统设计的容配比也高,那么对IRR影响还是非常大。光伏还是要在技术上向前发展。

  这是领跑者做的一个分析,可以看到红色的圆圈是中标电价,这边的四分图是投标的分布。从中标来看,基本上都是低价中标的。青海,已经低于火电,另外内蒙和白城已经接近于火电价格。但是中间这个线是中位线,可以看到集中度还是集中在5毛多、4毛多的位置,说明领先企业和大多数企业,还是有一些差距。我们的平价上网要再往前走,这也是要再努力的方向。

  领跑者计划不多说了,它在接入在土地都有很多优惠条件。所以它的成本,电价比较低。这是资源比较,有的通过效率通过容配比的提高,对整个收益率有所提高。虽然在整体的条件下,资源是一千小时,成本是六块钱。但是运营期,我们测算电价是按20年测算,投资商是按25年的运营期计算。

  从国际上看,大家都知道近两年德国、阿布扎比、美国招标价格都非常低,我们还有点高,但是也不能完全像他们说的这么夸张,低到这个程度。因为阿布扎比有奖励电价,墨西哥有绿证,这个还是有差距,但是差距并不大。我们已经接近于墨西哥的招标电价,加上绿证价格的话。

  市场化交易这一块,大家都很清楚,三种模式。但是我想,因为分布式交易,各地的差异性大,也没有办法做统计分析。但是按照下面的图来看,自发自用余电上网的模式肯定是最好的模式。

  分布式交易里面还有一个过网费的标准确定问题,这是一个制约性的而且不确定的问题。过网费在核算里面,有评估的不透明性在里面,很难做到很严谨很清楚。

  从发电成本和电价目标,我们十三五提出来到2020年电价下降一半以上,基本上是一类地区降到4毛5,二类地区4毛7分5,三类地区5毛,目前来看就已经实现了这个目标。

  从研究成本的方式来看,分结构来看,还是要效益提升,先进技术应用,组件的效率提升,已有的硅材料、硅工艺改进,降成本是我们最主要的手段。电站优化设计方面,在运维的智能化程度提高,成本下降,还是在2020年之前还是有望。作为做研究,保守一点来看,2020恩年用户侧平价是没有问题,但是2022年在一类区域、二类区域完全可以实现平价,发电侧的平价。如果政策,配额制,其他的配套政策能够推动的话,三类资源区完全用户侧平价也是非常大的可能。

  最后,十三五期间的一个政策是,以招标电价为主,退坡,到最后的退出。从分布式的市场化交易,然后我们的配额和绿证,实现成本下降,这是十三五主要要做的工作。十四五就是要通过招标方式,实现长期的项目选择。另外我们推动市场化交易,现货市场、中长期市场协议,完全进入电力市场协议。最后分布式也是完全退出,参与电力市场交易。

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