2030年我国非化石能源占比将达到两成

　　近年来，我国可再生能源发展取得了举世瞩目的成就。根据规划，到2020年，我国风电将达2.1亿千瓦以上，太阳能将达1.1亿千瓦以上。图为11月13日国网山东滨州市沾化区供电公司线路巡视工人巡视沿海电力线路，服务风力发电。窦连明摄

　　风电、光伏等可再生能源与煤电等传统能源相比，电价上并无优势，这也成为限制我国可再生能源进一步扩大规模的关键因素。国家发展和改革委员会近日发布《关于调整新能源标杆上网电价的通知（征求意见稿）》，提出将适当降低保障性收购范围内2018年新建陆上风电和2017年新建光伏发电等新能源标杆上网电价，引发业界热议。

　　专家表示，可再生能源若想不断扩大市场占比，必须正视与成本低廉的火电等传统能源的竞争，如果要按期完成我国向国际社会承诺的2030年非化石能源占能源消费总量比例达到20%的目标，必须加快可再生能源平价上网步伐。

　　上网电价持续下调

　　电价补贴几乎是所有国家在新能源发展初期采取的鼓励措施之一，可谓是新能源产业的“风向标”，电价变动对产业影响巨大。拿光伏行业来说，电价每到一个下调的截止时间点，之前都必将发生一段时间的“抢装潮”。

　　记者获悉，在最新的征求意见稿中，变化最大的是光伏电价，其中光伏上网电价三类地区分别从每千瓦时0.98元、0.88元、0.80元下调至0.75元、0.65元、0.55元，而屋顶分布式“自发自用余量上网”和“全部自发自用”的补贴由目前执行的0.42元，下调至一类地区0.2元，二类地区0.25元，三类地区0.3元。两种类型的电价最高降幅分别达到31.2%和52.4%。此外，2018年陆上风电电价比原计划再降0.03元，海上风电电价也将下调0.05元。

　　工信部电子信息司电子基础处处长王威伟透露，随着产业规模的扩大，投资成本持续降低，比如，从“十二五”初期到现在，光伏发电的硬件成本下降了70%。

　　此前，华电、昌盛日电更以每千瓦时0.52元的上网电价成功中标包头光伏领跑者基地项目，与一类风能资源区标杆上网电价仅差0.01元。

　　除了成本大幅下降，财政补贴资金缺口较大是电价下调的直接原因。国家能源局副局长李仰哲坦言：“截至今年上半年，可再生能源补贴缺口累计达到550亿元，原有的补贴模式难以为继。”

　　世界上没有任何一个行业是可以依靠补贴持续发展下去的。光伏、风电、光热等新能源，未来谁的成本下降更快，谁就会占有更多的市场份额，一个背负巨额补贴的行业不可能成为一个国家电力供应的主要能源。

　　“为实现国家确定的非化石能源中长期发展目标，每年必须保持一定的可再生能源新增规模；但同时，我们也不希望行业过快发展，透支市场的接纳能力，否则不仅是投资的巨大浪费，更会影响整个产业的平稳发展，我们必须避免行业大起大落现象的发生。”国家能源局新能源与可再生能源司司长朱明也表明了电价调整的思路。

　　光伏风电态度不一

　　由于光伏成本不断下降，而且速度较快，光伏行业对此次调价普遍持有较为积极的态度。“补贴下调，对光伏企业肯定是有影响的，但这个影响的大小需要看企业接下来的应对措施。”东方日升总裁王洪告诉记者，补贴下调，会促使光伏行业的技术进步与成本降低，光伏企业优胜劣汰，整个行业会健康发展。

　　一些拥有先进技术、高效组件的企业愿意看到电价的下调。正信光电运营总裁王传邦说，电价下调后，公司的利润不会降低，光伏项目内部投资回报率基本上会保持在合理程度，核心竞争力会更强。面对补贴下降，集中式电站收益率降低，正信光电已提前布局并进一步扩大业务区域，农业光伏项目和家庭分布式光伏电站则是今后业务的重点。

　　一些企业虽然也认可电价下调不可避免，但认为下调的幅度有待商榷。晋能科技总经理杨立友说：“此次征求意见稿中的光伏上网电价下调幅度过大，光伏电站的投资回报率将明显下降”。

　　近年来，尽管我国风电的新增装机和累计装机都超过光伏，但光伏上网电价的下降速度却远超风电，受制于成本问题，风电尤其是成本较高的海上风电对于电价下调还存在一定压力。

　　“当前三北地区弃风限电严重，迫使我国风电开发往南方往内地往沿海地区转移，但是这个投资成本比三北地区高出很多。”浙江运达风电股份有限公司副总经理叶杭治说，虽然风电设备成本已经降了很多，但风电总的投资成本并没有明显降低，因为风电开发的难度加大了，在内地山区开发要修建道路、拆迁、绿化补偿，成本很难下来。“现在这个状况下，降电价不利于进一步开发风电。”

　　隆基股份董事长、乐叶光伏执行董事钟宝申建议，既不能让产业靠国家政策的支持来维持暴利，也不能一棒子打死，使产业失去应有的发展动力，应该是行业最优秀的前30%的企业有利可图，10%的企业盈亏平衡，以这样的方式来定扶持政策，才能使产业可持续发展。

　　建设有利发展的市场体系

　　当前，我国新能源产业迎来大好发展机遇，但同样面临着许多困难和挑战，高成本仍是新能源发电发展的主要障碍。

　　技术持续进步和市场规模的不断扩大，已经成为我国新能源产业降低成本的主要路径，但是适合新能源产业健康发展的市场体系远不成熟。朱明表示，“十三五”将是我国新能源产业发展的关键时期，我们在“十三五”时期的主要任务就是通过市场竞争的方式配置资源，推进建设有利于可再生能源发展的市场体系，不断推动新能源发电成本的下降和技术水平的上升，早日实现不依赖国家补贴的自我持续发展。

　　利用市场手段促进可再生能源发展，必须让市场配置资源的决定性作用发挥出来。在发达国家，美国各州通过法案建立了可再生能源市场份额制度和绿色证书制体系，德国也通过不断修订《可再生能源法》建立了明确的补贴制度。根据我国的国情、非化石能源消费比重目标和可再生能源开发利用目标的要求，政府也提出要建立全国统一的可再生能源绿色证书交易机制，从而更多发挥市场力量，推动能源的市场化走向。

　　“为了加快补贴的退出，我们最近也在深入研究国际上比较普遍采用的可再生能源发电配额考核和绿色证书交易制度，希望采取市场化的方式来确定补贴的额度，同时逐步减少对财政直接补贴资金的需求。”朱明透露。

　　除此之外，还需要通过微电网、新能源示范城市等示范工作大力推动分布式能源的发展。只有这样，才能确保新能源产业成为实现2020年和2030年非化石能源分别占一次能源消费比重15%和20%目标的重要支撑力量。

　　“一方面，巴黎气候协定带来了很好的市场前景，另一方面，我国发电成本快速下降，为市场的推广奠定了基础。再加上将来的市场还会演变向多元化发展，我们的市场前景是没有问题的。”中国光伏行业协会秘书长王勃华说。（经济日报·中国经济网记者 王轶辰）