系统工程

陆川:十四五平价时代光伏机制需重新讨论

2020-01-07 08:35:32 北极星太阳能光伏网 作者:黎小明

导语:“十四五”规划出台在即,光伏将从补充能源转向替代能源,并将进入平价时代,此期间国家层面如何做好配套的顶层设计,电价机制又该怎样变化?正泰新能源总裁陆川给出自己的观点。

新的装机目标须有新的配套机制

有专家推测十四五规划里,清洁能源比例的要求将达到能源消耗的70%。作为清洁能源的主力军,这样的大方向也对光伏提出更高的装机目标。未来五年,技术和配套措施是否做好准备?

陆川认为技术层面不存在问题。他举例,德国可再生能源装机比例非常高,但德国电网并没有出现重大瘫痪的情况。“可再生能源接入和运行会有问题,更多还是激励机制方面的问题。”陆川表示,“在追求光伏装机量的同时,国家层面需要从顶层对整个能源结构,以及可再生能源接入到电网时的配套环节,做出比较好的顶层设计。否则虽然我们可能提一个非常高的装机目标,但是在执行和落地时就有很大的困难。”

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正泰新能源总裁陆川

这其中,比较重要的一环就是电价机制。

2020年是企业参与竞价的最后一年,2021年将全面转向平价时代。在脱硫煤电价本身浮动的情况下,光伏定价机制以及相应的制度保障需要重新讨论。陆川认为,光伏或者其他可再生能源需要一个长期稳定电价,这需要一个新的电价机制,而不是套用原来以火电为主的脱硫煤标杆定价体制下的既有模式去做新能源的顶层规划。

“这是政策层面应该考虑的问题,否则新能源业务在装机端会碰到电网本身的实质性的制约。”陆川说。

目前,全世界电力自由交易的国家电价是通过PPA的形式签署,协议年限15到20年之间。陆川表示,中国未来可再生能源接入电网时可采取PPA的机制签署20年。

更新定价机制,也是推动投资商发展储能的切实要求。陆川认为国家电网叫停电网侧储能,给了投资者机会,但如果没有新的定价机制,也很难进行下去。

新的定价机制应该什么样?在陆川看来,电价的制定应脱离脱硫煤的概念,所谓平价其实是个伪命题。可再生能源电价应取决于输出的电能质量,这就要求明确可再生能源接入电网时的电能标准,企业可以根据标准,核算技术成本,继而推导出电价。这样的定价机制有利于投资商在降成本方面发挥自己的创造力,促进新能源业务健康良性发展。此种机制下,平衡可再生能源电能质量不再仅是电网责任,而是靠全社会承担成本,但陆川认为,发展可再生能源理当如此。

平价时代国家层面如何发挥引导作用?

不再是幼稚产业但尚未完全成熟,未来五年光伏产业发展仍然离不开国家层面的积极引导。陆川认为,国家层面促进光伏发展有主要有两种模式。

一种为大基地模式,例如青海特高压直流孵化基地。平价以后电价可能浮动也可能固定,如果消纳有问题,在交易的背景下会损失一部分电价。除非在招标时确定比例,否则会增加投资的不确定性。陆川认为大基地消纳相对有保障,且对于消纳应该要有一些承诺。“比如说埃及,它也是把几个GW基地建在一起,输配电线路统一,这个时候它的消纳相对有保障。”陆川举例。

第二种是招标并网点资源。国家电网把并网点资源拿出来招标,“你愿意付多少钱,我反过头来要保障你的消纳。”比如澳洲采取以市场化去找并网点,不竞价;而西班牙和葡萄牙就是并网点竞价,电价市场化去找购电主体去做长期电力购电协议。

在这种模式下,有消纳有价格,投资商能算出未来20年稳健的收益。但无论哪种模式,都要保障新能源消纳,给投资者以稳定可计算的预期。陆川认为,对于这种低风险、低回报的长期收益型的资产,不确定性会打击一般市场化主体的投资积极性。

“一旦存在不确定性,就不会有人玩了。”陆川说。

在电力市场化方面,陆川认为中国还缺少“允许电力供应方和电力买方直接做定价机制,他希望在十四五期间可以做部分尝试,在陆川看来,市场化过程中一步到位地将国网刨除在外并不合适。

陆川建议在新建的工业区内先尝试做隔墙售电,买卖双方可以在标杆电价和市场化电价之间找到平衡点。在这种情况下,园区里还可以链接储能,满足电力平衡,降低园区用电成本。“我觉得这些试点性项目对未来光伏在分布式端会有很大的好处。”陆川说。


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