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2021年及"十四五"风、光政策梳理: 双碳目标引导下,行业正迎来新方向

录入时间:2021/9/15 作者/来源:光伏們

作为“十四五”首年,2021年对于光伏行业来说,变化诸多。一方面,面对双碳目标带来的新形势,主管部门的管理政策方向正在持续深入变化;另一方面,进入无补贴时代的新能源项目,从国家政策角度来看,更多的抓手集中到了地方政府层面,这之于双碳目标的实现及行业的发展,既有了宏观目标的加持,但同时也带来了更多的细节不确定性。

本文结合国家能源局新能源与可再生能源司副处长孔涛以及国家发改委能源研究所研究员时璟丽老师在光伏行业2021年上半年回顾与下半年展望会上的发言,结合目前行业的发展空间、电力市场交易、政策导向以及不确定风险因素等综合分析2021年行业管理政策的变化以及由此带来的发展模式的演变。

定调

从宏观层面来看,“十四五”时期新能源的发展将围绕2030年碳达峰、2060年碳中和的目标进行规划与设计。根据时璟丽老师介绍,在这一目标指引下,2030年非化石能源在一次能源中的占比将从20%提升至25%,2025年非化石能源在一次能源消费占比为20%。

基于此,国家首次提出风光装机目标:2030年累计12亿千瓦以上,所以以风光为主的可再生能源电力电量要在“十三五”规模上大幅度增加。

但同时,由于非化石能源占比目标的提升,而水电、核电、生物质发电至少在2030年前额外增量空间非常有限,风电、太阳能发电装机和电量的额外增量将是主力,可再生能源非电利用将贡献一部分。按照时璟丽老师测算,以风光在增量电量相等的情形下,“十四五”风光新增装机在500GW左右,“十五五”风、光新增装机在600-700GW。

来源:国家发改委能源研究所

在上述目标以及测算的基础上,2021年以来,国家发改委、国家能源局陆续出台了一系列政策,以保证30·60目标的如期实现,其中包括目标落实、项目建设管理、电价、电力市场交易以及金融支持等方面的相关政策。

来源:国家发改委能源研究所

目标战略及落实

“十四五”时期,国家发改委、国家能源局将通过可再生能源电力消纳责任权重来促进各省新能源的发展,这一目标制定的依据是以2025、2030年非化石能源为20%、25%为基础。

根据时璟丽老师分析,2021年起,每年初滚动发布各省权重,同时印发当年和次年消纳责任权重。其中,当年权重为约束性指标,各省按此进行考核评估;次年权重为预期性指标,各省按此开展项目储备,逐步实现责任共担。据介绍,2022年各省份非水预期性指标较2021年均增加1.25个百分点。

根据数据监督,2020年为第一年正式考核,从总量责任权重看,各省市区均达到最低消纳责任权重要求。其中,20个省份达到或超过激励性权重:青海、甘肃、重庆、湖南、湖北、贵州、广东、吉林、宁夏、江西、陕西、河南、内蒙古、浙江、山西、安徽、辽宁、江苏、海南、天津;福建通过指标年度转移,将0.5个百分点权重转移至2021年。

从非水责任权重来看,各省市区均达到最低消纳责任权重要求,吉林、内蒙古、陕西、湖南、江西、湖北、江苏、广西、海南、贵州、福建、广东、上海、重庆共14个省份达到或超过激励性权重。其中,4个省份之间有超额消纳量转让,青海加上了河南转让的12亿千瓦时超额消纳量,浙江加上了宁夏转让的12.55亿千瓦时超额消纳量。

另一方面,国家能源局上半年筹备中的事关新能源行业“十四五”发展方向的还有两大文件:《可再生能源发展“十四五”规划》以及《促进新时代新能源高质量发展的若干政策》。

据介绍,可再生能源“十四五”规划作为国家能源局“十四五”一系列规划之一,目前已形成送审稿。在形式上,为了强调可再生能源的整体性和系统性,只编制出台可再生能源规划,不再印发各可再生能源品种的单行规划;在指导方针上,提出了“以区域布局优化发展、以重大基地支撑发展、以示范工程引领发展、以行动计划落实发展”的发展思路;在内容上,提出了如何构建以新能源为主体的新型电力系统的一系列关键措施。

《促进新时代新能源高质量发展的若干政策》定位为政策性文件,是国家能源局落实碳达峰实施方案系列配套文件之一。为了提高文件的效力,该文件正争取以较高层级印发。据介绍,上述文件以习近平总书记提出的非化石能源占比目标、风电光伏发电装机容量发展目标,以及构建以新能源为主体的新型电力系统作为政策制定的出发点和落脚点;主要针对影响以风电、光伏为主的新能源大规模、高比例发展的关键性、要害性、实质性、核心性堵点、痛点,提出切实可行、具备操作性的政策。此外,政策将力求具体量化、管用有效。

项目管理政策

根据时璟丽老师总结,涉及项目管理政策的相关文件主要包括光伏三大文件以及两大储能相关政策。其中,《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》明确了新机制——并网多元保障机制,保障性并网与市场化并网的主要区别在于各省非水最低消纳责任权重的边界。其中,市场化并网需要自建、合建共享或者购买服务等方式落实调峰条件。

近日国家发改委、国家能源局就市场化并网项目配套调峰能力进一步下发了国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》(解读可点击《成本增加约1元/瓦,新储能政策是否会“逼停”光伏市场化项目?》),进一步明确了风、光伏市场化项目需要由发电企业适当承担调峰责任,并且随着新能源发电技术进步、效率提高以及系统调峰成本的下降,将电网企业承担的消纳规模和比例有序调减。

不过,虽然国家层面“特赦”了保障性规模可以不配置储能,但从目前各省的管理方案来看,已经有超过10个省份要求新增项目配置储能进行竞争性配置。

另外两份文件分别是《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》以及《关于报送整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》(更多信息可点击《国家能源局:整县推进方案各省自行实施,不垄断、不暂停、不强制、不越位!》),分别就源网荷储一体化和多能互补以及分布式整县推进等规则予以明确。

其中,作为市场化项目的主导力量,源网荷储一体化和多能互补项目申报远超行业预期,在此前青海省公示的首批一体化项目名单中,总规模容量高达42GW,预计全国的一体化项目申报容量将超过百吉瓦。据光伏們了解,国家层面将不再就各省上报的一体化项目进行审批,审批权限进一步下放至各省主管部门。可以预见的是,在双碳目标压力下,市场化项目的竞争也将愈发激烈。

除了一体化项目之外,整县推进也极大的调动了分布式光伏的投资热情。据光伏們统计,此前已经宣布签约的县级数量已经超过100个,而最终的市场规模有望突破100GW(更多信息可点击《大跃进!分布式光伏整县试点申报或将超400县,总规模预计超过100GW》),迎来一场属于分布式光伏的市场盛宴。

电价

新能源项目上网电价的主管部门为国家发改委价格司。在风、光全面进入平价之后,新能源的电价政策关注重点更加趋向于确定电价的机制,比如是否竞价以及新能源参与电力市场交易的比例。

今年的电价政策《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知(发改价格〔2021〕833号)》一文中明确,2021年新增风光项目全部平价上网,执行当地燃煤基准价,不需要竞价;电价政策的另一大看点是户用光伏电站的补贴3分/千瓦时,这是户用光伏有补贴的最后一年,5亿元的补贴总盘子也给了今年户用光伏足够大的装机预期。

但需要注意的是,在管理权限下放至各省之后,除了国家层面的政策外更多,具体还要看各地方的具体规定。比如,国家电价政策规范的是2021年新能源电价,执行期为当年8月1日,但在今年上半年四川甘孜州200MW光伏基地的优选中,电价仍然是第一竞争要素,更是创下了不足0.2元/千瓦时的新能源上网破纪录电价(更多信息可点击《0.1476元/千瓦时!国家电投引领中国光伏最低电价,甘孜州200MW光伏基地开标》)。

另外需要指出的是,一方面,从2021年的电价政策中暂时无法获悉2022年以及之后的电价政策走势,但大概率是国家发改委制定一个上限指导价,电价仍将成为竞争性配置中的关键因素。同时,对于风、光伏项目收益率测算来说,上限指导价以及竞价的幅度将尤为重要;

另一方面,在今年的电价政策中,尽管明确新增项目按照燃煤基准价上网,但并未直接明确多少小时数内的电量执行燃煤基准价。即新能源项目需要参与电价市场交易的比例尚未敲定,这也将直接导致新增项目收益率测算模型边界的模糊。

根据时璟丽老师分析,2021年新增风、光伏项目的收益可分为两部分:其中基本收益=一定小时数内的电量*确定的电价(平价或低价);增加收益=之外的电量参与市场或者绿电交易。

不确定因素

如上文所言,在今年的电价政策中并未明确执行燃煤基准价的利用小时数,即需要参与电力交易或者绿证交易的比例,这一因素也将成为“十四五”期间风、光项目收益率测算的关键。

时璟丽老师认为,目前电力市场推进进程以及新能源参与市场推进进程加快,对于风、光项目来说,超出一定小时数部分的电量/部分电量需要参与电力市场,但实际小时数可能更多。

在《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》中明确提出稳妥有序推动新能源参与电力市场,其中通过鼓励、引导等表述界定新能源参与电力市场的导向。众所周知,在西北限电较为严重的地区,新能源高比例参与电力市场早已是不争的事实,部分省份的保障性收购小时数甚至不足500小时,远低于国家能源局规定的保障小时数。

同时,近两年,以山西、陕西、内蒙古等为代表的省份也在陆续加码新能源参与电力市场的比例。进入“十四五”时期,新能源参与电力市场将成为大势所趋,对于行业来说,及早研究应对已成必然。

除了电力交易之外,时璟丽老师认为,未来新能源项目可能需要增加储能成本,或者部分省份需要支付辅助服务费用,这也将成为收益率测算必须要关注的点。但另外,来自于绿电/绿证收益可能会增加一部分收益。

时璟丽老师表示,目前国内用能企业对于绿色电力、可再生能源电力绿色证书的需求激增。一方面,国内各界在落实“3060双碳”目标战略方面行动加快;另一方面,从国际层面来看,越来越多国家提出碳中和、欧盟计划征求碳边境调节税等形势。

针对国内的绿证方案,时璟丽老师认为,2017年的绿证方案已不适用于新形势,建议调整政策的几个关键点:第一,绿电或绿证的本质和目的:坚持体现其环境属性,决定绿电/绿证收益的归属;第二,尽快扩大范围,分布式可再生鞥能源必须纳入,需要考虑的是纳入范围是全部可再生能源还是非水可再生能源以及平价无补贴项目还是所有可再生能源项目;此外,第三是考虑绿电绿证是量证合一还是分离,从国际经验和灵活性角度,建议量证分离,第四是亟需加快推进绿证市场,尤其是规范核发体系,完善交易体系,建立认证体系。

随着国内碳市场的正式启动,时璟丽老师建议风、光投资企业关注碳交易是否可以与绿电/绿证的衔接以及CCER能否再启、绿电绿证与CCER是否交叉重叠重复计算等问题。

受益于双碳目标的提出,在能源转型的重任下,新能源正面临着前所有未有的发展契机,但同时也承担着发展的压力。另一方面,相比于“十三五”,“十四五”时期的新能源发展将更偏向于市场化,不确定的风险边界随之增加,也对参与企业提出了新的挑战。

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