可再生能源发展路线图初显：铺路竞价上网

“要在年底前拿出新电改方案！”习近平总书记一番话，不亚于给电力体制改革进程打了一针强心剂。

作为电力能源版图中越来越重要的一块，可再生能源对于电改落实的期盼更甚。国家能源局副局长刘琦在10月20日于哥本哈根举行的全球绿色发展论坛上透露，到2050年可再生能源发展路线图研究正在进行当中，为制定中长期能源转型发展目标提供支撑。

而笔者获悉，国家能源局正在制定的可再生能源发展路线图除了进一步的产业政策之外，还将包括具体的发电占比和上网价格。相关知情人士表示，该路线图将配合电改的步伐，为电改最终实现可再生能源与火电平等竞价上网创造可能。

呼吁落实配额制

“首先肯定还是具体的占比。火电的主导地位短期难以撼动，所以可再生能源的占比？在多长时间内实现提升？才是路线图制定过程中需要慎重考虑的问题。”参与路线图讨论的知情人士告诉笔者，因为现在煤炭的清洁利用也做得很好，火电在节能减排方面不一定处于劣势。

“如何在火电和可再生能源之间设立最合理的占比，使整个电源结构的经济效益和社会效益达到最大值很有可能是路线图希望达到的目标。”他说。

目前可再生能源装机超过全部发电装机的30%，可再生能源发电量占比达到国内全部发电电量的20%。

在没有实现竞价上网的现在，我国实行的是分类标杆电价的制度。就是按照各类发电机组的成本和利润由审批形成一定的价格。标杆电价形成后，电网按照这个价格进行收购，再以国家核定的销售电价卖给用户。由于销售电价无差别， 电网自然更愿意收购上网标杆电价较低的火电。这也是很多人认为可再生能源发电无法大规模应用的原因。

但现实却是，发电成本的问题不解决，采用竞价上网比标杆电价更加不利于可再生能源发电的发展。笔者梳理了近两年来国家按照企业成本和利润核定的标杆电价显示：

核电： 全国核电标杆上网电价为每千瓦0.43元。全国核电标杆电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价）的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价。

火电： 2013年9月，国家发改委下调了火电的上网标杆电价。下调后全国平均每千瓦为0.41元。

水电：一般上网电价被核定在每千瓦0.2~0.3元之间。

风电：国家发改委于2009年按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，其陆上风电标杆上网电价分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。

光伏： 根据各地光照条件的不同，分成四类资源区，施行0.75～1元/度四个区间上网电价。

由此可见，如果在现有条件下竞价上网，水电的优势最大，其次是火电、核电、风电、光伏。这就意味着，如果公平竞价，用户将最后选择风电和光伏太阳能发电。根据光伏业内最乐观的估计，光伏实现与火电相同平价上网最快也得在2015年之后，很有可能要到2020年。同时，即使是在火电“同价”的情况下，风电与光伏也具有不稳定性和间歇性的问题，用户愿不愿意选择依然存疑。

“成本价格决定了其生存的持久性和竞争性，决定了它何时可以平等地参与市场竞争。所以可再生能源的上网价格也可能在路线图里有明确的体现。” 该知情人士表示。

寄望“大电改”理顺市场机制

据中国电力企业联合会的统计，截至今年6月末，全国并网风电发电量785亿千瓦时，风电设备平均利用986小时，比上年同期降低114小时。知情人士表示，这方面的具体政策还有赖于电改的进程，单单行业内的革新还解决不了问题。

刘琦表示可再生能源发展路线图则试图从规划和审批层面提出有关可再生能源线路建议和目标。

事实上对于可再生能源的并网消纳来说，如果电网还保持目前一手买电一手卖电的盈利模式，那么上网电价较高的可再生能源发电就不可能在电网消纳层面占有优势。毕竟电网收购火电更赚钱，身为以盈利为目的，社会效益没有明确约束的垄断企业，选择收购火电也无可厚非。所以电改最需要改变的，并非是无关痛痒的配电侧和输电侧，而是电网的性质和盈利模式。如果电网真的变成了只收过路费的电力输送“高速公路”，那么接纳何种电源对于电网来说并没有任何区别。届时，可再生能源消纳才能彻底迎来最好的时代。

自2002年“厂网分开”实施以来，电改一直是“只闻楼梯响，不见人下来”，今天终于迎来实质性推进的信号。 电改究竟能改变什么，不仅在可再生能源发电领域备受期待，对于整个体制改革也将起到相当的促进作用。