关于我国风电和光伏发电补贴缺口和大比例弃电问题的研究 北京大学国家发展研究院能源安全与国家发展研究中心1 中国人民大学经济学院能源经济系 联合课题组 摘要：我国当下可再生能源发展面临补贴资金缺口急剧膨胀、“弃风弃光”居高不下的双重挑战。本研究在实地调研基础上，讨论分析了现有固定上网电价制度如何在制度层面上形成“地方请客、中央买单”的资源配置逻辑，并与僵化的电力市场体制产生种种摩擦和矛盾，进而形成上述发展的困局。在进一步分析总结当前经济新形势和可再生能源发展国际经验的基础上，本文提出解决问题的思路，并立足还原风电和光伏发电的商品和环境属性，对如何调整和过渡当前的可再生能源补贴政策提出相应政策建议。 关键词：可再生能源、风电、光伏发电、补贴政策、可再生能源弃电、电力市场 一、引言 自 2006 年 1 月颁布《可再生能源法》以来，我国风电和光伏产业迅猛发展。在 2006~2015 年期间，我国风电累计装机容量从 259 万千瓦到 1.45 亿千瓦，增长 56 倍，全球占比从 3.5%增长到 33.4%；光伏累计装机从 8 万千瓦到 4348 万千瓦，增长 534 倍，全球占比从 1.2% 增长到 18.9%；并分别在 2010 年和 2015年超过美国和德国成为全球第一大风电和光伏装机大国，创造了世界上前所未有的可再生能源发展速度。2015 年，我国风力发电 1851 亿千瓦时，光伏发电 392 1 课题组成员(按姓氏拼音排序)：陈醒、郭巍、黄滢、黄卓、胡大源、刘满平、Don Roberts、宋枫、夏凡、谢伦裕、徐晋涛、王敏（文章执笔人）、俞秀梅。课题负责人：王敏，北京市海淀区颐和园路 5 号北京大学国家发展研究院，100871，电子邮箱：wangmin@nsd.pku.edu.cn。感谢中国可再生能源规模化发展项目对本研究的支持。 亿千瓦时，分别占总发电量的 3.2%和 0.7%，一次能源消费总量的 1.4%和 0.3%。 但是，我国可再生能源的发展也面临挑战。在高额补贴政策驱使下，我国风电和光伏装机得以超高速发展，但也更快地碰到了各国发展风电和光伏所遭遇到的问题和挑战，并与我国原有僵化的电力体制产生种种摩擦和矛盾。其中尤为突出的是，我国可再生能源发电的补贴资金缺口急剧膨胀、“弃风弃光”比例不断攀升。 我国对可再生能源补贴的资金来自对全国范围内销售电量所征收的可再生能源电价附加。为缓解补贴资金困难，我国可再生能源电价附加自 2006 年征收以来，历经 5 次上调，从 0.1 分每千瓦时提高到 1.9 分每千瓦时，增长 19 倍。然而，面对风电和光伏发电的跳跃式发展，补贴资金缺口却愈滚愈大：2014 年底，缺口 140 亿元；2015 年底，缺口 400 亿元；2016 年 6 月底，缺口 550 亿元；至2016 年底，累计资金缺口突破 600 亿元。2015 年风电和光伏发电补贴总额已高达 600~700 亿元。而根据 2016 年底国家能源局发布的《风电发展"十三五"规划》和《太阳能发展"十三五"规划》，2020 年风电和太阳能发电规划装机将达到 2.1 亿和 1.1 亿千瓦，分别是 2015 年底装机容量的 1.45 倍和 2.53 倍。如果不大幅度调整现有补贴政策，以风电和光伏发电年平均发电 2000 小时和 1500 小时、平均每千瓦时补贴 0.2 元和 0.5 元的保守数字计，届时年补贴资金将接近 1600 亿元，与当前我国近 1500 亿的财政扶贫资金旗鼓相当。再考虑到 20 年的补贴年限，我国在风电和光伏发电上的总补贴支出最保守估计将超过 1 万亿元。改革可再生能源电价补贴政策，迫在眉睫。 我国风电与光伏装机容量已跃居世界第一，但受制于经济下行电力需求疲软、电网外送通道建设滞后和省际电力市场壁垒等体制因素，2014 年以来设备利用小时数持续走低，弃风弃光问题凸显。2014 年、2015 年和 2016 年上半年，全国平均弃风率分别为 8%、15%和 21%。2015 年以来，全国平均弃光率持续保持在12%左右的高位。其中，我国西北和东北众多省份弃风弃光问题尤为严重：2016年上半年，甘肃、新疆和吉林的弃风率分别达到了 47%、45%和 39%，甘肃和新疆的弃光率则高达 32%。相比之下，同为风电和光伏装机大国的德国，弃风弃光率只有 1%。显然，在现有约束没有得到实质性解决的前提下，继续保持风电和光伏装机高速发展，弃风弃光问题将愈演愈烈。 本研究旨在梳理我国风电和光伏发展的现状和问题，厘清各种问题的根源，分析未来发展面临的约束和困难，并对解决问题可行的政策思路进行讨论。 二、高额补贴驱动高速发展 自 2003 年开始，我国尝试以市场化的补贴方式“特许权招标”确定风电上网价格，稳步推进可再生能源的发展，也为下一步出台风电固定上网标杆电价提供价格参考。特许权招标是由政府对一个或一组新能源项目进行公开招标，由各发电企业竞价决定该项目的上网价格。2003-2007 年，我国共进行五期风电项目的特许权招标，总装机容量达到 330 万千瓦，占 2007 年底风电累计装机容量的56%。特许权项目的招标价格普遍低于同时期的审批价格，最低曾到达 0.38 元/千瓦时，逼近火电上网价格。但从课题组实地调研情况来看，在当前弃风弃光较为严重地区，特许权招标项目因不受限电约束，受到当地风电企业普遍欢迎。特许权招标以市场竞价为原则，不但实现有效的价格发现、降低财政补贴成本，也将风电场资源配置到经营效率最高的企业手中，是最有效率的可再生能源补贴方式。2010 年，我国开展的 13 个光伏电站项目的特许权招标，中标价格区间为每千瓦时 0.7288 元-0.9907 元。 但在污染排放形势日益严峻以及国际气候变化谈判压力与日俱增的背景下，国家发展与改革委员会分别于 2009 年和 2011 年取消风电和光伏发电特许权招标电价补贴政策，正式出台风电和光伏发电的固定上网电价政策：电力公司以当地火电标杆电价收购风电和光伏发电，政府则补贴风电和光伏发电固定标杆上网电价与当地火电标杆上网电价之差。为推动风电和光伏发电的大规模发展，我国在当时制定的固定电价水平远高于此前特许权招标价格：四类风能资源区风电固定上网价格分别为每千瓦时 0.51 元、0.54 元、0.58 元和 0.61 元；2011 年底之前和之后投产的光伏电站上网电价分别为每千瓦时 1.15 元和 1 元。 随着技术进步和行业竞争的加剧，自设立固定上网标杆电价以来，风电和光伏发电成本出现大幅度下降。从 2009 年第一季度至 2016 年第三季度，考虑设备投资和融资成本后的全球陆上风电的平准化电力成本平均下降 50%，而同期太阳能光伏组件的单位成本则平均下降 90%2。相比之下，我国风电和光伏固定上 2 平准化电力成本（LCOE）是指能够实现电力项目一定回报率所需的长期价格。除考虑发电资源的丰富程度（例如风电和光伏发电的年利用小时数），平准化成本还包括电站的建设、运营和融资成本。但平准化成本计算不包含任何补贴激励政策（如加速折旧、生产税抵减）以及并网和电力输送的成本。 网电价不但在设立之初就维持了较高的水平，而且在往后的调整过程中，不但缓慢而且相对有限：从 2009 年至今的 8 年时间内，风电上网价格只经过 3 次调整，1 类至 4 类各资源区上网价格从 2009 年到目前执行价格水平，分别只下降 7.8%、7.4%、6.9%和 1.6%；2011 年以来，光伏发电上网价格也只经过 3 次调整，1 类至 3 类资源区在 2017 年 1 月 1 日之后的上网价格，相比于 2011 年之前投产建设的每千瓦时 1.15 元，分别下降 43%、35%和 26%。严重滞后的补贴政策调整，更使风电和光伏发电的补贴额度高上加高，在经济下行、传统行业普遍经营困难的背景下，高度激发市场各方主体投资风电和光伏发电的强烈意愿。课题组调研发现，在某些地区，为争夺光伏项目装机指标，5 万千瓦的项目指标“黑市”价可达 2000 万元。光伏发电过高补贴所产生的行业寻租问题不可小觑。 除了引发市场主体的投资冲动，高额补贴还派生出地方政府的投资饥渴。我国风能和太阳能资源基本上分布在经济上较为落后的甘肃、新疆、内蒙古、宁夏、吉林等三北地区，具有很强的地域性。而在现有补贴政策下，风电和光伏发电的高额补贴成本由全国电价共同分担。这就在制度层面上形成风电和光伏发电发展“地方请客、中央买单”的资源配置逻辑。对于经济较为落后的地区，如何发展本地经济、提升 GDP 是政府工作的重中之重。由于风电场和光伏电站的建设能有效拉动固定资产投资、并带动上游设备和零件制造业发展，风电和光伏发电成为这些地区少有的经济增长新亮点。对于地方政府而言，只要能从国家能源局获得风电和光伏发电的项目建设指标，不需花费任何本级财政，就能获得管辖区域内的投资增长。巨大的 GDP 政绩收益触发了地方政府的投资饥渴，并使之积极利用行政手段干预地方风电和光伏发电的建设发展，也为我国风电和光伏发电在这些地区的发展埋下了“重建设、轻消纳”的隐患。 在中央高额补贴、市场冲动和地方政府投资饥渴的三重推动下，我国风电和光伏发电装机在固定上网电价政策颁布后步入跨越式发展阶段，并呈现出爆发式增长：2009 年全国风电新增装机 1373 万千瓦，一举超过此前二十多年 965 万千瓦累计装机容量；2009~2015 年间，风电新增装机年均增长 47.5%，占同期全球新增装机 42%；2011 年新增光伏装机 270 万千瓦，远超 2010 年底 80 万千瓦的累计增加容量；2011 年到 2015 年，光伏新增装机年均增长 248%。 三、高额的补贴、计划的市场 固定上网电价制度的实施使得我国得以在较短的时间内迅速推动风电和光伏发电的大规模发展，对我国能源绿色转型起到了关键性作用。但不曾料想的是，高额补贴所引爆的风电和光伏发电投资，不但给财政补贴资金造成巨大压力，也带来弃风弃光问题不断加剧的更大麻烦。“风光无限、水深火热”成为诸多地区风电和光伏发电发展的真实写照。自 2002 年“厂网分开、主辅分离”的电力体制改革以来，我国发电侧市场竞争开放，但风电和光伏发电的出口端——输配和售电侧至今仍受到高度计划管制。当竞争性且超高速发展的风电和光伏发电遭遇计划管制的电力市场，产生了诸多意想不到的矛盾和冲突，促发罕见的弃风弃光问题。 （一） 电源和输电通道的紧张 由于电网的自然垄断属性，各地的输配电网主要由当地电网公司独家投资建设并承担相应成本。对于电网公司而言，新建输电线路，在经济上需核算成本收益；在建设上，需要经过规划、可行性研究、评估、立项、征地拆迁、施工等诸多流程和环节，历时 2~3 年。尤为突出的是，风能和太阳能资源丰富、风电和光伏发电项目建设成本较低的地区，往往地处偏远且远离用电负荷中心，输电线路建设成本较高。这就在经济层面上导致电网公司在这些地区投资建设外送通道的意愿不强。 相比之下，风电和光伏发电项目的建设投资，不但无需在意外送输电通道的投资成本3，而且可在数月时间内快速完工。为抢占优势资源，风电和光伏发电投资主体更是积极“跑马圈地”，并意欲以大规模项目建设“倒逼”电网公司铺设外送输电通道。另外，在现有补贴政策下，风电和光伏发电标杆电价在调整日出现断点式下降。对于中等规模的风电场或光伏电站而言，并网时间相差一天，20年运营周期内总收入可差数百万至数千万元。每逢补贴政策调整前夕，全国各地必然出现新一轮大规模“抢装潮”，致使在较短时间内，风电和光伏发电项目集中上马，原有输电线路无法满足电源输电需求。 如果说电源建设和输电通道建设的协同匹配主要是技术层面的问题，在现有条件下，以时间为代价，终将得到解决，那么电力市场制度层面上的掣肘则是弃 3 即便部分风电和光伏发电项目会建设配电线路，但这些线路最终会被电网公司回购。 风弃光问题在现阶段难以逾越的障碍。 （二） 省际壁垒阻隔电力外送消纳 电力的生产和需求须要实时平衡，而受制于自然条件，风电和光伏发电却天然带有很强的间歇不稳定性。...
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