深度||关于“风光”补贴缺口和大比例弃电问题的研究

:✴ 本文由北京大学国家发展研究院能源安全与国家发展研究中心、中国人民大学经济学院能源经济系联合课题组完成。

课题组成员(按姓氏拼音排序)：陈醒、郭巍、黄潦、黄卓、胡大源、刘满平、唐·罗伯特(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。

摘要：中国当下可再生能源发展面临补贴资金缺口急剧膨胀以及“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、中央埋单”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，进而形成上述发展困局的。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。

自2006年1月颁布《可再生能源法》以来，中国风电和光伏发电产业迅猛发展。在2006-2015年期间，中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，中国风力发电1851亿千瓦时，光伏发电392亿千瓦时，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，中国可再生能源的发展也面临挑战。在高额补贴政策驱使下，中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，并与中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，中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。

中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，中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600亿-700亿元。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，以每千瓦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，与当前中国近1500亿的财政扶贫资金旗鼓相当。再考虑到20年的补贴年限，中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。

中国风电与光伏装机容量已跃居世界第一，但受制于经济下行和电力需求疲软、电网外送通道建设滞后以及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，中国平均弃风率分别为8%、15%和21%。2015年以来，中国平均弃光率持续保持在12%左右的高位。其中，中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。

本研究旨在梳理中国风电和光伏发电发展的现状和问题，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。

01

高额补贴驱动高速发展

自2003年开始，中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，中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，中国开展的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0.7288-0.9907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，中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：4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%。相比之下，中国风电和光伏固定上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：2009-2017年的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。中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、中央埋单”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，也为中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，中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；2011-2015年，光伏新增装机年均增长248%。

02

高额的补贴、计划的市场

固定上网电价制度的实施使得中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，对中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，还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，中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。

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，并且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，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，则是弃风弃光问题在现阶段难以逾越的障碍。

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。在储能技术没有突破性进展、储能成本还相当昂贵的背景下，解决风电和光伏发电间歇不稳定的唯一办法是，通过电力调度调整电网内火电机组实时出力。但对于区域电网而言，为保障电网的安全稳定运营，网内所能消纳的间歇不稳定电源发电占比有上限。因此大规模的风电和光伏发电需要大电网、大市场来消纳。电网和电力市场交易半径越大，所能消纳的风电和光伏发电越多。即便以风电和光伏发电发展成功著称的德国，如果离开欧洲大电网，也根本无从做到风电和光伏发电占国内总发电量20%的高比例。

但在中国原有电力计划体制下，电力平衡以省为单位，每年由各省经济和信息化委员会、电网公司根据全年预测消费电量，制定省内各发电机组的发电计划。由于各省的发电上网电价和用电价格都是由国家发改委核定，其中价差收益由电网企业获得，而电网企业都是央企。因此，从省级政府的角度，在发电计划的安排上，首先要确保的是本省发电企业的利益和发电小时数，至于是否从省外购买便宜电力，由于主要受影响的是电网企业利益，并不在其考量范围之内。因此，现实的情况是，只有当省内发电无法满足省内用电需求时，缺电省份才会向其他电力富余省份购电，出现省间电力交易。2014年，全国跨省区交易电量达到8842亿千瓦时，仅占全国电力需求总量的16%。在有限的跨省(区)电力交易中，计划安排和地方政府间协议仍是确定跨省(区)交易电量和交易价格的主要形式。

2015年以来，以放开售电侧、促进电力直接交易为主要内容的新一轮电力体制改革开始启动。各省分别成立电力交易中心，在原计划电量中拿出部分电量交由市场进行交易，并积极组织省内用电大户和发电企业以双边协商或集中竞价的方式进行电力直接交易。在大用户直购电交易中，发电企业需以市场竞争获得发电权，用电企业则可直接面向发电企业购买电力，突破了原有僵化的计划体制。

但由于发电权的分配依旧控制在各省手中，以省为界、“画地为牢”的局面没有发生任何变化，电力跨省交易困难重重。尤其是在经济下行、大多数省份电力供应都出现富余的背景下，为了确保省内发电企业的利益，即便跨省购电成本再低，多数省份的政府也不愿意跨省购电，致使电力跨省交易难上加难。调研发现，甘肃某一风电发电企业即便与位于另一省份但隶属同一发电集团的火电厂达成发电权交易的协议，也同样遭到火电厂所在地省级政府的否决。

难以破除的省际壁垒将中国电力市场切割成30多个独立的省级电力市场，这就在客观上要求风电和光伏发电立足省内电力市场进行消纳。但中国巨大体量的风电和光伏装机主要集中在三北地区，其中大部分省份恰恰用电负荷较少且重工业GDP占比较高，在经济下行、重工业用电需求大幅度下滑的背景下，发电形势紧张问题首当其冲。一头是不断加码的装机，另一头是不断萎缩的用电需求，弃风弃光问题也就愈演愈烈。

以弃风弃光问题最为严重的甘肃省为例，截至2016年6月底，甘肃全省发电装机容量4722万千瓦，其中火电、水电、风电和光伏发电分别装机1930万千瓦、853万千瓦、1262万千瓦和678万千瓦。相比之下，2016年1-6月全省最大负荷仅有1214万千瓦，相当于1/4总装机容量，发电产能严重过剩。甘肃省2016年上半年发电量只有575亿千瓦时，同比下降8.3%，致使在风电和光伏发电量分别同比增长4.28%和9.24%的背景下，弃风弃光率进一步攀升至47%和38%。目前，甘肃省已经创下风电和光伏发电占全省发电量18.24%、可调电量20%的历史纪录。进一步大幅度提高省内风电和光伏发电占比，空间极其有限。因此，不进一步通过电力市场化改革打破各省“画地为牢”的局面，不建立更大区域范围内的电力市场，弃风弃光问题难以根除。

第1页/共4页   首页   下一页   上一页   尾页