彭博高级分析师栾栋：预计到2050年全球风电和光伏发电量占比50%

3月29日， 特变电工新疆新能源股份有限公司举办的《以风光并举`共创平价》为主题的2019年度电成本最优高峰论坛在西安举办。会上， 彭博高级分析师栾栋对全球新能源市场进行了分析。他预计，到2050年全球风电和光伏发电量可以占到所有发电量的50%。不过，要从现在10%增长到50%，最关键的是要有电力市场、电力机制的设计支持。在他看来，电力机制需要通过经济调度和绿色调度，通过调度机制才能真正凸显可再生能源度电成本的优势，与此同时让可再生能源才能有非常光明的未来。北极星太阳能光伏网、一起光伏APP对大会进行全程直播。

以下为主要内容：

栾栋：

希望能够通过对全球市场的分析给大家带来新的维度的不同的视角，给大家更宏观的一个思考方式。

2009年开始我们对全球风电光伏成本进行追踪和测算，我们以2018年实际价格来计的话，全球风电光伏成本下降是非常明显的，光伏从2009年350美元每兆瓦时水平，下降到目前50每兆瓦时水平。深蓝色的这条线，从2009年100美元到现在50美元，下降的幅度也是超过50%，海上风电从2009年大概不到200美元到现在的将近90美元，下降幅度也超过了50%，正是由于光伏和风电用电成本的大幅下降，使得新能源的品种竞争力逐渐提高才有了我们今天的平价。

最上面这一条线，这张图大家看到的是海上风电的价格，全球海上风电平准化价格，从2012年开始是有非常明显的下降，这张图上有三个有意思的点。第一个点是全球海上风电的价格有趋同的趋势，无论最开始是150美元还是100美元，各个国家的差距都在逐渐缩小。第二点是新兴市场价格下降非常明显，以美国市场为例，这五个蓝色的点，美国市场2018年8月份竞标获得的中标结果，2022年、2023年需要上线的这四个点，其中最下面的这两个点是美国波士顿附近的麻塞诸塞州的项目，这个项目在2022、2023年需要上线的电价已经低于成熟市场在同一时间需要上项目的平准化价格。第三点俄国三个项目在两个竞价项目当中，海上风电出现无补贴的项目，这三个项目需要在2021、2024、2025年上线。海上的风电能够实现这么大幅的价格下降，能够到目前实现我们国内定义里面的平价，主要成本下降的原因有三个，第一个是规模效应，欧洲海上的风电目前已经建成项目风机的单机容量是4—6兆瓦左右，待建的风继，未来将要上线的项目，主流的单机容量已经上升到7—9.5兆瓦。另外就是供应链的经验积累，横坐标是时间，纵坐标是需要安装每兆瓦风机和每兆瓦基础所需要的天数，这个是欧洲主要市场的经验，也是从2000年左右，从大概需要花1.7装一兆瓦的风机，将近2天装的机组，需要2.86天左右，专门的安装船去出海施工，时间的节约就是成本的减少。

另外就是融资成本，这是过去几年当中每一年欧洲主要市场每年新增装机不同类型的投资者的占比分布，蓝色是项目开发商，黑色是其他金融机构，其中包括政府、私募基金和股权基金，绿色就是机构投资者，从2010年开始欧洲机构投资者开始进入海上风电企业，投资占比逐渐提高，不仅仅占比逐渐提高，他们参与项目时间也逐渐变早，现在有不少海外风电海外机构投资者在项目并网之前进行股权收购，他们的参与使得项目的融资成本有比较显著的降低。其实成本下降本身并不能导致零补贴，导致零补贴还有三个原因，第一个原因是定价机制，欧洲海上风电主要的定价机制是我们所谓的差价合约的CFD，但是差价合约各个国家也有不同，上下波动的这个曲线是批发市场的电价，灰色横线是中标价格，在荷兰和德国这两个市场，双向的CFD，什么意思呢?当批发市场的电价超过中标价格以后，超过这一部分海上风电的业主是可以保留的，但是在英国市场我们叫单项差价合约，超过这一部分，海上业主是拿不到的，是需要还给政府的。如果在荷兰和德国的市场，中标电价为零，海上业主还是可以拿到其他市场电价的，但是在英国零电价就意味着你的工厂收入是零，这是一个定价机制。

第二个开发商的责任。在丹麦和荷兰这样的国家，海上风电的开发商需要做的事情是风机本身和风机到海上之间的辐射，正是因为这个原因，开发商的成本降低了，成本是一点，但是第二点是项目的风险降低了，就意味着项目开发商去融资的时候，银行对于风险的认知更透彻，融资成本会有相应的降低。

第三是负电价的保护。海外成熟的批发电力市场产生偶然的负电价的主要原因，是因为在电力供过于求的时候，这张图上展示的是德国最近几年，2010—2016年电价的分布，以2016年为例，德国2016年8760个小时里面有13%的小时电价是超过40欧元每兆瓦时的，有1.1的时间是负，德国负电价情况会越来越普遍，海上风电里面有负电价的保护，负电价事件连续出现6小时之内，海上风电业主是不需要负电价的，有这样的负电价在保护，让海上风电项目整体性更优。

再说说光伏。和国内市场一样无补贴的光伏在海域市场最先进的一点是工商业分布式，澳大利亚在2018年工业光伏1000千瓦以上的光伏项目出现了爆发式增长，在欧洲工商业的光伏，在2019会比2018年会有比较大的提升。地面电站现在欧洲比较领先，我们最新的统计发现欧洲主要的国家大概有超过4G瓦的地面光伏项目已经签署了无补贴的购电协议，这些项目存活，最主要的原因是因为他们和用电企业签署了长期的购电协议，为什么签这个协议呢?欧洲的主要市场批发电价市场比较高，未来上升的可能性还有一些，所以在这样的背景下用电企业有动力和可再生能源签署比较低的PDA，然后去锁定电价。但是在直购电市场其实也有一些变化，在美国企业直购电当中光伏直购电合同年限在逐渐变短，由此PPAs价格也在明显下降，所以在合同年限变短价格降低的背景下大家会问，有没有可能未来可再生能源不需要签署长期的电价协议，只靠批发电价来存活实现经济性。现在来看美国市场是可以实现的，但是没有一个融资机构赌未来20年的电价，所以我们认为未来更多的是长期合约和限购市场结合的形式。

这个是我们看到最新发布的2019年上半年中国主要能源品种的度电成本，我们经常会讨论两个能源经济的转折点，第一是新增装机的替代，第二是在装机的替代，这两个意义比整个电力系统成本最低为一个平台标准，当一个电力市场越过第一个转折点以后，任何新增的电量需求就应该用新增的可再生能源，而不是用新增的传统的火电，当这个电力市场跨国第二个转折点以后，任何存量的电力需求就应该由新增的可再生能源，而不是由已经建成的煤电和气电来完成了。很多人说这个不公平，因为可再生能源是有波动性的，我们从去年开始测算了另外两个供电成本，风加储和光伏加储，100兆瓦风电配20兆瓦的储能，在中国已经低于新建煤电的成本了，光伏也快了。

到2050年全球风电和光伏发电量可以占到所有发电量的50%，要从现在10%增长到50%，最关键的是要有电力市场、电力机制的设计的支持，什么意思呢?电力机制需要通过经济调度和绿色调度，通过调度机制真正实现可再生能源度电成本的优势，在这样的机制下我们用电的成本才会有比较明显的下降，与此同时让可再生能源有非常光明的未来，谢谢大家。