隨著“30·60雙碳”、提升非化石能源在一次能源消費中占比、構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)等新戰(zhàn)略目標的提出，風光發(fā)電成為加快電力和能源清潔轉(zhuǎn)型、近期增量替代、未來存量替代的主力。根據(jù)今年2月以來國家能源局公布的可再生能源電力消納責任權(quán)重、2021年風光開發(fā)建設(shè)等文件征求意見稿，“十四五”末風光發(fā)電量在全社會用電量中占比要達到16.5%左右，據(jù)此測算累計裝機達到10億千瓦左右，這意味著年新增風光發(fā)電裝機1億千瓦左右將成為常態(tài)。在風光完全去補貼、逐步參與市場的形勢下，必須調(diào)整和轉(zhuǎn)變電價機制，以適應(yīng)以風光為主的新能源大規(guī)模、高比例、高質(zhì)量、市場化發(fā)展需要。近日，《國家發(fā)展改革委關(guān)于2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知（征求意見稿）》（以下簡稱“電價征求意見稿”）在業(yè)內(nèi)引起廣泛討論，雖然正式文件尚待出臺，但亦可從其中看出兼顧風光投資經(jīng)濟性、推進市場化發(fā)展的思路。

風光市場規(guī)?；l(fā)展、實現(xiàn)去補貼得益于有效的電價機制

于2006年正式實施的《可再生能源法》明確了“按照有利于促進可再生能源開發(fā)利用和經(jīng)濟合理的原則確定上網(wǎng)電價”、適時調(diào)整上網(wǎng)電價水平、招標定價等可再生能源定價原則。其后，國家價格主管部門對風光陸續(xù)制定了分資源區(qū)陸上風電、分資源區(qū)光伏電站、分布式光電、海上風電的標桿電價或固定度電補貼政策，并根據(jù)風光成本下降情況實施電價補貼退坡機制。穩(wěn)定的電價機制、定期調(diào)整的電價水平對風光市場規(guī)模擴大和發(fā)展起到了至關(guān)重要的作用，有效促進了風光發(fā)電技術(shù)進步、產(chǎn)業(yè)升級、成本下降，使陸上風電、光伏電站具備去補貼的能力和條件。

風光定價機制體現(xiàn)了市場化的方向

根據(jù)電力體制改革和市場化的要求，2019年國家將風光標桿電價改為指導價，并以指導價作為價格上限全面實施競爭配置確定項目業(yè)主和上網(wǎng)電價，迅速促進電價和度電補貼水平下降。以光伏競價項目為例，2019年和2020年平均度電補貼水平分別降至6.7分/千瓦時和3.3分/千瓦時。同時，通過清晰的路徑推進風光平價，一是試點示范階段，2017年啟動了13個陸上風電平價項目；二是示范推廣階段，2019年和2020年分別安排了2076萬千瓦和5245萬千瓦的風光平價示范項目；三是2021年開始的全面平價階段，除戶用光伏外，風光實現(xiàn)國家層面全面去補貼。

“十四五”開局之年，電價征求意見稿體現(xiàn)了發(fā)揮價格信號引導作用、兼顧風光投資經(jīng)濟性和深入推進市場化的導向。在風光剛剛進入平價階段，需要電價政策給予適當?shù)闹С郑Ｕ享椖炕镜暮侠硎找?，以持續(xù)吸引投資，保持市場增長規(guī)模，滿足能源轉(zhuǎn)型和“30·60雙碳”目標要求，電價征求意見稿提出分省確定風光指導價并作為競爭配置電價上限，新建項目保障收購小時數(shù)（無則按合理利用小時數(shù)）以內(nèi)的發(fā)電量將執(zhí)行指導價或競爭配置電價，這部分收益即為投資項目可得到的穩(wěn)定的基本收益。

深入推進市場化則在多個方面體現(xiàn)出來，一是風光項目本身需要競爭配置，對于保障性并網(wǎng)范圍的項目，競爭配置電價不得高于指導價，對于市場化并網(wǎng)范圍的項目，執(zhí)行指導價但需要以自建、合建共享或購買服務(wù)等市場化方式落實并網(wǎng)條件；二是保障收購小時數(shù)或合理利用小時數(shù)以外的發(fā)電量將直接參與市場交易，價格由市場形成；三是指導價水平由上一年度（2020年）各地燃煤發(fā)電基準價和市場交易平均價加權(quán)得出，根據(jù)電價征求意見稿中各省份指導價水平，市場交易平均價權(quán)重在10%左右，即新增項目實際可獲得的電價，將是綜合了燃煤基準價、中長期合同、現(xiàn)貨市場等電價。

全面低價時代風光 需要進一步提升經(jīng)濟性并增強競爭力

根據(jù)電價征求意見稿，28個省份風光指導價略低于當?shù)厝济夯鶞蕛r，差距大多在1分/千瓦時以內(nèi)，平均為0.35分/千瓦時，再考慮競爭配置因素，意味著2021年新安排陸上風電和光伏電站將達到普遍低價（相比燃煤基準價）。在這樣的電價水平下風光項目經(jīng)濟性如何，業(yè)內(nèi)觀點不一，但相對確定的電價水平提供了項目經(jīng)濟性評價的邊界，具體則應(yīng)由企業(yè)根據(jù)項目情況、政策條件、風險預估來進行投資決策。采用簡化模型進行測算，對于陸上風電，假如風機價格2800元/千瓦，初始投資6800元/千瓦，合理利用小時數(shù)1800，實際發(fā)電小時數(shù)2200，指導價或競爭配置電價0.35元/千瓦時，參與市場交易電價0.28元/千瓦，20%資本金，25年經(jīng)營期，則資本金內(nèi)部收益率可以達到8%；對于光伏電站，假如初始投資3800元/千瓦，合理利用小時數(shù)1100，實際發(fā)電小時數(shù)1250，其他條件同前述陸上風電，則資本金內(nèi)部收益率也可以達到8%。從未來風光擔綱電力增量替代進而存量替代主力的定位來看，隨著風光在電力系統(tǒng)中滲透率的增加，需要提升系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力，從降低或不提升用電成本的角度，風光自身需要在技術(shù)和產(chǎn)業(yè)方面再進一步，降低技術(shù)成本，國家在土地、生態(tài)、產(chǎn)業(yè)、金融等政策方面也要予以保障和調(diào)整，降低非技術(shù)成本，提升風光項目整體經(jīng)濟性，增強競爭力。