时璟丽：平价时代风光新能源电价机制探讨

2021 年是“十四五”的开局之年，是落实“力争2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060 年前实现碳中和”“2030 年非化石能源占一次能源消费比重将达到25% 左右”“2030 年风电、太阳能发电总装机容量将达到12 亿千瓦以上”目标的第一年，预计也是风、光等主要新能源进入全面平价的首年。同时，随着电力体制改革和市场化进程加速，新能源参与电力市场的范围和规模将扩大，新能源发展的理念与模式、政策手段和措施均需基于上述形势要求和行业发展需求进行调整。刚刚进入全面平价无补贴时代，如何通过适宜的电价机制支持新能源发展？电价如何与参与电力市场政策协同？本文结合国际经验和做法对这些问题进行初步探讨。

碳达峰与碳中和目标要求“十四五”新能源发展再提速

“十三五”，我国新能源迅速增长，风、光年均新增装机分别达到3044万千瓦和4205 万千瓦，风、光发电量在总发电量中的占比从2015 年的4.0% 增至2020 年的9.5%，在电力清洁化和能源供应转型中发挥了决定性作用。面对“30 · 60 目标”的要求，我国新能源发展必须再提速。如果按照2025 年我国能源需求55亿吨标准煤、电力需求9 万亿千瓦时、非化石能源占比达到20% 测算，“十四五”末期风、光累计装机容量需要达到10 亿千瓦左右，非水可再生能源发电量在全社会用电量中的占比将达到20% 左右。

新能源逐步参与电力市场是趋势，电价机制亦不可缺位

在预期新能源装机容量继续大幅度增加的同时，电力市场化给予新能源尤其是增量新能源参与电力市场的要求和压力也与日俱增。“十三五”时期，新能源参与电力市场的方式主要是各地在国家规定的保障性收购小时数，或者地方自行规定的保障性收购小时数之上的电量采用直接交易、撮合交易等，上网电价则常常为远低于燃煤标杆价/基准价的交易电价或撮合电价。此外，在东北等地区新能源需要分摊辅助服务费用。虽然甘肃、蒙西、山西等部分电力现货市场试点地区在方案中提出了新能源参与现货市场的规则，但仅有很少部分新能源电量进入了现货市场。2020 年下半年以来，现货市场建设提速，8 个试点省份开展了长周期结算试运行，还有多个省份启动现货市场方案研究和起草，试运行中出现的一些问题，如山东存在大量不平衡资金，部分业内观点将之归因于新能源未参与市场，而2020 年山东风、光装机占比为26%，发电量占比仅为8%，将不平衡资金单纯归因于新能源未参与市场是片面的，但这也在一定程度上反映出新能源已经面临的压力。再考虑到未来风、光装机规模将持续大幅度提升，形成高比例可再生能源电力系统，新能源参与电力市场是方向和趋势。

“十四五”时期，我国电力市场尤其是现货市场处于建设、试运行和完善阶段，同时风、光等新能源经历了既往连续三年的标杆电价和指导价的大幅度快速退坡，目前虽然在大部分地区新能源具备与燃煤基准价相当的平价上网条件，但具备明显低价的地区和项目资源有限。如果不给予一定以平价为前置条件的电价政策支持，直接要求新能源“裸进”尚处于不断探索和调整运行规则、各类电源参与的程度和条件各异的电力市场，将极大增加新能源收益的不确定性和风险。由于新能源的初始投资在度电成本中占比高，而运行费用很低，这种不确定性和风险可能极大挫伤投资企业参与项目开发的积极性，影响碳达峰等目标的实现进程。因此，在风、光等新能源完全去补贴后，无论是否参与市场，无论参与程度和方式如何，新能源电价机制不可缺位，以保障项目合理收益。

国外各异的新能源电价与参与电力市场协同机制可供借鉴，但需要考虑与我国实施条件的差异性

许多国家实施了多样化的支持新能源发展的经济政策，其中，电价机制发挥出重要作用。近年来，随着风、光发电成本的下降，规制制度应用逐渐减少，结合电力市场的竞争机制、市场化支持机制的应用范围及发挥的作用增加。德国和英国通过支持机制转型，在推动新能源进入电力市场的同时，实施了有效的电价政策保障投资收益。德国自2017 年对风、光实施的主要电价机制是“竞争招标确定上网电价+ 单边溢价”，即通过招标拍卖确定项目业主和中标电价，项目运行时，中标电价实质上是保底价，当中标电价低于电力市场月均批发电价时，项目业主的发电收益按电力市场价格结算；高于月均批发电价时，收益按照中标电价结算（二者之差来源于可再生能源电价附加），这样的单边溢价机制降低了电力市场电价波动造成的收益风险。英国近年来转向了差价合约机制，即通过竞争招标形成不超过政府指导价格的合同上网电价，国有结算公司与可再生能源发电企业按此电价签订长期合同，可再生能源机组可直接参与各类电力中长期交易、现货交易和实时平衡机制。在参与电力市场中，如果市场平均电价低于合同价，由差价合约资金池向发电企业予以补贴至合同价；反之，则发电企业向资金池返还高出的部分。因此，差价合约机制也可被视为双边溢价，规避了参与电力市场带来的收益风险。在英国和德国的机制中，仍可能需要为新能源项目提供补贴。德国的资金流仅为单向，需要电价补贴支撑。英国通过差价合约资金池实现了多退少补，未来随着成本下降，新建新能源项目可能会反哺资金池，但过去几年总体上是需要补贴的。再看英国、德国的机制在我国的适用性。我国可享受电价补贴的新能源项目，根据《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4 号）和《关于印发 可再生能源电价附加资金管理办法 的通知》（财建〔2020〕5 号）文件的规定，已经实现了上网电价和补贴的脱钩分离，后平价时代的风、光新增项目将不再有国家层面的补贴。因此，无论是通过单边溢价机制，还是差价合约机制来推进新能源参与电力市场，实际上都没有差价资金来源，不具备实施条件。另一种方式是由电网企业提供补齐差价，但这一方面涉及差价能否传导到终端用户，另一方面，实际上与发电企业和电网企业之间签订固定电价的购电协议效果一样。美国可再生能源从发展之初就参与电力市场，在形式繁多的电力市场中，参与市场方式和获得电价收益方式也多样，主要有长期购电协议（PPA）、企业直购电（VPPA）、双边协议合同、集中竞价合同等。PPA 和VPPA 通常会确定一个固定交易价格，有的也选择某种指数对价格做调整。这些合同协议保证了可再生能源发电企业在全部电量或约定电量之内的相对固定价格，即保证了基本收益。在PPA 机制下，可再生能源发电企业将电力市场价格波动的风险转给公用电力公司，代价通常是以略低于批发市场价格来约定PPA 中的电价，而公用电力公司由于可以匹配数量多、不同类别的发电机组出力，承担市场风险的能力更强，也能从采购可再生能源电量中获得差额收益。从未来新能源参与电力市场和保障新能源发电基本收益的双重要求来看，美国模式对我国具有借鉴作用。

以保障合理收益并兼顾逐步参与电力市场为原则，明确平价时代新能源电价机制

建议以保障项目合理收益、支撑实现2030 年前碳达峰、2030 年非化石能源占比和风、光装机目标等为原则，研究制定全面平价无补贴时代新能源电价和项目运行机制。对于2020 年及以前建设的有电价补贴项目，从保持政策连续性和严肃性出发，应延续既往政策，全额保障性收购小时数内的发电量属于优先发电电量，依据燃煤发电基准价实施保障性收购，高出的发电量可进入电力市场参与交易。2019―2020 年被列入平价无补贴项目清单的风、光项目，按照《国家发展改革委国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19 号）的有关政策执行。

对于2021 年及之后安排和建设的无补贴新能源增量项目，建议分类确定电价：一是在消纳条件有限，或土地条件有限等情况下，可考虑实施竞争配置项目，如果仅针对项目开发权，就形成与燃煤基准价电价水平相同的平价项目，如果针对项目开发权和电价，就形成低于燃煤基准价的低价项目；二是在消纳空间充足、建筑和土地所有权或前期工作明确的情况下，可直接确定项目业主，即形成平价项目。对上述平价和低价项目，还需要明确一定的小时数或上网电量，以供企业投资决策和作为竞价边界。建议依据各地新能源发电项目成本、经济性、可再生能源电力消纳保障责任权重、电力市场化改革进展等，以保障合理收益为原则，确定一定的小时数作为平价保障小时数，也可参考《关于 关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见 有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426 号）文件中的合理利用小时数作为平价保障小时数。将平价保障小时数内的发电量作为优先发电电量，依据燃煤发电基准价（非竞争配置电价项目）或竞争性配置电价（竞争配置确定开发企业和电价的项目）确定固定电价实施保障性收购，签订长期购电协议，高出该小时数的发电量进入所在地的电力市场参与交易。新能源外送项目的电量则可按照送受端协议，并参照上述建议实施。