剛剛進入全面平價無補貼時代，如何通過適宜的電價機制支持新能源發展?電價如何與參與電力市場政策協同?

2021 年是“十四五”的開局之年，是落實“力爭2030年前二氧化碳排放達到峰值，努力爭取2060 年前實現碳中和”“2030 年非化石能源占一次能源消費比重將達到25% 左右”“2030 年風電、太陽能發電總裝機容量將達到12 億千瓦以上”目標的第一年，預計也是風、光等主要新能源進入全面平價的首年。同時，隨著電力體制改革和市場化進程加速，新能源參與電力市場的范圍和規模將擴大，新能源發展的理念與模式、政策手段和措施均需基于上述形勢要求和行業發展需求進行調整。剛剛進入全面平價無補貼時代，如何通過適宜的電價機制支持新能源發展?電價如何與參與電力市場政策協同?本文結合國際經驗和做法對這些問題進行初步探討。

碳達峰與碳中和目標要求“十四五”新能源發展再提速

“十三五”，我國新能源迅速增長，風、光年均新增裝機分別達到3044萬千瓦和4205 萬千瓦，風、光發電量在總發電量中的占比從2015 年的4.0% 增至2020 年的9.5%，在電力清潔化和能源供應轉型中發揮了決定性作用。面對“30 · 60 目標”的要求，我國新能源發展必須再提速。如果按照2025 年我國能源需求55億噸標準煤、電力需求9 萬億千瓦時、非化石能源占比達到20% 測算，“十四五”末期風、光累計裝機容量需要達到10 億千瓦左右，非水可再生能源發電量在全社會用電量中的占比將達到20% 左右。

新能源逐步參與電力市場是趨勢，電價機制亦不可缺位

在預期新能源裝機容量繼續大幅度增加的同時，電力市場化給予新能源尤其是增量新能源參與電力市場的要求和壓力也與日俱增。“十三五”時期，新能源參與電力市場的方式主要是各地在國家規定的保障性收購小時數，或者地方自行規定的保障性收購小時數之上的電量采用直接交易、撮合交易等，上網電價則常常為遠低于燃煤標桿價/基準價的交易電價或撮合電價。此外，在東北等地區新能源需要分攤輔助服務費用。雖然甘肅、蒙西、山西等部分電力現貨市場試點地區在方案中提出了新能源參與現貨市場的規則，但僅有很少部分新能源電量進入了現貨市場。2020 年下半年以來，現貨市場建設提速，8 個試點省份開展了長周期結算試運行，還有多個省份啟動現貨市場方案研究和起草，試運行中出現的一些問題，如山東存在大量不平衡資金，部分業內觀點將之歸因于新能源未參與市場，而2020 年山東風、光裝機占比為26%，發電量占比僅為8%，將不平衡資金單純歸因于新能源未參與市場是片面的，但這也在一定程度上反映出新能源已經面臨的壓力。再考慮到未來風、光裝機規模將持續大幅度提升，形成高比例可再生能源電力系統，新能源參與電力市場是方向和趨勢。

“十四五”時期，我國電力市場尤其是現貨市場處于建設、試運行和完善階段，同時風、光等新能源經歷了既往連續三年的標桿電價和指導價的大幅度快速退坡，目前雖然在大部分地區新能源具備與燃煤基準價相當的平價上網條件，但具備明顯低價的地區和項目資源有限。如果不給予一定以平價為前置條件的電價政策支持，直接要求新能源“裸進”尚處于不斷探索和調整運行規則、各類電源參與的程度和條件各異的電力市場，將極大增加新能源收益的不確定性和風險。由于新能源的初始投資在度電成本中占比高，而運行費用很低，這種不確定性和風險可能極大挫傷投資企業參與項目開發的積極性，影響碳達峰等目標的實現進程。因此，在風、光等新能源完全去補貼后，無論是否參與市場，無論參與程度和方式如何，新能源電價機制不可缺位，以保障項目合理收益。

國外各異的新能源電價與參與電力市場協同機制可供借鑒，但需要考慮與我國實施條件的差異性

許多國家實施了多樣化的支持新能源發展的經濟政策，其中，電價機制發揮出重要作用。近年來，隨著風、光發電成本的下降，規制制度應用逐漸減少，結合電力市場的競爭機制、市場化支持機制的應用范圍及發揮的作用增加。德國和英國通過支持機制轉型，在推動新能源進入電力市場的同時，實施了有效的電價政策保障投資收益。德國自2017 年對風、光實施的主要電價機制是“競爭招標確定上網電價+ 單邊溢價”，即通過招標拍賣確定項目業主和中標電價，項目運行時，中標電價實質上是保底價，當中標電價低于電力市場月均批發電價時，項目業主的發電收益按電力市場價格結算;高于月均批發電價時，收益按照中標電價結算(二者之差來源于可再生能源電價附加)，這樣的單邊溢價機制降低了電力市場電價波動造成的收益風險。英國近年來轉向了差價合約機制，即通過競爭招標形成不超過政府指導價格的合同上網電價，國有結算公司與可再生能源發電企業按此電價簽訂長期合同，可再生能源機組可直接參與各類電力中長期交易、現貨交易和實時平衡機制。在參與電力市場中，如果市場平均電價低于合同價，由差價合約資金池向發電企業予以補貼至合同價;反之，則發電企業向資金池返還高出的部分。因此，差價合約機制也可被視為雙邊溢價，規避了參與電力市場帶來的收益風險。在英國和德國的機制中，仍可能需要為新能源項目提供補貼。德國的資金流僅為單向，需要電價補貼支撐。英國通過差價合約資金池實現了多退少補，未來隨著成本下降，新建新能源項目可能會反哺資金池，但過去幾年總體上是需要補貼的。再看英國、德國的機制在我國的適用性。我國可享受電價補貼的新能源項目，根據《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》(財建〔2020〕4 號)和《關于印發< 可再生能源電價附加資金管理辦法> 的通知》(財建〔2020〕5 號)文件的規定，已經實現了上網電價和補貼的脫鉤分離，后平價時代的風、光新增項目將不再有國家層面的補貼。因此，無論是通過單邊溢價機制，還是差價合約機制來推進新能源參與電力市場，實際上都沒有差價資金來源，不具備實施條件。另一種方式是由電網企業提供補齊差價，但這一方面涉及差價能否傳導到終端用戶，另一方面，實際上與發電企業和電網企業之間簽訂固定電價的購電協議效果一樣。美國可再生能源從發展之初就參與電力市場，在形式繁多的電力市場中，參與市場方式和獲得電價收益方式也多樣，主要有長期購電協議(PPA)、企業直購電(VPPA)、雙邊協議合同、集中競價合同等。PPA 和VPPA 通常會確定一個固定交易價格，有的也選擇某種指數對價格做調整。這些合同協議保證了可再生能源發電企業在全部電量或約定電量之內的相對固定價格，即保證了基本收益。在PPA 機制下，可再生能源發電企業將電力市場價格波動的風險轉給公用電力公司，代價通常是以略低于批發市場價格來約定PPA 中的電價，而公用電力公司由于可以匹配數量多、不同類別的發電機組出力，承擔市場風險的能力更強，也能從采購可再生能源電量中獲得差額收益。從未來新能源參與電力市場和保障新能源發電基本收益的雙重要求來看，美國模式對我國具有借鑒作用。

以保障合理收益并兼顧逐步參與電力市場為原則，明確平價時代新能源電價機制

建議以保障項目合理收益、支撐實現2030 年前碳達峰、2030 年非化石能源占比和風、光裝機目標等為原則，研究制定全面平價無補貼時代新能源電價和項目運行機制。對于2020 年及以前建設的有電價補貼項目，從保持政策連續性和嚴肅性出發，應延續既往政策，全額保障性收購小時數內的發電量屬于優先發電電量，依據燃煤發電基準價實施保障性收購，高出的發電量可進入電力市場參與交易。2019―2020 年被列入平價無補貼項目清單的風、光項目，按照《國家發展改革委國家能源局關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》(發改能源〔2019〕19 號)的有關政策執行。

對于2021 年及之后安排和建設的無補貼新能源增量項目，建議分類確定電價：一是在消納條件有限，或土地條件有限等情況下，可考慮實施競爭配置項目，如果僅針對項目開發權，就形成與燃煤基準價電價水平相同的平價項目，如果針對項目開發權和電價，就形成低于燃煤基準價的低價項目;二是在消納空間充足、建筑和土地所有權或前期工作明確的情況下，可直接確定項目業主，即形成平價項目。對上述平價和低價項目，還需要明確一定的小時數或上網電量，以供企業投資決策和作為競價邊界。建議依據各地新能源發電項目成本、經濟性、可再生能源電力消納保障責任權重、電力市場化改革進展等，以保障合理收益為原則，確定一定的小時數作為平價保障小時數，也可參考《關于< 關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見> 有關事項的補充通知》(財建〔2020〕426 號)文件中的合理利用小時數作為平價保障小時數。將平價保障小時數內的發電量作為優先發電電量，依據燃煤發電基準價(非競爭配置電價項目)或競爭性配置電價(競爭配置確定開發企業和電價的項目)確定固定電價實施保障性收購，簽訂長期購電協議，高出該小時數的發電量進入所在地的電力市場參與交易。新能源外送項目的電量則可按照送受端協議，并參照上述建議實施。