隨著“30·60雙碳目標”、提升非化石能源在一次能源消費中占比、構建以新能源為主體的新型電力系統等新戰略目標的提出，風光發電成為加快電力和能源清潔轉型、近期增量替代、未來存量替代的主力。根據今年2月以來國家能源局公布的可再生能源電力消納責任權重、2021年風光開發建設等文件征求意見稿，“十四五”末風光發電量在全社會用電量中占比要達到16.5%左右，據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電裝機1億千瓦左右將成為常態。在風光完全去補貼、逐步參與市場的形勢下，必須調整和轉變電價機制，以適應以風光為主的新能源大規模、高比例、高質量、市場化發展需要。近日，《國家發展改革委關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知(征求意見稿)》(以下簡稱“電價征求意見稿”)在業內引起廣泛討論，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濟性、推進市場化發展的思路。

風光市場規模化發展、實現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利用和經濟合理的原則確定上網電價”、適時調整上網電價水平、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制定了分資源區陸上風電、分資源區光伏電站、分布式光電、海上風電的標桿電價或固定度電補貼政策，并根據風光成本下降情況實施電價補貼退坡機制。穩定的電價機制、定期調整的電價水平對風光市場規模擴大和發展起到了至關重要的作用，有效促進了風光發電技術進步、產業升級、成本下降，使陸上風電、光伏電站具備去補貼的能力和條件。

風光定價機制體現了深入市場化的方向

根據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主和上網電價，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了發揮價格信號引導作用、兼顧風光投資經濟性和深入市場化的導向。在風光剛剛進入平價階段，需要電價政策給予適當的支持，保障項目基本的合理收益，以持續吸引投資，保持市場增長規模，滿足能源轉型和“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(無則按合理利用小時數)以內的發電量將執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定的基本收益。

深入市場化則在多個方面體現出來，一是風光項目本身需要競爭配置，對于保障性并網范圍的項目，競爭配置電價不得高于指導價，對于市場化并網范圍的項目，執行指導價但需要以自建、合建共享或購買服務等市場化方式落實并網條件;二是保障收購小時數或合理利用小時數以外的發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)各地燃煤發電基準價和市場交易平均價加權得出，根據電價征求意見稿中各省份指導價水平，市場交易平均價權重在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、現貨市場等電價。

全面低價時代風光需要進一步提升經濟性并增強競爭力

根據電價征求意見稿，28個省份風光指導價略低于當地燃煤基準價，差距大多在1分/千瓦時以內，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濟性如何，業內觀點不一，但相對確定的電價水平提供了項目經濟性評價的邊界，具體則應由企業根據項目情況、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1800，實際發電小時數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年經營期，則資本金內部收益率可以達到8%;對于光伏電站，假如初始投資3800元/千瓦，合理利用小時數1100，實際發電小時數1250，其他條件同前述陸上風電，則資本金內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，隨著風光在電力系統中滲透率的增加，需要提升系統靈活調節能力，從降低或不提升用電成本的角度，風光自身需要在技術和產業方面再進一步，降低技術成本，國家在土地、生態、產業、金融等政策方面也要予以保障和調整，降低非技術成本，提升風光項目整體經濟性，增強競爭力。