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随着“30·60双碳”、提升非化石能源在一次能源消费中占比、构建以新能源为主体的新型电力系统等新战略目标的提出，风光发电成为加快电力和能源清洁转型、近期增量替代、未来存量替代的主力。根据今年2月以来国家能源局公布的可再生能源电力消纳责任权重、2021年风光开发建设等文件征求意见稿，“十四五”末风光发电量在全社会用电量中占比要达到16.5%左右，据此测算累计装机达到10亿千瓦左右，这意味着年新增风光发电装机1亿千瓦左右将成为常态。在风光完全去补贴、逐步参与市场的形势下，必须调整和转变电价机制，以适应以风光为主的新能源大规模、高比例、高质量、市场化发展需要。近日，《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》（以下简称“电价征求意见稿”）在业内引起广泛讨论，虽然正式文件尚待出台，但亦可从其中看出兼顾风光投资经济性、推进市场化发展的思路。
风光市场规模化发展、实现去补贴得益于有效的电价机制
于2006年正式实施的《可再生能源法》明确了“按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定上网电价”、适时调整上网电价水平、招标定价等可再生能源定价原则。其后，国家价格主管部门对风光陆续制定了分资源区陆上世纪新能源网、分资源区光伏电站、分布式光电、海上世纪新能源网的标杆电价或固定度电补贴政策，并根据风光成本下降情况实施电价补贴退坡机制。稳定的电价机制、定期调整的电价水平对风光市场规模扩大和发展起到了至关重要的作用，有效促进了风光发电技术进步、产业升级、成本下降，使陆上世纪新能源网、光伏电站具备去补贴的能力和条件。
风光定价机制体现了市场化的方向
根据电力体制改革和市场化的要求，2019年国家将风光标杆电价改为指导价，并以指导价作为价格上限全面实施竞争配置确定项目业主和上网电价，迅速促进电价和度电补贴水平下降。以光伏竞价项目为例，2019年和2020年平均度电补贴水平分别降至6.7分/千瓦时和3.3分/千瓦时。同时，通过清晰的路径推进风光平价，一是试点示范阶段，2017年启动了13个陆上世纪新能源网平价项目；二是示范推广阶段，2019年和2020年分别安排了2076万千瓦和5245万千瓦的风光平价示范项目；三是2021年开始的全面平价阶段，除户用光伏外，风光实现国家层面全面去补贴。
“十四五”开局之年，电价征求意见稿体现了发挥价格信号引导作用、兼顾风光投资经济性和深入推进市场化的导向。在风光刚刚进入平价阶段，需要电价政策给予适当的支持，保障项目基本的合理收益，以持续吸引投资，保持市场增长规模，满足能源转型和“30·60双碳”目标要求，电价征求意见稿提出分省确定风光指导价并作为竞争配置电价上限，新建项目保障收购小时数（无则按合理利用小时数）以内的发电量将执行指导价或竞争配置电价，这部分收益即为投资项目可得到的稳定的基本收益。
深入推进市场化则在多个方面体现出来，一是风光项目本身需要竞争配置，对于保障性并网范围的项目，竞争配置电价不得高于指导价，对于市场化并网范围的项目，执行指导价但需要以自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件；二是保障收购小时数或合理利用小时数以外的发电量将直接参与市场交易，价格由市场形成；三是指导价水平由上一年度（2020年）各地燃煤发电基准价和市场交易平均价加权得出，根据电价征求意见稿中各省份指导价水平，市场交易平均价权重在10%左右，即新增项目实际可获得的电价，将是综合了燃煤基准价、中长期合同、现货市场等电价。
全面低价时代风光 需要进一步提升经济性并增强竞争力
根据电价征求意见稿，28个省份风光指导价略低于当地燃煤基准价，差距大多在1分/千瓦时以内，平均为0.35分/千瓦时，再考虑竞争配置因素，意味着2021年新安排陆上世纪新能源网和光伏电站将达到普遍低价（相比燃煤基准价）。在这样的电价水平下风光项目经济性如何，业内观点不一，但相对确定的电价水平提供了项目经济性评价的边界，具体则应由企业根据项目情况、政策条件、风险预估来进行投资决策。采用简化模型进行测算，对于陆上世纪新能源网，假如风机价格2800元/千瓦，初始投资6800元/千瓦，合理利用小时数1800，实际发电小时数2200，指导价或竞争配置电价0.35元/千瓦时，参与市场交易电价0.28元/千瓦，20%资本金，25年经营期，则资本金内部收益率可以达到8%；对于光伏电站，假如初始投资3800元/千瓦，合理利用小时数1100，实际发电小时数1250，其他条件同前述陆上世纪新能源网，则资本金内部收益率也可以达到8%。从未来风光担纲电力增量替代进而存量替代主力的定位来看，随着风光在电力系统中渗透率的增加，需要提升系统灵活调节能力，从降低或不提升用电成本的角度，风光自身需要在技术和产业方面再进一步，降低技术成本，国家在土地、生态、产业、金融等政策方面也要予以保障和调整，降低非技术成本，提升风光项目整体经济性，增强竞争力。
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