《能源評論》雜志2019年第二期刊登了國家發(fā)改委能源研究所可再生能源中心研究員，高級工程師時璟麗文章《風電、光伏：平價新政將帶來什么？》，全文轉發(fā)如下：

2019年伊始，我國風光平價上網(wǎng)政策正式發(fā)布。

在1月9日公布的《關于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關工作的通知》（下文簡稱《通知》）中，國家發(fā)展改革委、國家能源局明確表示將推進兩類項目：一類是不需要國家補貼執(zhí)行燃煤標桿電價的風電、光伏發(fā)電項目，即平價上網(wǎng)項目；另一類是上網(wǎng)電價低于燃煤標桿電價的項目，即首次提出的低價上網(wǎng)項目。

新政出臺無疑將給2019年及以后可再生能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展帶來更直接的推動及更明確的利好。直接影響將是，2019~2020年實施的平價項目作為增量，在保障消納的前提下，將與風光競爭性配置項目以及其他國家政策性項目的管理和建設并行推進，即風光有補貼的項目和相關政策還將繼續(xù)，直至補貼完全退出。《可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中提出，風電將在2020年實現(xiàn)與燃煤發(fā)電同平臺競爭目標，預期在《通知》文件到期后，陸上風電將進入全面平價階段，光伏發(fā)電也可同時或晚1~2年進入全面平價階段。從平價試點到擴大范圍到全面推進去補貼的機制設置，一方面給予產(chǎn)業(yè)合適的市場規(guī)模，另一方面也對產(chǎn)業(yè)提出技術進步、產(chǎn)業(yè)升級、降本增效的目標和要求。

間接影響方面，新政通過機制設計，把風光平價項目政策與現(xiàn)有的可再生能源自愿綠色證書機制、正在制定和推進中的可再生能源配額制度等有機銜接，并對地方政府、電網(wǎng)企業(yè)、金融機構等提出多方參與要求，共同促進可再生能源市場和產(chǎn)業(yè)良性發(fā)展。

新措施落地今年是關鍵

1月10日，國家能源局發(fā)布了平價上網(wǎng)政策官方解讀文件，進一步解釋說明了政策的背景、目的、工作機制、支持政策、實施期限等。其中，為推動風電、光伏發(fā)電平價上網(wǎng)順利實施，對無補貼平價上網(wǎng)項目支持的八項政策措施是解讀中最重要的內容。這八項支持政策可以分為兩類，一類是此前已經(jīng)出臺、本次再一次提出或強化的老政策；另一類是針對平價上網(wǎng)特別推出的新措施。

延續(xù)或更強調操作性的既往政策主要在四個方面，即“避免不合理的收費”、“明確電網(wǎng)企業(yè)建設接網(wǎng)工程”、“強化全額保障性收購政策”和“創(chuàng)新金融支持方式”。

如“避免不合理的收費”在2018年4月國家能源局發(fā)布的《關于減輕可再生能源領域企業(yè)負擔有關事項的通知》就曾提出。“全額保障性收購機制”則早在2016年初就頒布了正式文件，同年5月發(fā)布了重點地區(qū)最低保障性收購利用小時數(shù)，其后又在《解決棄水棄風棄光問題實施方案》、《清潔能源消納行動計劃（2018-2020）》等政策文件中體現(xiàn)，并已經(jīng)取得了很好的實施成效，此次風光平價政策亦將其作為重要政策再次強調。

與老政策相比，四項新措施或新提法則更有看點，也更為關鍵。

一是不少于20年的固定電價收購政策。平價或低價項目將以煤電標桿上網(wǎng)電價或低于煤電標桿上網(wǎng)電價的招標電價作為固定電價，由省級電網(wǎng)企業(yè)與項目單位簽訂不少于20年的購售電合同（PPA）。我國自實施可再生能源標桿電價政策以來沒有嘗試過這一模式，電網(wǎng)企業(yè)很少與可再生能源企業(yè)簽訂20年長期合同，考慮主要電網(wǎng)企業(yè)的合同執(zhí)行力，長協(xié)違約風險低，有利于降低平價項目收益風險，特別是可以降低開發(fā)企業(yè)尤其是民營開發(fā)企業(yè)的融資難度。

二是鼓勵就近直接交易。對于分布式發(fā)電市場化交易的平價項目，將完善支持就近直接交易的輸配電價政策，降低中間輸送環(huán)節(jié)費用、減免就近直接交易的可再生能源電量的政策性交叉補貼。分布式風光發(fā)電項目如果是替代一般工商業(yè)和大工業(yè)用電，目前成本下實際不需要補貼就可以盈利，如果不具備較高比例的自發(fā)自用條件，但能夠與大工業(yè)和工商業(yè)電力用戶進行直接交易，通過免交未涉及電壓等級輸電費，加上減免交叉補貼等措施，也可具備完全去補貼條件。

三是與可再生能源電力綠色證書機制結合，即平價項目可以通過綠證交易獲得合理收益。自愿綠證平臺和交易自2017年7月正式啟動后，由于綠證替代國家電價補貼的定位，綠證價格始終偏高，影響了個人、企業(yè)采購綠證的積極性。新政鼓勵平價項目出售綠證，其綠證價格可能較低，可對自愿綠證市場起到激活作用。此外，如果可再生能源配額制度正式實施，達不到配額要求的義務主體也可以通過購買綠證的渠道來完成配額，這會進一步擴大綠證市場，而價格較低的平價項目綠證將更具競爭力，有利于推進平價項目。

四是在確保完成全國能源消耗總量和強度“雙控”目標的條件下，超出規(guī)劃部分可再生能源消費量將不計入“雙控”考核。平價項目作為可再生能源增量市場，在滿足上述要求情況下，不納入地方“雙控”指標，將調動地方政府的積極性，其支持和發(fā)展平價上網(wǎng)項目的力度也將增大。

期待實現(xiàn)多贏

和以往政策相比，風光平價新政有兩大特色，一是上文提及的政策創(chuàng)新，二是考慮了操作性因素進行政策設計，特別是發(fā)揮可再生能源相關主體的作用，形成政府、企業(yè)和電網(wǎng)等參與主體共贏的局面。

一是通過平價低價項目與規(guī)劃內的其他項目共同推進市場和產(chǎn)業(yè)發(fā)展，降低成本，有助于減少對國家電價補貼資金需求，提升資金利用效率。平價上網(wǎng)與正在推進的配額制度和綠證機制銜接，也可以激發(fā)綠證交易市場。

二是可再生能源企業(yè)需要繼續(xù)推進技術進步和產(chǎn)業(yè)升級，利用好兩年政策窗口期。無論是風電還是光伏發(fā)電，近期產(chǎn)業(yè)自身降本的關鍵在于效率提升。

三是電網(wǎng)企業(yè)也可獲得潛在的發(fā)展機遇。平價上網(wǎng)項目以及其他可再生能源發(fā)電項目建設，需要以接網(wǎng)和消納條件為前提?？紤]為可再生能源提供持續(xù)增長的空間，電網(wǎng)也需要在軟件和硬件上持續(xù)投入，增強消納風光等波動性電源的能力。在未來風光全面平價階段，風光的持續(xù)有序增長，也需要電網(wǎng)和整個電力系統(tǒng)的升級為支撐。

和電網(wǎng)企業(yè)密切相關的一項機制是不少于20年的固定電價收購政策。從國際經(jīng)驗看，這項機制于電網(wǎng)利大于弊。如在美國，可再生能源項目簽訂長期購電協(xié)議較為普遍，電網(wǎng)企業(yè)或中間批發(fā)商希望和發(fā)電企業(yè)簽訂長期協(xié)議，其預期電力市場長期價格可能上升，因此從全生命周期的成本考慮，長協(xié)價格將獲得更高收益。

對經(jīng)濟性提出更多要求

平價項目需要達到兩個前置條件，一是電網(wǎng)具備接網(wǎng)和消納條件，二是具有較好經(jīng)濟性優(yōu)勢。先不考慮消納條件，僅從經(jīng)濟性上考慮，在當前風光投資和運行成本條件下，國內已有部分地區(qū)和領域在2019年具備平價條件。

對于陸上風電，在“三北”平坦且風資源優(yōu)質地區(qū)，如果年等效利用小時數(shù)達到2750，則8%收益水平下風電電價需求為0.32元/千瓦時，低于吉林、遼寧、黑龍江、冀北、山西、陜西等地的燃煤標桿電價（0.33~0.38元/千瓦時）；如果小時數(shù)達到3000，則電價需求為0.29元/千瓦時，這一數(shù)值與蒙西、蒙東、寧夏、甘肅、新疆的燃煤標桿電價非常接近。

在東中部山地一般資源地區(qū)，如果年等效利用小時數(shù)達到2200，則8%收益水平下電價需求為0.46元/千瓦時，與廣東省燃煤標桿電價相當，且與大部分東中部地區(qū)的燃煤標桿差距低于0.05元/千瓦時。

由于風資源在各省份內部差異較大，風電場建設條件各異，目前無論是在“三北”地區(qū)，還是在東中部地區(qū)，均有一定規(guī)模的風電項目具備平價條件。

對于集中光伏電站，在目前4.5~5.0元/瓦的初始投資水平下，在太陽能(4.140, -0.23, -5.26%)資源好、接網(wǎng)和消納條件好的地區(qū)，部分電站可以實現(xiàn)與燃煤標桿電價平價，如吉林西部地區(qū)，等效利用小時數(shù)達到1500左右即可實現(xiàn)平價，此外陜西北部、河北北部、四川西部等部分地區(qū)也具備條件。東中部地區(qū)在有土地資源的條件下，如果地方有一定的電價補貼政策，也可以有項目按照燃煤標桿上網(wǎng)且不需要國家電價補貼。

分布式光伏發(fā)電如果有一定比例的自發(fā)自用，或者可以進行市場化直接交易，則全國20多個省市區(qū)均具備建設平價項目條件。