自2006年可再生能源法實施以來，我國可再生能源，尤其是以風、光為代表的可再生能源電力在技術、產業、市場方面發展迅速，成本大幅度下降。2018 年，商品化可再生能源在一次能源消費中占比達到12.5%，為我國能源革命和能源轉型打下了良好基礎，也為全球可再生能源發展和邁向低碳發展道路做出貢獻。

時璟麗

國家發展和改革委員會能源研究所 研究員

“十四五”初期風、光等成熟可再生能源

有望進入后補貼時代

我國政府在能源、可再生能源、風能、太陽能等的“十三五”發展系列規劃中提出了2020 年風電實現與燃煤同平臺競爭、光伏發電實現銷售側平價的目標。2016 年以來，國家陸續采取了推動風、光等成熟可再生能源成本和電價下降的措施與行動，包括實施電價補貼退坡、啟動風電和光伏發電平價示范、推進風電和光伏電站招標、啟動分布式發電市場化交易、提出減輕可再生能源企業負擔的12 條措施、建立和實施可再生能源電力消納保障機制和綠色證書自愿認購交易機制等。

2019 年，風電全面通過競爭配置確定項目業主和上網電價，光伏發電則實施了除戶用光伏、光伏扶貧項目外的全面競價機制，按照補貼資金總量控制、地方組織競爭配置、全國統一排序確定光伏建設項目。同時規模化啟動風電和光伏發電無補貼平價上網項目建設，并制定8 項支持政策。根據2019 年的指導價，新增陸上風電、光伏發電的上網電價與燃煤發電電價加權相差分別約0.1 元/ 千瓦時、0.14 元/ 千瓦時。考慮到陸上風電實施競爭配置，實際補貼水平還將降低，根據最新風電電價政策，2021 年新建陸上風電項目的電價補貼將全面退出。

2019 年，光伏項目競價項目的平均補貼水平僅為0.065 元/ 千瓦時。根據業內對于技術進步和成本變化的預期，光伏發電有望在“十四五”初期進入上網側全面平價階段，即“十四五”初期，技術產業成熟、市場發展快和未來應用潛力大的風電和光伏發電均將進入后補貼時代。

過去十多年來，國內實施的可再生能源固定上網電價和費用補償機制是以經濟性手段直接支持可再生能源發展，但后補貼時代的政策機制將大不同，既需創新的政策機制，也要考慮與既往可再生能源以及屆時能源電力發展環境和可再生能源發展需求相匹配，以引導可再生能源實現有序、持續、健康發展。此外，電力體制改革也在同期推進，隨著電力市場化相關機制的實施，以及可再生能源電力電量在電力系統中的占比不斷擴大，后補貼時代也是可再生能源逐步并最終全面參與電力市場競爭的時代。多方面、多維度、不確定的因素，是可再生能源政策機制設計和實施面臨的更大挑戰。

后補貼時代可再生能源參與電力市場的建議

充分考慮可再生能源參與電力市場的漸進性和條件性。無論從可再生能源發展階段的國際對比看，還是就我國電力體制改革方向而言，可再生能源參與電力市場既是未來趨勢，也是漸進的過程。如在電力現貨市場方面，國內的建設剛剛起步。

2019 年6 月底，我國第一批8 個現貨市場建設進入全面試運行階段。其中，第一個啟動的南方電力現貨市場于2019 年5月實施了國內首次電力現貨市場結算。再考慮到第一批名單之外的省份尚無時間表，各個地區的進程、特點、效果可能千差萬別。可再生能源電力未來參與現貨市場，作為其參與電力市場的途徑之一，也應分區域、分步驟進行。在先期階段，建議可再生能源電力以報量（即報曲線）不報價的方式參與，作為價格接受者優先出清，以實現優先消納；在現貨市場成熟且穩定運行后，新增可再生能源電力以報量報價的方式參與。

區分增量和存量項目，設計可再生能源參與電力市場的模式和路徑。對于新建增量項目，建議參照國際經驗以及國內的可能需求，參與電力市場的模式可多樣化并行，包括與電力用戶或購售電公司簽署購電協議、簽訂中長期合約、政府或由購售電公司組織競爭招標、直接參與現貨市場以及采用前述方式的組合等。對于之前享受明確電價（標桿電價或競爭電價）或補貼以及全額保障性收購政策的存量項目，應鼓勵其參與電力市場。如果強制轉為參與市場運行模式，則首先需要考慮和解決政策的連續性問題，例如，可考慮將其原來適用的固定電價轉為市場溢價模式或差價合約模式。當然，轉為新的模式運行也是需要前提條件的，要么現貨市場是實現完全競爭的成熟市場，要么在現貨市場尚不夠成熟情況下，設計和實施溢價或差價水平與電力市場價格關聯的機制。

可再生能源沒有必要參與電力市場處于尚不完善階段的非理性競爭。目前，少部分地區或部分時段的電力競爭存在非理性的情況，尤其是電力供應充足的地區和時段，煤電僅以可變成本或者可變成本加上部分固定成本報價，造成價格過低。還有部分地區采用的發電企業和用電企業之間的直接交易或直購電模式，價格由政府撮合，形成的價格低于煤電的實際成本。預計“十四五”初期陸上風電和光伏發電全面實現去補貼，風、光成本與煤電相比具備經濟競爭力，因此，市場如果處于非理性競爭階段，風、光等可再生能源沒有必要參與其中。此種情況下，建議延續一段時間的風、光競價或平價政策，尤其是競價政策。

2019 年，我國對光伏發電實施新的競價機制。對此進行深入分析后可以看出，其體現的競爭配置、全國排序、修正電價、預警管理等機制關鍵點在風、光實現全面去補貼之后的階段也是有適用性的。屆時可形成低于煤電電價的上網電價（2019 年8 月，吉林白城的光伏發電領跑獎勵激勵基地已經出現低于當地燃煤標桿電價的報價），之后按照簽署購售電協議或者差價合約的模式實施。

后補貼時代規劃和管理機制的建議

后補貼時代，多方面、多維度、不確定的因素，是可再生能源政策機制設計和實施面臨的更大挑戰。

規劃和管理機制設計以滿足多重目標為原則。在擺脫補貼的后補貼時代，可再生能源如果同其他一般工業品行業那樣依靠單純的、完全的市場化機制，是有局限性和風險的。在后補貼時代，規模、布局等開發方面的規劃和項目建設機制的重要性將更為突出。一方面，擺脫補貼依賴，風、光在開發規模上不能敞口發展，否則在經過短期的快速增長后就將面臨新的瓶頸，存在市場和產業大起大落的風險。另一方面，也不能僅僅以年度電力系統消納波動性可再生能源能力作為唯一約束條件。政策機制設計需要滿足多重目標的要求，包括保持適度的風、光等可再生能源市場規模，一方面支撐國家清潔能源轉型，另一方面推動制造業的良性發展，同時也應考慮滿足電力需求及與消納能力相融合等。

可再生能源開發規模以中期滾動的電力消納能力預測為前提。建議國家要求電網企業并同步組織第三方機構，持續開展滾動的、至少5 年的年度電力需求預期、消納能力預測研究，建立定期公布預期預測結果的機制，并以此作為風、光開發，可再生能源戰略規劃，項目建設政策設計和調整的基礎。具體項目開發的時空布局引導，通過競爭配置等市場化機制來實現。當電力市場進入成熟階段，建立和完善風、光等參與電力市場的宏觀引導機制。

可再生能源電力消納保障機制可發揮長效和重要作用。可再生能源電力消納保障機制文件于2019 年5 月頒布，旨在通過建立具有一定強制性和約束力的消納責任機制和規定權重責任指標，加快形成可再生能源電力消費引領的氛圍，構建供應側促進和消費側責任雙軌并行、共同發力的可再生能源電力發展機制。這一機制的目標和設計以建立長效機制為著眼點，尤其是在“十四五”初期風、光普遍具備平價上網條件，消納將是影響其發展速度和規模的最主要因素。通過合理調整（原則上逐年提升或至少不降低）消納責任權重指標，可營造滿足我國能源轉型需求的可再生能源電力電量持續增長空間，從而保障非化石能源占比近中長期目標的實現。

后補貼時代經濟機制設計的建議

無補貼并不意味著沒有經濟機制和政策，去除不合理的非技術成本是重點。

無補貼并不意味著沒有經濟機制和政策，去除不合理的非技術成本是重點。其他國家的經驗表明，在可再生能源具備成本競爭力后，與非技術成本相關的經濟政策或機制更顯重要。如阿聯酋的光伏發電項目中標電價在3 年前即為2.42 美分/ 千瓦時，直接得益于其免土地稅政策、免消費稅政策、長期限低利率貸款、夏季獎勵電價政策等。我國國家能源局在2018 年提出的減輕可再生能源領域企業負擔的12項措施，在后補貼時代應持續且強化執行，以降低非技術成本尤其是去除不合理的非技術成本。如土地利用問題，目前部分地區仍存在違規或者收取不合理的可再生能源資源費、城鎮土地使用稅的現象，應明確可再生能源開發的土地可用性和土地成本的基本原則，切實落實國家政策。

對經濟性尚不具備競爭力的可再生能源電力仍需實施適度的支持政策。對于欠成熟且成本尚無競爭力的可再生能源發電技術，在電力全面市場化的背景下，需要設計有效的經濟機制支持其穩步發展。新增項目通過該技術領域內的競爭方式確定價格，并明確價格高出部分的分攤范圍和來源，如直接作為電網收購電力電量的費用疏導到銷售電價，或者仍通過可再生能源發展基金提供差額電價。如果參與電力市場，則可實施“競爭+ 差價合約”機制等。

后補貼時代，多方面、多維度、不確定的因素，是可再生能源政策機制設計和實施面臨的更大挑戰。CWEA