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我國從2009年、2011年開始分別對陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電實行標(biāo)桿上網(wǎng)電價政策。隨著新能源規(guī)?；l(fā)展、技術(shù)進(jìn)步和發(fā)電成本下降，為提高可再生能源電價附加資金補貼效率，從2016年1月1日起正式實行陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價退坡政策，2019年調(diào)整為指導(dǎo)價加競爭性招標(biāo)確定上網(wǎng)電價的機制，以更好地發(fā)揮市場競爭配置資源和發(fā)現(xiàn)價格的作用。2020年，陸上風(fēng)電、集中式光伏電站各類資源區(qū)指導(dǎo)價較2016年的標(biāo)桿價水平分別下降了22%-38%、50%-56%，競爭性招標(biāo)實際成交價格更低。2019年1月，我國出臺文件明確要積極推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)；2020年1月，提出全面推行綠色電力證書交易，企業(yè)通過綠證交易獲得收入相應(yīng)替代財政補貼。

 

此次《通知》在國家相關(guān)政策基礎(chǔ)上，統(tǒng)籌考慮了技術(shù)進(jìn)步、成本下降和支持產(chǎn)業(yè)加快發(fā)展的需要，明確2021年新建陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電項目上網(wǎng)電價按各地燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價執(zhí)行。按全生命周期合理利用小時數(shù)測算，陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電項目平均可獲得8-9%的資本金內(nèi)部收益率，較當(dāng)前十年期國債收益率水平高5-6個百分點，風(fēng)險溢價明顯高于電力行業(yè)平均水平，有助于穩(wěn)定新能源投資預(yù)期，促進(jìn)行業(yè)更快發(fā)展。此外，“雙碳”背景下社會資本對新能源發(fā)展信心提升，如再進(jìn)一步考慮技術(shù)進(jìn)步導(dǎo)致的全生命周期電量增加潛力及綠證交易收入，新能源項目投資收益率有望進(jìn)一步提高，從而更加有利于吸引投資，助力新能源發(fā)展目標(biāo)實現(xiàn)。

 

 

新能源發(fā)電具有間歇性、可調(diào)節(jié)性差的特征，在電力系統(tǒng)中與燃煤發(fā)電并不“同質(zhì)”，因此其上網(wǎng)電價執(zhí)行燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價，本質(zhì)上仍存在電價補貼。但與存量項目補貼主要來自可再生能源電價附加資金不同，平價補貼全部由當(dāng)?shù)仉娏οM者而非全國電力消費者承擔(dān)。

 

因此，越是資源條件好、建設(shè)成本低、投資和市場條件好的地區(qū)，越傾向于在本地新建新能源項目。2019年和2020年，我國風(fēng)電、光伏發(fā)電平價上網(wǎng)試點項目規(guī)模已達(dá)7760萬千瓦，積累了較好的平價項目開展經(jīng)驗。反之，其他地區(qū)為完成可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重，則傾向于更多地外購而非全部自建新能源項目。

 

此外，《通知》還進(jìn)一步提出，2021年起新建海上風(fēng)電、光熱發(fā)電項目上網(wǎng)電價由當(dāng)?shù)厥〖墐r格主管部門制定，鼓勵各地出臺新能源產(chǎn)業(yè)支持政策，有利于各地因地制宜地選擇新能源發(fā)展和“雙碳”路線。由此，可多措并舉促進(jìn)新能源在地區(qū)間的合理布局，降低新能源比重增加導(dǎo)致的成本上漲壓力，提高我國新能源產(chǎn)業(yè)支持政策整體效率。

 

 

隨著經(jīng)濟社會的發(fā)展和綠色低碳理念的推廣，一些電力用戶具有購買“綠電”的意愿且愿意為此支付更高的價格。如國外電力零售公司制定的售電套餐中常見“綠電價格”，以滿足電力用戶多樣化的購電需求，支持綠色電力發(fā)展?！锻ㄖ访鞔_提出新建新能源項目可自愿通過參與市場交易形成綠色電力價格，有助于在我國引導(dǎo)和推廣綠電消費理念，進(jìn)一步助力新能源發(fā)展。