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(shù)、產(chǎn)業(yè)、市場方面發(fā)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(zhuǎn)型打下了良好基礎，也為全球可再生能源發(fā)展和邁向低碳發(fā)展道路做出貢獻。

時璟麗

國家發(fā)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(fā)展系列規(guī)劃中提出了2020 年風電實現(xiàn)與燃煤同平臺競爭、光伏發(fā)電實現(xiàn)銷售側(cè)平價的目標。2016 年以來，國家陸續(xù)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(fā)電平價示范、推進風電和光伏電站招標、啟動分布式發(fā)電市場化交易、提出減輕可再生能源企業(yè)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(yè)主和上網(wǎng)電價，光伏發(fā)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(tǒng)一排序確定光伏建設項目。同時規(guī)?；瘑语L電和光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)項目建設，并制定8 項支持政策。根據(jù)2019 年的指導價，新增陸上風電、光伏發(fā)電的上網(wǎng)電價與燃煤發(fā)電電價加權(quán)相差分別約0.1 元/ 千瓦時、0.14 元/ 千瓦時?？紤]到陸上風電實施競爭配置，實際補貼水平還將降低，根據(jù)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(jù)業(yè)內(nèi)對于技術(shù)進步和成本變化的預期，光伏發(fā)電有望在“十四五”初期進入上網(wǎng)側(cè)全面平價階段，即“十四五”初期，技術(shù)產(chǎn)業(yè)成熟、市場發(fā)展快和未來應用潛力大的風電和光伏發(fā)電均將進入后補貼時代。

過去十多年來，國內(nèi)實施的可再生能源固定上網(wǎng)電價和費用補償機制是以經(jīng)濟性手段直接支持可再生能源發(fā)展，但后補貼時代的政策機制將大不同，既需創(chuàng)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(fā)展環(huán)境和可再生能源發(fā)展需求相匹配，以引導可再生能源實現(xiàn)有序、持續(xù)、健康發(fā)展。此外，電力體制改革也在同期推進，隨著電力市場化相關(guān)機制的實施，以及可再生能源電力電量在電力系統(tǒng)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(zhàn)。

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(fā)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(xiàn)貨市場方面，國內(nèi)的建設剛剛起步。

2019 年6 月底，我國第一批8 個現(xiàn)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(xiàn)貨市場于2019 年5月實施了國內(nèi)首次電力現(xiàn)貨市場結(jié)算。再考慮到第一批名單之外的省份尚無時間表，各個地區(qū)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(xiàn)貨市場，作為其參與電力市場的途徑之一，也應分區(qū)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(yōu)先出清，以實現(xiàn)優(yōu)先消納；在現(xiàn)貨市場成熟且穩(wěn)定運行后，新增可再生能源電力以報量報價的方式參與。

區(qū)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(jīng)驗以及國內(nèi)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(xié)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(xiàn)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(zhuǎn)為參與市場運行模式，則首先需要考慮和解決政策的連續(xù)性問題，例如，可考慮將其原來適用的固定電價轉(zhuǎn)為市場溢價模式或差價合約模式。當然，轉(zhuǎn)為新的模式運行也是需要前提條件的，要么現(xiàn)貨市場是實現(xiàn)完全競爭的成熟市場，要么在現(xiàn)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(guān)聯(lián)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(qū)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(qū)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(qū)采用的發(fā)電企業(yè)和用電企業(yè)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(fā)電全面實現(xiàn)去補貼，風、光成本與煤電相比具備經(jīng)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(xù)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(fā)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(xiàn)的競爭配置、全國排序、修正電價、預警管理等機制關(guān)鍵點在風、光實現(xiàn)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(wǎng)電價（2019 年8 月，吉林白城的光伏發(fā)電領(lǐng)跑獎勵激勵基地已經(jīng)出現(xiàn)低于當?shù)厝济簶藯U電價的報價），之后按照簽署購售電協(xié)議或者差價合約的模式實施。

后補貼時代規(guī)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(zhàn)。

規(guī)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(yè)品行業(yè)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(guī)模、布局等開發(fā)方面的規(guī)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(fā)規(guī)模上不能敞口發(fā)展，否則在經(jīng)過短期的快速增長后就將面臨新的瓶頸，存在市場和產(chǎn)業(yè)大起大落的風險。另一方面，也不能僅僅以年度電力系統(tǒng)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(guī)模，一方面支撐國家清潔能源轉(zhuǎn)型，另一方面推動制造業(yè)的良性發(fā)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(fā)規(guī)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(wǎng)企業(yè)并同步組織第三方機構(gòu)，持續(xù)開展?jié)L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(jié)果的機制，并以此作為風、光開發(fā)，可再生能源戰(zhàn)略規(guī)劃，項目建設政策設計和調(diào)整的基礎。具體項目開發(fā)的時空布局引導，通過競爭配置等市場化機制來實現(xiàn)。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(fā)揮長效和重要作用?？稍偕茉措娏ο{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(guī)定權(quán)重責任指標，加快形成可再生能源電力消費引領(lǐng)的氛圍，構(gòu)建供應側(cè)促進和消費側(cè)責任雙軌并行、共同發(fā)力的可再生能源電力發(fā)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(wǎng)條件，消納將是影響其發(fā)展速度和規(guī)模的最主要因素。通過合理調(diào)整（原則上逐年提升或至少不降低）消納責任權(quán)重指標，可營造滿足我國能源轉(zhuǎn)型需求的可再生能源電力電量持續(xù)增長空間，從而保障非化石能源占比近中長期目標的實現(xiàn)。

后補貼時代經(jīng)濟機制設計的建議

無補貼并不意味著沒有經(jīng)濟機制和政策，去除不合理的非技術(shù)成本是重點。

無補貼并不意味著沒有經(jīng)濟機制和政策，去除不合理的非技術(shù)成本是重點。其他國家的經(jīng)驗表明，在可再生能源具備成本競爭力后，與非技術(shù)成本相關(guān)的經(jīng)濟政策或機制更顯重要。如阿聯(lián)酋的光伏發(fā)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(lǐng)域企業(yè)負擔的12項措施，在后補貼時代應持續(xù)且強化執(zhí)行，以降低非技術(shù)成本尤其是去除不合理的非技術(shù)成本。如土地利用問題，目前部分地區(qū)仍存在違規(guī)或者收取不合理的可再生能源資源費、城鎮(zhèn)土地使用稅的現(xiàn)象，應明確可再生能源開發(fā)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(jīng)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(fā)電技術(shù)，在電力全面市場化的背景下，需要設計有效的經(jīng)濟機制支持其穩(wěn)步發(fā)展。新增項目通過該技術(shù)領(lǐng)域內(nèi)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(wǎng)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(fā)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(zhàn)。CWEA