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隨著電力體制改革的逐步深入，風電、光伏發電機組參與競價上網是大勢所趨，但市場化路徑及實現手段存在較大不確定性，且相關政策的定位為原則性、指導性意見，地方政府實際執行情況差異性較大。
本文整理了我國風電、光伏發電現行電價形成機制及相關政策導向，探討競價過程中面臨的主要矛盾，并指出與火電度電成本相當是實現市場化競價的基本前提。最后，筆者認為在電力市場化改革中，可再生能源電價市場化過程切不可操之過急，應以保證政策的持續性及已投產電源合理盈利水平為前提，妥善制定平穩過渡方案，逐步實現可再生能源電價全電量競價上網的最終目標。
3、電價組成“兩部制”
注：本模型相關參數取值為①普通燃煤火電機組單位投資為4元/瓦，風電機組為8元/瓦，固定資產折舊年限15年;②項目總投資中80%為債務性資金，借款利率為5%；③火電、風電機組上網小時取各地區2016年機組平均上網小時數；④福建標煤價格按防城港5500大卡折算820元/噸（2017年2月末），內蒙古標煤價格按包頭市5600大卡煤價折算575元/噸，度電煤耗按300g/度；⑤不考慮維修、銷售、管理費用等
本文整理了我國風電、光伏發電現行電價形成機制及相關政策導向，探討競價過程中面臨的主要矛盾，并指出與火電度電成本相當是實現市場化競價的基本前提。最后，筆者認為在電力市場化改革中，可再生能源電價市場化過程切不可操之過急，應以保證政策的持續性及已投產電源合理盈利水平為前提，妥善制定平穩過渡方案，逐步實現可再生能源電價全電量競價上網的最終目標。
一、風電、光伏發電現有電價形成機制以及競價上網的政策導向
（一）現有標桿電價形成機制
國家發改委于2009年、2013年分別發布了《關于完善風力發電上網電價政策的通知》（發改價格[2009]1906號）、《關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》（發改價格[2013]1638號），明確了風電、光伏發電按資源區域執行標桿上網電價的定價機制，該機制主要呈現以下特點：
1、分區域核定電價，依據當地資源特點及建設成本劃分不同區域相應核定上網標桿電價，其中風電分為四類資源區、光伏發電分為三類資源區。
表1：風電、光伏發電資源區分類
2、新、舊項目“雙軌制”，即不同時點前后投產的機組執行差異化電價。自2009年以來，發改委連續三次下調風電標桿電價、兩次下調光伏發電標桿電價[1]，下調電價僅限于關鍵時點后核準并投產的風電、光伏發電機組項目，存量風電、光伏發電項目仍執行原上網電價。
表2：不同時點核準、投產的風力發電項目的標桿電價
單位：元/kwh
表3：不同時點核準、投產的光伏發電項目的標桿電價
單位： 元/kwh
3、電價組成“兩部制”
可再生能源標桿電價分兩部分組成，一部分為當地“煤電標桿電價”，由當地電網公司按月結算；另一部分為“電價補助”（風電電價補助約0.2元/度，光伏發電電價補助為風電的2-3倍），一般在項目投產并申請納入補助目錄后由財政部劃撥，資金來源于全國工、商業用戶上繳的可再生能源附加費（0.019元/度）。近年來，由于可再生能源補貼基金缺口持續擴大（公開市場預測2016年底達到600億元），“電價補助”的到位周期較長，拖欠期可達2年-3年。
如果把“雙軌制”與“兩部制”結合來看，同一地區關鍵時點前后投產的風電、光伏發電項目差異化電價全部體現在“電價補助”部分。例如，內蒙古赤峰地區，2015年前投產以及2016年核準并投產的兩個風電項目，標桿電價分別為含稅0.51元/度、0.47元/度，其中兩個項目“煤電標桿電價”均為0.3035元/度，而“電價補助”分別為0.2065元/度、0.1665元/度。
綜上，我國現行的風電、光伏發電標桿電價形成機制較為復雜，但初衷是在綜合考慮項目所在地資源、設備造價、以及施工成本的基礎上，相應核定標桿電價以確保新建項目具備合理的利潤空間。當部分區域建設規模增長過快，或實際發電成本出現下降，國家能源主管部門會相機動態調整標桿電價以及補貼標準，以引導新建項目的合理投向并控制其超額利潤。
（二）競價上網的相關政策仍在不斷修改、探討中
自新電改“9號文”下發后，為理順可再生能源機組競價上網的市場化路徑并促進其平穩過渡，2015年、2016年，能源主管部門先后下發了《關于有序放開發用電計劃工作的通知》、《電力中長期交易基本規則（試行）》、《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》等多個文件，明確了風電、光伏發電作為最后放開發用電計劃的發電子行業，并要求在計劃電量內保障現有電價水平。
2017年以前，公開市場普遍預期可再生能源發電電價將隨著發用電計劃的逐步放開，從“兩部制”固定電價過渡到“煤電標桿電價”部分進行市場化競價、“電價補助”保持不變的方式。
2017年1月，三部委聯合下發《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》（發改能源[2017]132號），擬自2017年7月起在全國范圍內試行可再生能源綠色電力證書核發和自愿認購，并從2018年起啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易。該政策明確了可再生能源“兩部制”電價中，“電價補助”部分將以“綠色證書”形式率先進行市場競價，與之前市場預期存在一定差異。
2017年5月，國家能源局發布了《關于開展風電平價上網示范工作的通知》（國能綜通新能[2017]19號），要求各省市組織申報1-2個風電平價上網示范項目，并明確示范項目不再發放財政補貼或核定綠色證書，為實現“兩部制”電價向“單一”電價機制過度鋪路。
二、可再生能源市場化過程中的主要矛盾
（一）地方政府主導的“上網競價”模式差異化較大、利益劃分意圖明顯
截至目前，國家能源主管部門下發的競價文件仍多為原則性、指導性文件，而由于電力體制改革細則的制定者及執行者為地方政府，不同區域可再生能源實際競價模式差異性較大。個別地區假“競價上網”之名，限制可再生能源發電量、對競價市場切割（要求火電與火電競價、風電與風電競價）、強制風電讓利當地火電，已完全背離了市場化競價的初衷。
例如，2015年底，為解決火電企業經營困難，云南工信委下發文件要求當地風電企業按照60%的收益對火電企業給予補償；2016年6月，蒙西電網首次電力無限價掛牌交易中，40家火電及16家風電企業參與競價，火電企業確定上網電價約為0.1584元/千瓦時，風電企業上網電價僅為0.05元/千瓦時。
（二）現有電價形成機制較為復雜，實現競價上網需協調多方利益，面臨矛盾重重
由于現有“兩部制”以及“雙軌制”電價形成機制較為復雜，要實現風電、光伏發電全電量競價上網，須協調多方利益，并解決以下問題：
1、新、舊機組“雙軌制”電價矛盾如何調節。我國“雙軌制”電價的初衷是在設備成本下降的大趨勢下保護行業先行者的合理利益，已經投產的高成本電站參與競價必將處于不利地位。
2、電價中“煤電標桿電價”及“電價補助”部分如何分別實現競價尚須進一步探討。目前綠色證書、配額制等政策仍在探索階段，其中配額制已提出近十年，具體操作細則仍在反復研究。
3、風電、光伏發電兩行業度電成本差異較大。光伏發電度電成本約為風電的兩倍，若兩種電源同時參與市場競價，將對光伏發電行業產生明顯不利影響。
4、各地區交叉補貼問題。在現行可再生能源補貼機制下，存在東部的工商業用戶補貼西部風電、光伏發電企業的現象。由于各地區電力市場化改革模式及進度存在一定差異，很可能導致原跨區域補貼機制失效。
5、面臨政府失信問題。2013年8月，發改委發布了《關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》（發改價格[2013]1638號），明確指出“光伏發電項目自投入運營執行標桿上網電價或電價補貼標準，期限原則上為20年”。2016年底，發改委下發了《關于完善陸上風電、光伏發電上網標桿電價政策的通知》（討論稿），指出“陸上風電、光伏發電項目自投運期執行標桿上網電價或電價補貼標準，期限原則上為20年”。目前，風電運營商在項目可研階段開展經濟可行性分析時，均是基于現行電價模式保持20年不變的前提，若現行標桿電價及補貼政策出現較大不利變化，政府會面臨信任危機。
三、度電成本是可再生能源“競價上網”的關鍵
度電成本即電力生產企業每一度電所攤銷的成本，包括固定成本（固定資產折攤及財務費用等）及可變成本（原材料成本以及其他費用等）兩部分。風電、光伏發電度電成本中固定成本占比70%以上，對于期初總投資的敏感度較高；火電機組度電成本中50%-70%左右為原材料成本，對煤炭價格的敏感度較高；此外，風電、光伏發電、火電機組的度電成本均與發電量成反比。
本文選擇了福建、內蒙古的燃煤火電、風電機組進行度電成本對比。福建省為我國火電與風電度電成本差距最小的地區，當地風機利用小時數處于全國最高水平（2016年2503小時），而火電機組利用小時較低（2016年3161小時）、電煤成本較高，經測算2016年福建省新建風電度電成本（約為0.34元）已高于當地火電機組（約為0.39元），具備了平價上網的客觀條件。內蒙古地區雖然風能資源較好，但受限電影響風機利用小時處于低位（2016年1830小時），度電成本（約為0.465元）與受益于低煤價的火電機組相比（約0.265元）不具備優勢。
表4：福建、內蒙新投產火電、風電機組度電成本比較
注：本模型相關參數取值為①普通燃煤火電機組單位投資為4元/瓦，風電機組為8元/瓦，固定資產折舊年限15年;②項目總投資中80%為債務性資金，借款利率為5%；③火電、風電機組上網小時取各地區2016年機組平均上網小時數；④福建標煤價格按防城港5500大卡折算820元/噸（2017年2月末），內蒙古標煤價格按包頭市5600大卡煤價折算575元/噸，度電煤耗按300g/度；⑤不考慮維修、銷售、管理費用等
在新能源設備造價下降、煤價上漲、火電機組發電小時下跌的大環境下，部分可再生能源消納情況較好、火電發電小時較低、煤價較高的東部及南部地區，風電的度電成本已接近或低于當地火電的度電成本，具備了“競價上網”的客觀條件。而在煤炭資源富集的西部地區，由于低煤價、限電問題（寧夏、新疆、甘肅等地區可再生能源限電形勢更為嚴峻，棄風、棄光率均在30%以上），風電、光伏發電機組度電成本較火電相比并無競爭力。
我國將力爭在2020年前根本性解決可再生能源消納問題，考慮到新能源技術進度必然帶來成本的下降，西北部地區的風電度電成本具備較大下降空間。而“十三五”期間我國將對“三北”地區1.33億千瓦熱電聯產機組進行調峰性改造，西北部地區火電高利用小時數難以為繼。本文基于上述考慮，在特定約束條件下對內蒙地區火電、風電度電成本重新測算。經測算，在火電利用小時數下降10%、風電發電量全額消納、項目總造價下降10%的情景下，風電的度電成本與火電相當。
表5：特定約束條件下內蒙古火電、風電度電成本比較
單位：元/kwh
四、筆者對可再生能源電價市場化路徑的建議
從行業發展趨勢來看，強制推行綠色證書、配額制、平價上網等政策，逐步退出對風電、光伏發電等可再生能源的補貼是必然結果。從實際可操作性來看，我國東、南部地區的可再生能源項目確已具備與當地燃煤火電機組“平價上網”的能力。但同時筆者建議，在推行相關政策的過程中，一是要妥善制定平穩過渡方案，維護政策的持續性并保障已投產項目合理盈利能力；二是要打破地方政府對燃煤火電企業的保護，實現全部電源在同一市場公開、公平的競價，讓風電、光伏發電利用其低邊際成本的優勢贏得跟火電行業的競爭，爭取更多的發電權。
筆者建議分五步來實現可再生能源競價上網的平穩過度方案：
第一、已投產多年項目保持現有電價形成機制不變，“財政補助”按原水平發放，“煤電標桿電價”部分逐步參與市場競價。
第二、新投產、暫未納入補貼目錄的項目，可自愿放棄“財政補助”，選擇以出售“綠色證書”的形式獲得收入，已投產項目“財政補助”仍按原水平發放，“煤電標桿電價”完全參與市場競價。
第三、待綠證市場及配額制機制完善后，“綠色證書”替代所有已投產項目的“財政補助”，在綠證認購市場進行市場化競價；燃煤標桿電價部分與當地所有電源開展競價。由于不同時點投產的機組“財政補助”的差距較大，建議充分關注該方案對已投產多年機組產生的不利影響。
第四、逐步減少執行“兩部制”電價的新建項目，行業新增規模主要用于支持具備明顯成本優勢、在“單一”電價模式下也可以參與市場化競價的風電、光伏發電項目，存量項目“兩部制”電價與增量項目“單一”電價模式并行。
第五、存量項目運營期達到一定年限后（政策為20年，可以探討縮減年限），不再為其頒布綠色證書，從而實現存量與增量項目“雙軌制”并軌。
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