稳定行业收益预期 支持绿电加快发展

近期随着“3060双碳”、提升非化石能源在一次能源消费中占比、构建以新能源为主体的新型电力系统等新战略目标的提出，风光必须成为加快能源绿色转型、近期增量替代、未来存量替代的主力。根据2025年非化石能源在一次能源消费中占比20%的目标测算，“十四五”末期风光累计装机预期在10亿千瓦左右。在风光完全去补贴、年新增装机可能近上亿千瓦的形势下，明确的电价机制支持是风光为主的新能源大规模、高比例、高质量、市场化发展的必要政策保障。

6月11日，《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知（发改价格〔2021〕833号》（以下简称“文件”）在官网正式公布，体现了明确电价水平、稳定收益预期、支持绿电发展的思路。

风光市场规模化发展、实现去补贴得益于有效电价机制。

2006年正式实施的《可再生能源法》明确了“按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定上网电价”、适时调整上网电价水平、招标定价等可再生能源定价原则。

其后，国家价格主管部门对风电和光伏发电陆续制定了分资源区陆上风电、分资源区光伏电站、分布式光伏、海上风电的标杆电价或固定度电补贴政策，并根据风光成本下降情况实施电价补贴退坡机制。稳定的电价机制、定期调整的电价水平对风光市场规模扩大和发展起到了至关重要的作用，有效促进了技术进步、产业升级、成本下降，使陆上风电、光伏发电具备去补贴的能力和条件。

2021年新建项目执行燃煤基准价，稳定收益预期。

2021年除了户用光伏外，风光全面实现中央财政电价补贴退出。文件明确2021年新备案的集中式光伏电站和分布式光伏项目、新核准的陆上风电项目执行当地燃煤发电基准价，即无论是保障性并网项目，还是市场化并网项目，统一执行燃煤发电基准价，新增项目全部平价上网，不需要竞价，收益预期更清晰。燃煤发电基准价直接作为上网电价提供了项目经济性评价的边界，企业可根据项目情况、其他政策条件，进行具体评估和投资决策。

根据2021年上半年风光投资水平，按照25年合理利用小时数内的电量以燃煤发电基准价上网测算，全国各地区的资本金收益率有一定的差别，但总体上平均收益率风电在9%左右，光伏发电在8%左右。这可视作投资项目的基本收益，风光项目还可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，交易用户为绿电属性付费，体现绿电价值。

政策协同推进平价风光持续发展，助力构建新型电力系统。

2021年的可再生能源电力消纳责任权重、风光开发建设、新能源电价政策在近一个月内集中出台，各政策各有侧重，规范和支持角度不同。消纳责任权重原则上明确了各省份2021年需要新增核准和备案的保障性并网风光规模，相当于给出了市场规模的最低限；开发建设政策提出建立消纳责任权重引导、并网多元保障、保障性并网项目竞争性配置等机制，明确了重点任务和项目建设相关规定；电价政策则给出清晰的价格信号，从而吸引投资，推动项目开发企业投资建设。

总体看，这些政策相互衔接，构成促进无补贴时代风光行业持续良性发展的政策体系，助力实现“3060双碳”和能源转型目标。

（作者单位：中国宏观经济研究院能源研究所）