隨著電力體制改革的逐步深入，風(fēng)電、光伏發(fā)電機(jī)組參與競價上網(wǎng)是大勢所趨，但市場化路徑及實現(xiàn)手段存在較大不確定性，且相關(guān)政策的定位為原則性、指導(dǎo)性意見，地方政府實際執(zhí)行情況差異性較大。本文整理了我國風(fēng)電、光伏發(fā)電現(xiàn)行電價形成機(jī)制及相關(guān)政策導(dǎo)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(dāng)是實現(xiàn)市場化競價的基本前提。
風(fēng)電、光伏發(fā)電現(xiàn)有電價形成機(jī)制以及競價上網(wǎng)的政策導(dǎo)向
（一）現(xiàn)有標(biāo)桿電價形成機(jī)制
國家發(fā)改委于2009年、2013年分別發(fā)布了《關(guān)于完善風(fēng)力發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》（發(fā)改價格[2009]1906號）、《關(guān)于發(fā)揮價格杠桿作用促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知》（發(fā)改價格[2013]1638號），明確了風(fēng)電、光伏發(fā)電按資源區(qū)域執(zhí)行標(biāo)桿上網(wǎng)電價的定價機(jī)制，該機(jī)制主要呈現(xiàn)以下特點：
1、分區(qū)域核定電價，依據(jù)當(dāng)?shù)刭Y源特點及建設(shè)成本劃分不同區(qū)域相應(yīng)核定上網(wǎng)標(biāo)桿電價，其中風(fēng)電分為四類資源區(qū)、光伏發(fā)電分為三類資源區(qū)。
2、新、舊項目“雙軌制”，即不同時點前后投產(chǎn)的機(jī)組執(zhí)行差異化電價。自2009年以來，發(fā)改委連續(xù)三次下調(diào)風(fēng)電標(biāo)桿電價、兩次下調(diào)光伏發(fā)電標(biāo)桿電價[1]，下調(diào)電價僅限于關(guān)鍵時點后核準(zhǔn)并投產(chǎn)的風(fēng)電、光伏發(fā)電機(jī)組項目，存量風(fēng)電、光伏發(fā)電項目仍執(zhí)行原上網(wǎng)電價。
3、電價組成“兩部制”。可再生能源標(biāo)桿電價分兩部分組成，一部分為當(dāng)?shù)亍懊弘姌?biāo)桿電價”，由當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)公司按月結(jié)算；另一部分為“電價補(bǔ)助”（風(fēng)電電價補(bǔ)助約0.2元/度，光伏發(fā)電電價補(bǔ)助為風(fēng)電的2-3倍），一般在項目投產(chǎn)并申請納入補(bǔ)助目錄后由財政部劃撥，資金來源于全國工、商業(yè)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(bǔ)貼基金缺口持續(xù)擴(kuò)大（公開市場預(yù)測2016年底達(dá)到600億元），“電價補(bǔ)助”的到位周期較長，拖欠期可達(dá)2年-3年。
如果把“雙軌制”與“兩部制”結(jié)合來看，同一地區(qū)關(guān)鍵時點前后投產(chǎn)的風(fēng)電、光伏發(fā)電項目差異化電價全部體現(xiàn)在“電價補(bǔ)助”部分。例如，內(nèi)蒙古赤峰地區(qū)，2015年前投產(chǎn)以及2016年核準(zhǔn)并投產(chǎn)的兩個風(fēng)電項目，標(biāo)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(biāo)桿電價”均為0.3035元/度，而“電價補(bǔ)助”分別為0.2065元/度、0.1665元/度。
綜上，我國現(xiàn)行的風(fēng)電、光伏發(fā)電標(biāo)桿電價形成機(jī)制較為復(fù)雜，但初衷是在綜合考慮項目所在地資源、設(shè)備造價、以及施工成本的基礎(chǔ)上，相應(yīng)核定標(biāo)桿電價以確保新建項目具備合理的利潤空間。當(dāng)部分區(qū)域建設(shè)規(guī)模增長過快，或?qū)嶋H發(fā)電成本出現(xiàn)下降，國家能源主管部門會相機(jī)動態(tài)調(diào)整標(biāo)桿電價以及補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)，以引導(dǎo)新建項目的合理投向并控制其超額利潤。
（二）競價上網(wǎng)的相關(guān)政策仍在不斷修改、探討中
自新電改“9號文”下發(fā)后，為理順可再生能源機(jī)組競價上網(wǎng)的市場化路徑并促進(jìn)其平穩(wěn)過渡，2015年、2016年，能源主管部門先后下發(fā)了《關(guān)于有序放開發(fā)用電計劃工作的通知》、《電力中長期交易基本規(guī)則（試行）》、《關(guān)于做好風(fēng)電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》等多個文件，明確了風(fēng)電、光伏發(fā)電作為最后放開發(fā)用電計劃的發(fā)電子行業(yè)，并要求在計劃電量內(nèi)保障現(xiàn)有電價水平。
2017年以前，公開市場普遍預(yù)期可再生能源發(fā)電電價將隨著發(fā)用電計劃的逐步放開，從“兩部制”固定電價過渡到“煤電標(biāo)桿電價”部分進(jìn)行市場化競價、“電價補(bǔ)助”保持不變的方式。
2017年1月，三部委聯(lián)合下發(fā)《關(guān)于試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認(rèn)購交易制度的通知》（發(fā)改能源[2017]132號），擬自2017年7月起在全國范圍內(nèi)試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)和自愿認(rèn)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(qiáng)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(bǔ)助”部分將以“綠色證書”形式率先進(jìn)行市場競價，與之前市場預(yù)期存在一定差異。
2017年5月，國家能源局發(fā)布了《關(guān)于開展風(fēng)電平價上網(wǎng)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(fēng)電平價上網(wǎng)示范項目，并明確示范項目不再發(fā)放財政補(bǔ)貼或核定綠色證書，為實現(xiàn)“兩部制”電價向“單一”電價機(jī)制過度鋪路。
可再生能源市場化過程中的主要矛盾
（一）地方政府主導(dǎo)的“上網(wǎng)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(fā)的競價文件仍多為原則性、指導(dǎo)性文件，而由于電力體制改革細(xì)則的制定者及執(zhí)行者為地方政府，不同區(qū)域可再生能源實際競價模式差異性較大。個別地區(qū)假“競價上網(wǎng)”之名，限制可再生能源發(fā)電量、對競價市場切割（要求火電與火電競價、風(fēng)電與風(fēng)電競價）、強(qiáng)制風(fēng)電讓利當(dāng)?shù)鼗痣姡淹耆畴x了市場化競價的初衷。
（二）現(xiàn)有電價形成機(jī)制較為復(fù)雜，實現(xiàn)競價上網(wǎng)需協(xié)調(diào)多方利益，面臨矛盾重重。
由于現(xiàn)有“兩部制”以及“雙軌制”電價形成機(jī)制較為復(fù)雜，要實現(xiàn)風(fēng)電、光伏發(fā)電全電量競價上網(wǎng)，須協(xié)調(diào)多方利益，并解決以下問題：
1、新、舊機(jī)組“雙軌制”電價矛盾如何調(diào)節(jié)。我國“雙軌制”電價的初衷是在設(shè)備成本下降的大趨勢下保護(hù)行業(yè)先行者的合理利益，已經(jīng)投產(chǎn)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(biāo)桿電價”及“電價補(bǔ)助”部分如何分別實現(xiàn)競價尚須進(jìn)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(xì)則仍在反復(fù)研究。
3、風(fēng)電、光伏發(fā)電兩行業(yè)度電成本差異較大。光伏發(fā)電度電成本約為風(fēng)電的兩倍，若兩種電源同時參與市場競價，將對光伏發(fā)電行業(yè)產(chǎn)生明顯不利影響。
4、各地區(qū)交叉補(bǔ)貼問題。在現(xiàn)行可再生能源補(bǔ)貼機(jī)制下，存在東部的工商業(yè)用戶補(bǔ)貼西部風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)的現(xiàn)象。由于各地區(qū)電力市場化改革模式及進(jìn)度存在一定差異，很可能導(dǎo)致原跨區(qū)域補(bǔ)貼機(jī)制失效。
5、面臨政府失信問題。2013年8月，發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于發(fā)揮價格杠桿作用促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知》（發(fā)改價格[2013]1638號），明確指出“光伏發(fā)電項目自投入運營執(zhí)行標(biāo)桿上網(wǎng)電價或電價補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)，期限原則上為20年”。2016年底，發(fā)改委下發(fā)了《關(guān)于完善陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價政策的通知》（討論稿），指出“陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電項目自投運期執(zhí)行標(biāo)桿上網(wǎng)電價或電價補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)，期限原則上為20年”。目前，風(fēng)電運營商在項目可研階段開展經(jīng)濟(jì)可行性分析時，均是基于現(xiàn)行電價模式保持20年不變的前提，若現(xiàn)行標(biāo)桿電價及補(bǔ)貼政策出現(xiàn)較大不利變化，政府會面臨信任危機(jī)。
度電成本是可再生能源“競價上網(wǎng)”的關(guān)鍵
度電成本即電力生產(chǎn)企業(yè)每一度電所攤銷的成本，包括固定成本（固定資產(chǎn)折攤及財務(wù)費用等）及可變成本（原材料成本以及其他費用等）兩部分。風(fēng)電、光伏發(fā)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(jī)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(fēng)電、光伏發(fā)電、火電機(jī)組的度電成本均與發(fā)電量成反比。
在新能源設(shè)備造價下降、煤價上漲、火電機(jī)組發(fā)電小時下跌的大環(huán)境下，部分可再生能源消納情況較好、火電發(fā)電小時較低、煤價較高的東部及南部地區(qū)，風(fēng)電的度電成本已接近或低于當(dāng)?shù)鼗痣姷亩入姵杀荆邆淞恕案們r上網(wǎng)”的客觀條件。而在煤炭資源富集的西部地區(qū)，由于低煤價、限電問題（寧夏、新疆、甘肅等地區(qū)可再生能源限電形勢更為嚴(yán)峻，棄風(fēng)、棄光率均在30%以上），風(fēng)電、光伏發(fā)電機(jī)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(shù)進(jìn)度必然帶來成本的下降，西北部地區(qū)的風(fēng)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(qū)1.33億千瓦熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組進(jìn)行調(diào)峰性改造，西北部地區(qū)火電高利用小時數(shù)難以為繼。本文基于上述考慮，在特定約束條件下對內(nèi)蒙地區(qū)火電、風(fēng)電度電成本重新測算。經(jīng)測算，在火電利用小時數(shù)下降10%、風(fēng)電發(fā)電量全額消納、項目總造價下降10%的情景下，風(fēng)電的度電成本與火電相當(dāng)。