中国储能网讯：为稳定新能源收益预期，促进新能源规模发展，避免新能源大规模入市后现货价格下行，同时又避免新能源利润空间过大，建议根据各类型新能源投资水平，合理确定新能源兜底电量及其价格，并分存量和增量分别计算兜底电价。

  近年来，我国可再生能源快速发展，截至2024年6月底，全国可再生能源装机规模达16.53亿千瓦，占总装机的53.8%，其中，风电和光伏装机达11.8亿千瓦已超过煤电装机。与此同时，技术进步和规模效益的带动，有力推动了可再生能源发电成本的快速下降，为合理反映发电成本、有效降低全社会用电价格，有必要积极探索相关价格机制，着力推动可再生能源的健康有序发展。

国外可再生能源价格机制

  市场机制

  英国的差价合约制度通过发电商和用户签订远期合同中确定的合约电价规避批发价格波动，以鼓励对可再生能源项目的投资。当市场价格低于合同价格时，可再生能源发电商获得差额价格结算收益，当市场价格高于合同价格时，发电商偿还差额收益，确保可再生能源发电企业收益稳定。

  德国的发电招标制度，是指要求750千瓦以上的可再生能源发电项目必须参加德国网络署的招标程序，监管机构以总容量招标，法定补贴率变为竞争补贴率，发电成本低的发电商在招标拍卖中更容易中标，有效减轻了补贴可再生能源发电的压力。

  财政激励

  德国在可再生能源发展的不同阶段，通过可再生能源法更新制定包括固定上网电价、溢价补贴等的财政激励政策。固定电价机制是指电网公司必须按照规定的上网价格收购新能源发电商的全部发电量，该制度的期限一般在15到25年。固定电价机制能够保障可再生能源发电商获得相对稳定的收益。市场溢价机制即度电补贴，指在电力市场价格基础上给可再生能源一定的电价补贴，既考虑了可再生能源成本的补贴问题，又与电力市场挂钩。

  配额制及配套市场体系

  美国强制绿色电力市场的核心政策是配额制。配额制具体内容包括配额比例、履约时间、责任实体、可再生能源技术要求、绿证考核机构及方式、惩罚措施等。可再生能源机组参与电能量市场出售电能并获取相应数量的绿色证书，同时通过在绿证市场与承担配额义务的市场主体进行证书交易按照市场绿证价格获取绿证收益，绿证的价格则由市场决定。配额制与绿证市场相互配合，各自分工明晰，协调运行。

我国可再生能源价格发展情况

  电价发展历史

  按照可再生能源电价管理方式不同，我国可再生能源电价发展过程主要分为4个阶段：

  审批电价和招标并存阶段（2003-2010年）：这一阶段部分项目通过国家或省（区、市）审批确定上网电价。同时还开展发电特许权招标，以中标价格作为上网电价，包括：2003-2007年五批陆上风电特许权招标，2009年和2010年两批光伏发电项目特许权招标，2010年一批海上风电特许权招标。

  标杆电价阶段（2006-2018年）：这一阶段按照“准许成本+合理收益”原则，基于新能源发电行业平均投资预测，制定不同类型新能源发电项目的电价水平。2006年制定沼气发电标杆电价，2009年起制定陆上风电标杆电价，2010年制定农林生物质发电标杆电价，2011年起制定光伏发电标杆上网电价，2012年制定垃圾焚烧发电标杆电价，2014年起制定海上风电标杆电价。

  指导价阶段（2019-2020年）：2019年起将集中式光伏、风电标杆上网电价调整为指导价。风电、光伏发电通过竞争性配置确定上网电价，且上网电价不得高于国家明确的指导价。

  平价阶段（2021年起）：2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。海上风电、光热发电上网电价由当地省级价格主管部门制定。2022年起，对新备案户用分布式光伏项目，中央财政不再补贴。

  新能源参与现货市场情况

  （1）山东

  目前山东新能源参与市场模式为可选择主动入市或不入市，入市与未入市新能源收入差异主要体现在电能量收入、容量补偿费用、分摊与补偿费用三方面上。电能量收益方面，未入市项目按90%基准价结算+10%现货价格结算；入市项目按100%现货价格结算+中长期差价结算。容量补偿方面，新能源入市项目按100%容量予以补偿，未入市项目按10%容量予以补偿。费用分摊方面，入市机组不需分摊机组启停费用与特殊机组必开费用。

  （2）甘肃

  甘肃新能源参与电力市场的模式以中长期为主（强制要求年度中长期电量比例不低于90%），现货为辅。在中长期交易方面，中长期交易作为结算依据，不作为调度执行依据，体现金融属性，在现货交易方面，新能源采取“报量不报价”方式，保证优先出清。日前市场出清电量与中长期合约分解电量的偏差，以及实时市场与日前市场出清电量的偏差按照节点电价进行偏差结算。

  （3）广东

  220千伏及以上电压等级的新能源发电主体按照“基数电量+现货偏差结算”的机制全电量参与市场，2024年起可同时参与现货交易和绿电交易。10%现货电量以外，未参与绿电交易的部分作为基数合约电量以不含补贴的批复上网电价执行，参与绿电交易的部分按合同约定价格执行，其中绿电交易部分电量最多占比30%。新能源交易单元以报量报价的形式参与现货市场，全电量出清。

  竞争性配置电价存在的问题

  竞争性配置上网电价机制本质上是通过招标拍卖的方式，形成全寿命周期内的固定上网电价。该机制以市场化方式竞争形成上网电价，实现降低补贴规模和对冲电力市场价格风险的双重目的。虽然这种机制可以有效降低用电成本，但也存在一些问题。

  一是存在非理性极端低价。目前，从各省区发布的海上风电竞争配置办法来看，电价竞争、产业带动、技术方案等都是常见的竞配要素，其中，申报电价这一要素均占据了较大比重。2022年7月，福建省发改委公示70万千瓦的连江外海项目优先中选企业，中标电价为0.193元/千瓦时，创国内海上风电项目中标电价新低。但2022年8月该项目的中选企业放弃中选资格，根本原因很可能是低电价难以保障项目达到预期收益率。除了可能导致弃标外，在竞争性配置招标中，竞争者牺牲收益率来换取新能源装机占比，靠低价抢占资源，还可能导致项目业主在后期项目建设中极限压低成本，从而引发产品质量问题，埋下安全隐患。

  二是电价机制灵活性不足。竞争性配置上网电价机制政策灵活性一般，未与电力现货市场形成有效衔接。发电集团递交的竞标价格依赖于其在开发期间对项目未来收入及成本的认知，由于回报周期太长，面临的不确定性非常突出。最终，中标价格已完全脱钩于任何市场电价，项目业主必须接受现货电价与中标电价背道而驰的风险。同时，一旦中标，就必须履行15年甚至更长周期，缺乏灵活性。

  价格机制设计建议

  新能源随机性、波动性明显，参与电力市场后易面临收益不稳定问题。同时，新能源固定成本高约占总发电成本的95%，边际成本低，报量报价参与现货市场后，不仅会降低现货价格，也会使其自身成本回收面临风险，最终制约新能源装机的稳定增长。为稳定新能源收益预期，促进新能源规模发展，避免新能源大规模入市后现货价格下行，同时又避免新能源利润空间过大，建议：

  一是根据各类型新能源投资水平，合理确定新能源兜底电量及其价格。兜底部分以内电量实行“保价保量”收购；兜底部分以外电量由市场化机制进行结算，并激励新能源多发电量在现货市场获得更多收益，以替代补贴。以此稳定新能源基本量价预期，确保项目收益的稳定性，激励新能源投资。

  二是分存量和增量分别计算兜底电价。对于存量项目，考虑建设时项目成本相对较高，可按当前不含补贴的批复上网电价（0.453元/千瓦时）作为兜底电价。对于增量平价项目，随着技术进步建设成本下降空间较大，建议经科学测算后适当降低批复上网电价，并以新的批复上网电价作为兜底电价。