新能源价格政策的历史
价格政策是支持可再生能源电力发展的核心和基石。我国可再生能源电价机制发展历程可分为两个阶段。一是标杆电价阶段。我国自2006年《可再生能源法》实施以来，逐步建立了风电、光伏发电等可再生能源发电标杆电价制度，即分几类资源区、逐步退坡的上网电价政策；二是平价阶段。风光发电在保量的情况下，上网电价可达到燃煤标杆电价，实现发电侧平价。2019年，国家发改委印发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，启动了平价上网试点项目建设。国家发改委2021年印发的《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》提出，2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网；2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行。新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。2022年，国家发改委印发《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》，提出2022年新建风电、光伏发电项目延续执行平价上网政策。
在新能源消纳方面，2016年，国家发改委印发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，提出可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分，并在《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》中，确定了部分存在弃风、弃光问题地区规划内的风电和光伏最低保障收购年利用小时数。
可以说，新能源电量主要分为两部分：一是政府全额收购部分，即国家全额保障消纳的部分；二是保障性消纳+市场化交易部分。对于核定最低保障收购年利用小时数的地区，主要是东北、西北等弃风、弃光较严重的地区，保障小时数内对应的电量执行相应资源区的指导价，保障小时数外的部分由市场化方式形成价格。以国网区域为例，2021年，国网经营区消纳新能源电量7786亿千瓦时，其中，政府收购+保障消纳部分5473亿千瓦时，占比71%，这一部分电量执行平价上网价格；新能源市场化交易电量为2313亿千瓦时，占比29%，这部分电量由市场形成价格。
新能源在电力市场中的问题
在政府全额保障消纳新能源的模式下，新能源的收益获得有力保障。2021年前并网的新能源机组可以获得“煤电基准价+补贴”，2021年以后并网的机组实行平价上网，仅获得“煤电基准价”。电力市场模式下，常规火电可以获得电量、容量和辅助服务收入，即灵活性收入。与常规电源相比，新能源难以为电力系统提供容量、辅助服务价值，因而在电力市场中只能获得电能量部分的收入。
以已经开展电力现货市场的山西为例，去年，该省风电、光伏市场交易结算价格每度电约为0.26元，火电结算价格每度电约为0.32元。随着火电价格上浮比例打开，风电、光伏价格与火电之间的差距还在进一步拉大。可以说，现货市场进一步放大了这一趋势，导致现有模式下的现货市场在面对高比例新能源时，极端价格频频出现。例如，甘肃电力现货市场较多时段按照最高、最低限价出清；山西电力现货运行中，出现长时间零电价出清的情况。所以，如何保障其在市场中的收益和健康发展，是新能源进入市场必须考虑的问题。
新能源绿色价值的回收
新能源实现平价上网和进入市场后，其绿色价值回收问题更需引起重视。新能源的主要价值包括电能量价值和绿色价值两部分，其中绿色价值是新能源相对于常规能源最大的优势。在电力市场交易的标准产品，不仅是电能量，是“可靠稳定的电能量”，能提供完整的“电能量价值+容量价值+灵活性价值”电力产品的电源才能拿走完整电价。因此，新能源只能拿走电能量部分。同时，市场内新能源的数量越多，容量价值和灵活性价值就越稀缺，价格也会越高，常规电源能拿走的部分也就越多。在此背景下，新能源在电力市场中的竞争力就会比较低，只能寄希望于通过体现自身绿色价值这一优势，来获得自身合理收益。
相关部门提出，至少到2030年以前，新能源要全部进入电力市场，同时还要保障新能源快速发展和消纳。要实现这一目标，就必须保障新能源进入电力市场后有渠道获得合理回报，能基本取得预期收益，否则就无法拉动投资。
因此，建议相关部门通过制度手段，创造全社会购买绿色电力的需求。靠企业自愿购买绿电和绿证很难实现上述目标。目前，无论是绿证还是绿电，成交量都很低。只有创造对绿电稳定的需求，才能真正形成价格，新能源才有希望通过自己的优势获得稳定收益。
来源：全国能源信息平台
