自2006年可再生能源法实施以来，我国可再生能源，尤其是以风、光为代表的可再生能源电力在技术、产业、市场方面发展迅速，成本大幅度下降。2018年，商品化可再生能源在一次能源消费中占比达到12.5%，为我国能源革命和能源转型打下了良好基础，也为全球可再生能源发展和迈向低碳发展道路做出贡献。

“十四五”初期风、光等成熟可再生能源有望进入后补贴时代

我国政府在能源、可再生能源、风能、太阳能等的“十三五”发展系列规划中提出了2020年风电实现与燃煤同平台竞争、光伏发电实现销售侧平价的目标。2016年以来，国家陆续采取了推动风、光等成熟可再生能源成本和电价下降的措施与行动，包括实施电价补贴退坡、启动风电和光伏发电平价示范、推进风电和光伏电站招标、启动分布式发电市场化交易、提出减轻可再生能源企业负担的12条措施、建立和实施可再生能源电力消纳保障机制和绿色证书自愿认购交易机制等。

2019年，风电全面通过竞争配置确定项目业主和上网电价，光伏发电则实施了除户用光伏、光伏扶贫项目外的全面竞价机制，按照补贴资金总量控制、地方组织竞争配置、全国统一排序确定光伏建设项目。同时规模化启动风电和光伏发电无补贴平价上网项目建设，并制定8项支持政策。根据2019年的指导价，新增陆上风电、光伏发电的上网电价与燃煤发电电价加权相差分别约0.1元/千瓦时、0.14元/千瓦时。考虑到陆上风电实施竞争配置，实际补贴水平还将降低，根据最新风电电价政策，2021年新建陆上风电项目的电价补贴将全面退出。

2019年，光伏项目竞价项目的平均补贴水平仅为0.065元/千瓦时。根据业内对于技术进步和成本变化的预期，光伏发电有望在“十四五”初期进入上网侧全面平价阶段，即“十四五”初期，技术产业成熟、市场发展快和未来应用潜力大的风电和光伏发电均将进入后补贴时代。

过去十多年来，国内实施的可再生能源固定上网电价和费用补偿机制是以经济性手段直接支持可再生能源发展，但后补贴时代的政策机制将大不同，既需创新的政策机制，也要考虑与既往可再生能源以及届时能源电力发展环境和可再生能源发展需求相匹配，以引导可再生能源实现有序、持续、健康发展。

此外，电力体制改革也在同期推进，随着电力市场化相关机制的实施，以及可再生能源电力电量在电力系统中的占比不断扩大，后补贴时代也是可再生能源逐步并最终全面参与电力市场竞争的时代。多方面、多维度、不确定的因素，是可再生能源政策机制设计和实施面临的更大挑战。

后补贴时代可再生能源参与电力市场的建议

充分考虑可再生能源参与电力市场的渐进性和条件性。无论从可再生能源发展阶段的国际对比看，还是就我国电力体制改革方向而言，可再生能源参与电力市场既是未来趋势，也是渐进的过程。如在电力现货市场方面，国内的建设刚刚起步。

2019年6月底，我国第一批8个现货市场建设进入全面试运行阶段。其中，第一个启动的南方电力现货市场于2019年5月实施了国内首次电力现货市场结算。再考虑到第一批名单之外的省份尚无时间表，各个地区的进程、特点、效果可能千差万别。可再生能源电力未来参与现货市场，作为其参与电力市场的途径之一，也应分区域、分步骤进行。在先期阶段，建议可再生能源电力以报量（即报曲线）不报价的方式参与，作为价格接受者优先出清，以实现优先消纳；在现货市场成熟且稳定运行后，新增可再生能源电力以报量报价的方式参与。

区分增量和存量项目，设计可再生能源参与电力市场的模式和路径。对于新建增量项目，建议参照国际经验以及国内的可能需求，参与电力市场的模式可多样化并行，包括与电力用户或购售电公司签署购电协议、签订中长期合约、政府或由购售电公司组织竞争招标、直接参与现货市场以及采用前述方式的组合等。对于之前享受明确电价（标杆电价或竞争电价）或补贴以及全额保障性收购政策的存量项目，应鼓励其参与电力市场。如果强制转为参与市场运行模式，则首先需要考虑和解决政策的连续性问题，例如，可考虑将其原来适用的固定电价转为市场溢价模式或差价合约模式。当然，转为新的模式运行也是需要前提条件的，要么现货市场是实现完全竞争的成熟市场，要么在现货市场尚不够成熟情况下，设计和实施溢价或差价水平与电力市场价格关联的机制。

可再生能源没有必要参与电力市场处于尚不完善阶段的非理性竞争。目前，少部分地区或部分时段的电力竞争存在非理性的情况，尤其是电力供应充足的地区和时段，煤电仅以可变成本或者可变成本加上部分固定成本报价，造成价格过低。还有部分地区采用的发电企业和用电企业之间的直接交易或直购电模式，价格由政府撮合，形成的价格低于煤电的实际成本。预计“十四五”初期陆上风电和光伏发电全面实现去补贴，风、光成本与煤电相比具备经济竞争力，因此，市场如果处于非理性竞争阶段，风、光等可再生能源没有必要参与其中。此种情况下，建议延续一段时间的风、光竞价或平价政策，尤其是竞价政策。

2019年，我国对光伏发电实施新的竞价机制。对此进行深入分析后可以看出，其体现的竞争配置、全国排序、修正电价、预警管理等机制关键点在风、光实现全面去补贴之后的阶段也是有适用性的。届时可形成低于煤电电价的上网电价（2019年8月，吉林白城的光伏发电领跑奖励激励基地已经出现低于当地燃煤标杆电价的报价），之后按照签署购售电协议或者差价合约的模式实施。

后补贴时代规划和管理机制的建议

后补贴时代，多方面、多维度、不确定的因素，是可再生能源政策机制设计和实施面临的更大挑战。

规划和管理机制设计以满足多重目标为原则。在摆脱补贴的后补贴时代，可再生能源如果同其他一般工业品行业那样依靠单纯的、完全的市场化机制，是有局限性和风险的。在后补贴时代，规模、布局等开发方面的规划和项目建设机制的重要性将更为突出。一方面，摆脱补贴依赖，风、光在开发规模上不能敞口发展，否则在经过短期的快速增长后就将面临新的瓶颈，存在市场和产业大起大落的风险。另一方面，也不能仅仅以年度电力系统消纳波动性可再生能源能力作为唯一约束条件。政策机制设计需要满足多重目标的要求，包括保持适度的风、光等可再生能源市场规模，一方面支撑国家清洁能源转型，另一方面推动制造业的良性发展，同时也应考虑满足电力需求及与消纳能力相融合等。

可再生能源开发规模以中期滚动的电力消纳能力预测为前提。建议国家要求电网企业并同步组织第三方机构，持续开展滚动的、至少5年的年度电力需求预期、消纳能力预测研究，建立定期公布预期预测结果的机制，并以此作为风、光开发，可再生能源战略规划，项目建设政策设计和调整的基础。具体项目开发的时空布局引导，通过竞争配置等市场化机制来实现。当电力市场进入成熟阶段，建立和完善风、光等参与电力市场的宏观引导机制。

可再生能源电力消纳保障机制可发挥长效和重要作用。可再生能源电力消纳保障机制文件于2019年5月颁布，旨在通过建立具有一定强制性和约束力的消纳责任机制和规定权重责任指标，加快形成可再生能源电力消费引领的氛围，构建供应侧促进和消费侧责任双轨并行、共同发力的可再生能源电力发展机制。这一机制的目标和设计以建立长效机制为着眼点，尤其是在“十四五”初期风、光普遍具备平价上网条件，消纳将是影响其发展速度和规模的最主要因素。通过合理调整（原则上逐年提升或至少不降低）消纳责任权重指标，可营造满足我国能源转型需求的可再生能源电力电量持续增长空间，从而保障非化石能源占比近中长期目标的实现。

后补贴时代经济机制设计的建议

无补贴并不意味着没有经济机制和政策，去除不合理的非技术成本是重点。

无补贴并不意味着没有经济机制和政策，去除不合理的非技术成本是重点。其他国家的经验表明，在可再生能源具备成本竞争力后，与非技术成本相关的经济政策或机制更显重要。如阿联酋的光伏发电项目中标电价在3年前即为2.42美分/千瓦时，直接得益于其免土地税政策、免消费税政策、长期限低利率贷款、夏季奖励电价政策等。我国国家能源局在2018年提出的减轻可再生能源领域企业负担的12项措施，在后补贴时代应持续且强化执行，以降低非技术成本尤其是去除不合理的非技术成本。如土地利用问题，目前部分地区仍存在违规或者收取不合理的可再生能源资源费、城镇土地使用税的现象，应明确可再生能源开发的土地可用性和土地成本的基本原则，切实落实国家政策。

对经济性尚不具备竞争力的可再生能源电力仍需实施适度的支持政策。对于欠成熟且成本尚无竞争力的可再生能源发电技术，在电力全面市场化的背景下，需要设计有效的经济机制支持其稳步发展。新增项目通过该技术领域内的竞争方式确定价格，并明确价格高出部分的分摊范围和来源，如直接作为电网收购电力电量的费用疏导到销售电价，或者仍通过可再生能源发展基金提供差额电价。如果参与电力市场，则可实施“竞争+差价合约”机制等。

后补贴时代，多方面、多维度、不确定的因素，是可再生能源政策机制设计和实施面临的更大挑战。