2019年，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于積極推進風(fēng)電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》（發(fā)改能源〔2019〕19號），明確平價項目執(zhí)行當(dāng)?shù)厝济簶?biāo)桿上網(wǎng)電價，并簽訂長期固定電價購售電合同（不少于20年）,全額保障性收購穩(wěn)定了投資者預(yù)期，對可再生能源市場規(guī)模擴大和發(fā)展起到了重要作用。
2023年以來，各省紛紛出臺電力市場交易實施方案，要求風(fēng)光等可再生能源發(fā)電的存量與增量項目均須參與電力市場化交易。根據(jù)各省可再生能源占比不同，入市比例要求不一，部分省份甚至要求100%參與市場化交易。可再生能源發(fā)電是一次性投資項目，其出力存在隨機性、間歇性，也沒有燃料等原材料進項，現(xiàn)行的電力市場交易機制主要針對常規(guī)火電機組制定，沒有體現(xiàn)可再生能源發(fā)電特性，因此與常規(guī)火電“無差別”競爭，可再生能源投資面臨較大的不確定性，經(jīng)常承擔(dān)超額偏差電費風(fēng)險，收益難以保障。這些措施與《中華人民共和國可再生能源法》精神相違背。同時國內(nèi)綠電綠證交易尚未全面實施，可再生能源的低碳環(huán)保價值未得到兌現(xiàn)。在沒有環(huán)境價值保障的情況下高比例參與電力市場化交易，可再生能源發(fā)電資產(chǎn)面臨嚴(yán)峻的不確定性。
由于風(fēng)光等可再生能源項目是一次性固定資產(chǎn)投入，企業(yè)按照項目投產(chǎn)時上網(wǎng)電價測定收益并做投資決策、償還貸款、繳納稅費。在完備的電力市場機制建成之前，存量項目大比例參與電力市場化交易，電價必將發(fā)生波動，初始投資收益邏輯不能成立，也影響未來新增項目投資信心。鑒于上述情況，提出如下建議：
一、穩(wěn)定可再生能源發(fā)電電價。2022年5月國務(wù)院辦公廳發(fā)布的《國務(wù)院辦公廳轉(zhuǎn)發(fā)國家發(fā)展改革委、國家能源局關(guān)于促進新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案的通知》（國辦函〔2022〕39號）明確：對國家已有明確價格政策的新能源項目，電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)按照有關(guān)法規(guī)嚴(yán)格落實全額保障性收購政策，全生命周期合理小時數(shù)外電量可以參與電力市場交易。因此，建議針對存量可再生能源項目，嚴(yán)格執(zhí)行國辦函〔2022〕39號及發(fā)改能源〔2019〕19號的規(guī)定，按項目核準(zhǔn)時國家及當(dāng)?shù)匾?guī)定的上網(wǎng)電價簽訂長期固定電價購售電合同（不少于20年），并確保項目所發(fā)電量全額上網(wǎng)；針對2024年及以后的新建項目，建議每年根據(jù)各地區(qū)可再生能源項目度電成本加配套儲能成本及合理收益原則核定當(dāng)年新建項目的發(fā)電上網(wǎng)價格，和各地煤電價格脫鉤，其中合理利用小時數(shù)內(nèi)電量以核定電價簽訂購售電合同（不少于20年），超合理利用小時數(shù)外電量參與市場化交易。建議相關(guān)部門加大對各省新能源電價政策的監(jiān)管，定期組織核查，及時糾正各省新能源項目電價新政策有悖于原有政策的情況，促進新能源可持續(xù)投資。
二、加快綠電綠證交易市場建設(shè)。當(dāng)前國內(nèi)綠電交易仍以自愿交易市場為主，存在交易量小、交易價格低等問題。配額制的強制交易市場和自愿交易市場并行將是綠電綠證交易市場未來發(fā)展的趨勢。因此，建議加快完善全國統(tǒng)一的綠電綠證及交易管理機制，推進綠電綠證交易市場走向成熟，適時建立“配額制+綠證交易”制度，釋放綠電供需雙方發(fā)展?jié)摿Α?br />
來源：PV-tech
作者：
評論