“平价”风光的上网电价应逐步与燃煤基准价脱钩！

根据国家发展改革委《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》(下称《通知》)明确， 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，按当地燃煤发电基准价执行。《通知》对业界一直高度关注的“平价”概念进行了界定。但是，风光新能源项目实行“平价”上网，也带来了一些问题。

第一个问题，新能源上网电价执行燃煤发电基准价，与新能源成本属性不匹配。

现行燃煤发电基准价源于燃煤发电标杆价。2004年，国家发改委对新投产燃煤机组实行标杆上网电价，并根据上游煤价联动，反应燃料成本变化(燃料成本占比约50%-70%)，煤炭成本是大头。

风、光新能源初始投资成本大，后续变动成本低，成本属性与燃煤电厂差异较大。

随着技术发展与规模效应，新能源投资成本在未来仍有较大的下行空间，现行燃煤标杆价(基准价)并不能准确反应风光成本变化。

第二个问题，现行燃煤基准价较高省份，新能源发电容易获得超额收益，可能导致投资失衡。

由于风、光等设备造价全国基本一致，风、光等新能源初始投资全国也基本趋同。但是，不同省份燃煤基准价高低差异较大，这主要反映的是煤炭价格成本因素。

南方省份，广东省燃煤基准价0.453元/千瓦时，周边贵州省燃煤基准价0.3515元/千瓦时，度电相差整整0.1元有余。湖南与贵州交界，燃煤基准价度电相差也约0.1元。

同样投资规模的风、光项目，在平价上网政策下，广东、湖南的效益显然高于贵州，度电收入高约0.1元(三省地理位置相邻)。

由此可见，这个“平价”上网电价差距是非常可观的。

时光倒流到前几年，按照2018年政策，广东、贵州、湖南均属于四类资源区，风电项目统一执行0.57元/千瓦时标杆价。这就是风光新能源“平价”政策带来的矛盾——“平价”前，相同资源区上网电价完全一致，“平价”后，相同资源区上网电价执行各省燃煤基准价，完全不一致，部分省份上网电价差异非常大!

未来湖北“平价”风光新能源效益如何?

根据湖北省风、光项目实际运行情况，采用简化模型进行测算。对于陆上风电，假如初始投资6800元/千瓦，发电小时数1960，20%资本金，25年经营期，则资本金收益率可以达到12.73%，高于能源行业8%的平均水平(测算如下图所示)。

对于光伏电站，假如初始投资3800元/千瓦，实际发电小时数1100，其他条件同前述陆上风电，则资本金收益率也可以达到13.67%(测算如下图所示)。

综上，建议：

第一，逐步脱钩。对于风光新能源项目，已经实行平价上网的，应将其上网电价与燃煤基准价逐步脱钩，各省实行独立的指导价机制;

第二，动态调整。在保持行业合理投资收益的同时，根据初始投入成本变化，动态调整新投新能源指导价，反映新能源设备造价成本下降的普遍趋势，准确给出价格信号，科学引导投资，适度降低全社会用能成本。