电力市场与电价改革——通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路.pdf-solarbe文库

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2022.5 电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路r m i .o r g / 2 电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路关于落基山研究所（RMI）落基山研究所RMI，是一家于1982年创立的专业、独立、以市场为导向的智库。我们与企业、政策制定者、科研机构及创业者协作，识别并规模化推广能源系统转型解决方案，推动全球能源系统转型，践行1.5°C温控气候目标，创造清洁、繁荣的零碳共享未来。落基山研究所在北京、美国科罗拉多州巴索尔特和博尔德、纽约市、加州奥克兰及华盛顿特区设有办事处。r m i .o r g / 3 电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路作者高硕，周勤其它作者李婷，刘雨菁，刘子屹，姚远，邹乐乐作者姓名按姓氏首字母顺序排列。除非另有说明，所有作者均来自落基山研究所。联系方式高硕， sgaormi.org 版权与引用高硕, 周勤, 电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路, 落基山研究所, 2022年5月。鸣谢本报告作者特别感谢以下来自企业和研究机构的专家对报告撰写提供的洞见与建议。李宁君，中国水电工程顾问集团有限公司王鹏，华北电力大学韩雪，国务院发展研究中心资源与环境政策研究所张宁，国网能源研究院 Adair Turner勋爵，能源转型委员会Energy Transition Commission 本报告所述内容不代表以上专家及其所在机构观点。 RMI感谢Angela Wright Bennett Foundation、 Bloomberg Philanthropies、 ClimateWorks Foundation、 Quadrature Climate Foundation、 Sequoia Climate Foundation 和 The William and Flora Hewlett Foundation对本报告的支持。作者与鸣谢r m i .o r g / 4 电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路第一章 “双碳目标” 下的电力系统与价格机制变革 5 第二章促进零碳电源装机可持续发展的价格机制多年电力合约 8 第三章实现零碳电量最大化消纳的价格机制优化省间交易及输电价格 22 第四章确保零碳电力增长下系统充裕性的价格机制容量价格与稀缺价格的取舍 33 第五章建议与展望 44 报告参考文献 48 目录第一章 “ 双碳目标 ”下的电力系统与价格机制变革r m i .o r g / 6 电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路 “双碳目标” 下的电力系统与价格机制变革中国电力体制与市场改革已经走过了二十年不平凡的道路，迄今取得了显著的成果。 2002年发布的电力体制改革 “5号文件” ⅰ 促成了电力行业的“ 厂网分开 ” ，2 0 1 5 年的“ 9 号文件 ” ⅱ 推动了中长期电力交易常态化和现货交易的大规模试点， 2022年发布的关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见 1 ，明确了未来十年电力市场改革的目标与方向。在过去二十年中，电力行业为推动全面市场化进行了许多有益的尝试，积累了大量宝贵的经验，但同时也还面临着 “体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒” 等困难和挑战。在 “2030年前碳达峰、 2060年前碳中和” 的 “双碳目标” 提出后，电力市场与价格机制的改革也需与时俱进，促进电力行业低碳转型，从而为 “双碳目标 ”的实现提供有力支撑。电力行业是确保社会经济繁荣发展的基础行业，同时也是助力 “双碳目标” 实现的关键行业。为在确保电力系统安全稳定运行的同时提升零碳排放电源和电量的占比， 2021年3月，中央财经工作委员会会议提出 “深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统” 2 ； 10月，关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见 3 （下称双碳意见）指出要 “构建以新能源为主体的新型电力系统，提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力” 。 2021年伊始，我们发布了电力增长零碳化（2020-2030）中国实现碳中和的必经之路 4 报告（下称零碳电力增长报告），从发电技术经济性、电网管理、电力供需平衡等角度探讨了2030年前中国电力行业低碳发展面临的机遇、挑战和解决方案。报告认为，在2030年新能源电源装机预期水平下光伏发电与风力发电的平准化度电成本（ L C O E ）已经并将继续下降，在本世纪二十年代，投资光伏与风电的经济性将比投资化石能源发电更加显著；实时电力平衡与系统安全运行面临的挑战，诸如频率控制、电压控制、故障穿越、远距离高压输电等已有相对成熟的技术加以应对；时日季节层面的电力供需平衡可以在电力资源大范围灵活调度的条件下得以基本保障。在技术解决方案日益成熟的情况下，有效引导对相应技术方案的投资、建立与转型相适应的电力价格机制、确保投资实现合理收益、保障系统安全稳定供应，将为电力行业低碳转型提供重要支撑。过去一年中，相关政策和措施多次强调市场与价格机制在可再生能源等零碳电力增长中的角色 2021年3月，国家能源局在介绍 “十四五” 期间可再生能源发展格局时指出这一阶段的新特征之一是市场化发展 5 ； 2021年7月，率先覆盖发电行业的全国碳排放权交易市场开市 6 ； 2021年10月，双碳意见提出全面推进电力市场化改革、从有利于节能的角度深化电价改革； 2022年1月，关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见（下称电力市场指导意见）提出构建适应新型电力系统的市场机制，提升电力市场对高比例新能源的适应性，实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置；全国统一电力市场体系到2030年基本建成，适应新型电力系统要求，新能源全面参与市场交易。但正如电力市场指导意见中所述，目前电力市场建设仍面临一些现实问题与挑战以省级电网为主要市场边界的交易形式和跨省跨区交易的市场壁垒问题不利于电力资源大范围优化互济与灵活消纳；以月度和年度交易为主的电力市场体系尚不足以有效体现电源快速灵活响应的价值和激活高投资占比电源的投资；以电量为基础的定价方式无法完全彰显电力保供中关键电源的价值。进一步有效解决电力市场建设过程中的这些问题将极大地助力零碳电力以更快速度、更大规模发展。 i 国务院关于印发电力体制改革方案的通知（国发〔2002〕 5号） ⅱ 中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔2015〕 9号）r m i .o r g / 7 电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路本报告中以面向2030年的零碳电力增长报告为基础，立足于到2030年基本建成适应新型电力系统要求的全国统一电力市场体系这一总体目标，深入探讨了适合国情且更有利于零碳电力增长与新型电力系统建设的电力价格机制。我们看到，在保证电力安全经济供应的大前提下，持续扩大零碳电源的装机规模、促进零碳电量优化消纳，是构建新型电力系统的关键举措。因此，本报告针对零碳电力开发、消纳和电力系统保供三个核心关切，通过三个章节分别探讨促进零碳电源装机可持续发展的价格机制多年电力合约；实现零碳电量最大化消纳的价格机制优化省间交易及输电价格；确保零碳电力增长下系统充裕性的价格机制容量价格与稀缺价格的取舍。在每一章节的分析讨论中，我们从正在或可能经历的具体挑战出发，基于行业现状评估，分析相应挑战形成的原因与趋势；纵览全球实践，基于设计思路和实践效果提炼共通之处、评估利弊得失；立足国情，深入探讨未来十年如何有的放矢地优化电力市场构成和建设进程。本报告期望以独特视角，展示在 “双碳目标” 要求和指引下，电力市场建设与价格机制改革如何支持零碳电力发展和电力系统转型。我们希望通过本报告的分析和政策建议，为新型电力系统构建、全国统一电力市场体系建设和零碳电力增长进程提供思路与方案，从而更好地支撑国家气候目标，也为全球电力行业零碳转型实践提供借鉴。第二章促进零碳电源装机可持续发展的价格机制多年电力合约r m i .o r g / 9 电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路在全球范围内，零碳电力的发电成本正持续下降。数据显示，光伏和陆上风电的平准化度电成本（LCOE）在过去十年分别下降了 85和56 7 。零碳电力成本快速下降的关键原因之一是装机规模快速增长带来的规模经济效应。彭博新能源财经 8 预测未来十年中国光伏和陆上风电的度电成本将继续下降约1/3，而这一成本下行趋势的先决条件，是相应电源装机规模可以按照预期速率快速扩张。促进零碳电源装机的可持续发展，是维持未来成本下降路径的关键。形成一套促进零碳电源可持续发展的价格机制，将为新能源装机目标实现和新能源成本进一步优化提供有力的支撑。新能源电源可持续发展的新挑战与过去十年相比， 2020年代的新能源发电技术更加成熟、更具有经济性。但同时，伴随技术的成熟与规模的增加，新能源发电商也需要在电力系统中担负更多技术与经济责任。在零碳电力增长报告中我们预计，到2030年，中国的光伏和陆上风电装机水平将分别达到8.5亿千瓦和8.0亿千瓦 ⅲ 。我们认为，当前和今后电力行业发展趋势的以下三个特点，将对未来十年新能源电源投资和实现新能源装机目标带来挑战。营收降低新能源上网电价补贴退坡。 2021年是中国新能源平价上网元年，集中式光伏电站和陆上风电项目不再享受国家补贴。这标志着新能源发展的主体部分脱离了过去十年以政府补贴为主要驱动因素的既有模式。在后补贴时代，上网电费成为集中式光伏和陆上风电项目的唯一发电服务收入来源，合理地确定上网电价将是驱动新能源可持续发展的关键因素。促进零碳电源装机可持续发展的价格机制多年电力合约 ⅲ 国家能源局信息显示，截至2021年底，全国光伏和陆上风电装机分别为3.06亿千瓦和3.02亿千瓦。 � €‚ƒ„ †‡ˆ‰ Š‹ŒŽ‘’“”‘– ˜™�šˆ‰›œ�ž Ÿ” ”‘– � � € ‚ƒ„ �¡¢£ ¤¥ ¦§˜™¥¨©ª «‡¬®ª�¯°±¬®ª “ 图表 1 新能源上网电价发展历程r m i .o r g / 10 电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路支出增高新能源项目配置储能的要求是成本提升的因素之一。 2021年起的新能源装机工作方案中，已有至少18个省份对新能源项目提出了搭配储能系统的要求，通常要求新建光伏和陆上风电项目通过自建或投资的方式，按发电装机容量的至少10，配备储能时长不少于2小时的储能设施 ⅳ 。储能系统可以有效对冲新能源发电项目的不确定性和波动性，但同时也会提高新能源项目的开发成本。未来，随着可再生能源项目的更大规模接入，系统的储能需求会继续增加，新能源项目配置储能的要求也可能水涨船高。计划转向市场计划电量逐渐减少，新能源发电参与市场交易是发展趋势。 2021年10月11日，国家发展和改革委员会发布了关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知 9 。通知中指出，有序推动工商业用户全部进入市场， 10千伏以上用户要全部进入，其他用户要尽快进入。工商业用户按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。当前，工商业用电量 ⅴ 约占全社会用电量的84 10 ，随着工商业电量全部由计划电量转为市场电量，发电侧的市场化水平也将相应提高，新能源大量参与电力市场交易是行业发展趋势。国家发改委和国家能源局关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知 11 中还提出要引导新能源项目10 的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，明确了新能源参与现货交易的发展方向。新能源项目开发单位需要做好准备应对市场交易的不确定性。图表 2 2021年部分省份对新能源项目配置储能的要求电力市场化趋势下，短期电力市场的价格形成机制可能制约新能源发展随着电力市场化改革的深入，市场交易电量占比不断增加，计划电量所能支持的新能源消纳空间逐渐减少。截至2021年12月，全国共有25个省允许新能源参与电力市场 12 。在2020年代，新能源发电项目需要更全面、更大规模的参与市场交易，但短期电力市场的边际价格出清机制，可能影响新能源电源的投资意愿。从国外的电力市场实践看，在新能源参与短期电力市场的情况下，新能源等零边际或低边际成本电源参与报价会降低电力批发市场出清价格。新能源的成本特点是投资成本高、运行边际成本低。在以边际成本为报价策略的统一出清市场中，发电机组按照边际成本从低到高排序调度，直到满足电力需求。所有被调度机组中边际成本最高的机组价格（通常为火电机组），即为市场统一出清的结算价格。新能源电源由于边际成本低，它在交易过程中会率先出清，替代高边际成本机组，进而降低市场的统一出清价格。欧洲国家批发电力市场的价格历史显示，在2010年代新能源占比提升的同时，英国、法国、德国和丹麦等国的电力批发市场价格出现了不同程度的下降，降幅约13-36 （图表3） ⅳ 具体要求有省间差异比例要求以10为主，区间为5-30；时长要求以2小时为主，区间为1小时-4小时。 ⅴ 参考中电联口径下的第二和第三产业用电量。省份最低配置比例配置时长山东 10 不低于2小时甘肃河西地区10，其他地区5 不低于2小时江西 10 不低于1小时青海 10 不低于2小时内蒙古 15 不低于2小时陕西榆林光伏20，其他光伏风电10 不低于2小时r m i .o r g / 11 电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路 -36 -29 -29 -13 丹麦德国法国英国 60 50 40 30 20 10 0 70 60 50 40 30 20 10 0 2010 2010 2010 2010 2019 2019 2019 2019 波动性可再生能源比例（左轴）批发电力价格（右轴,/MWh）图表 3 部分欧洲国家电力批发市场价格趋势和新能源占比数据来源 Energy Transition Commission 13 在新能源电源投资过程中，项目经济寿命期内的电力价格水平是测算项目投资内部收益率、制定投资决策的重要参数之一。随着新能源大量接入，统一出清机制下的短期电力市场价格波动，尤其是成交价格的下行趋势风险，将对新能源投资产生负面影响，并制约新能源装机的可持续发展。全球实践通过覆盖多年的长期电力合约降低新能源投资风险从全球的实践来看，鼓励签订长周期（如15-25年）电力合约，确保新能源电源在长时间尺度下价格的稳定性，降低短期市场对新能源收益的影响，是促进新能源可持续发展的重要解决方案。在新能源发展初期，政府主导的上网电价补贴政策（Feed-in Tariff/Premium, FIT/FIP）是各国广泛采用的支持新能源发展的价格机制。通常情况下，政府为新能源项目单独设定上网电价或出台补贴政策，度电价格或度电补贴在项目投运后保持长期稳定（如20年）。在这一时期，虽然价格不通过市场形成，但仍具有长期稳定的特点。随着新能源的规模扩大和成本下降，新能源开发的市场化程度不断提高，商业投资者和用户的角色愈发突显。在电力市场化水平较高的国家和地区，长周期（如15-25年）市场化电力合同正在新能源发展中发挥着越来越重要的作用。目前，比较广泛应用的长周期市场化合同形式包括 1）装机容量拍卖搭配长周期电力合约，和2）发电侧与用户侧签订长期购电协议（PPA）。拍卖或竞争性配置搭配长周期电力合约拍卖或竞争性配置是替代上网电价补贴政策（FIT/FIP）的重要形式。政府或电力交易机构等预先设定可再生能源装机总量，新能源投资商通过竞价确定开发权，并获得相应价格水平下为期20年左右的购电合同。亚洲、欧洲、拉美的许多国家已经或正在运用这一方式或其变种对可再生能源进行优化配置。从全球看，拍卖或竞争性配置是可再生能源装机市场化发展的主要模式， 2020年有近80GW的可再生能源项目采用了这一模式（图表4）。中国、印度、欧洲是竞争性配置装机的最大来源。r m i .o r g / 12 电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路图表 4 全球2011-2020年各年度拍卖/竞争性配置可再生能源发电装机容量与行政定价（即上网电价或补贴）相比，拍卖这一方式可以更经济、更有效率地达成可再生能源装机目标。行政定价模式是一种 “自上而下” 的价格组织形式，精准高效的行政定价需要依赖完备的行业信息，并随行业变化不断进行动态调整。在行业发展初期，由于规模有限，行政定价有利于高效率低成本地确定合理价格水平。随着行业的成熟和规模的扩大，完成精确行政定价的成本和难度都在增加，而拍卖等市场化手段为其提供了解决方案。拍卖模式下，市场筛选出成本最低的一系列新能源项目进行开发，从而以总成本最小的方式实现新能源装机发展目标。以长周期电力价格组织拍卖可以提升商业投资者的参与意愿。在较为成熟的去管制电力市场中，对未来电价水平预期是投资者进行电源项目投资决策和金融机构进行相关决策时考虑的关键因素之一。由于发电收益是电源项目最主要收入来源，而新能源电源项目的成本支出又主要发生在项目投运前，因此规避未来市场波动与下行风险是商业投资者必须审慎考虑的事项。如前文图表3的数据所示，短期电力交易价格可能随可再生能源接入量的增加而降低，因此在短期市场模式下可能会使新能源发生自限式发展，即装机水平预期越高，新增装机的意愿越低。而长期市场（长周期、多年电力合约）可以有效解决这一问题由于未来长周期内的电力价格已经锁定，对未来装机量的预期将不会降低投资者对收益的预期，从而提升投资者的参与意愿和装机预期的完成度。但拍卖确定的长周期合约需要与短期市场做好衔接。在竞争性电力市场中，长周期合约确定的电量仍需参与短期电力交易，短期市场的出清价格往往与长期合约约定价格不一致。因此，优化长周期合约电量参与短期市场的方式，是电力交易组织者需要考虑的一个关键问题。一些国家的电力交易组织者已经给出了长期与短期电力市场衔接的方案。例如，英国的实践是以差价合约（Contract for Difference, CfD）的形式解决这一问题。英国政府为此建立了国有的低碳合同公司（Low Carbon Contracts Company, LCCC）。新能源发电商首先参加电力运营商组织的新能源容量拍卖，确定所投新能源项目的上网电价，并同时以该价格（下称约定价格）与LCCC签订为期15年的长期差价合约。在短期电力市场中，新能源电源与其他电源共同参与市场竞价，形成短期市场价格。如果短期市场价格低于约定价格， LCCC将为新能源发电商支付两者差价；如果短期市场价格高于约定价格，新能源发电商需要将超额部分支付给LCCC。数据来源 I E A 14r m i .o r g / 13 电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路长期购电协议（Power Purchasing Agreement, PPA）长期购电协议（ P P A ） ⅵ 是另一种新能源市场化发展的形式，从电力交割的角度可以细化为实体购电协议 ⅶ 和虚拟购电协议 ⅷ 。 BNEF的数据显示，截至2022年初，全球累计已有超过 100GW （1亿千瓦）的可再生能源装机通过PPA开发；绝大多数PPA项目来自于美洲地区（图表5），并以虚拟PPA交易为主。 2020-2021年，美国仍是全球最大的PPA市场；西班牙的光伏 PPA项目和瑞典的风电PPA项目使欧洲的PPA规模快速增长。 ⅵ 在本文中，购电协议指场外实体购电协议和虚拟购电协议，不包括场内购电协议；本文主要讨论由企业等非居民用户采买的长期购电协议，不包括向居民用户提供的第一方或第三方购电协议等内容。 ⅶ 用户与发电方签订长期合同，发电方直接向企业供电。 ⅷ 用户与发电方签订长期金融合同，但发电方不直接向用户供电，双方仍通过各自所在电力市场进行实体电力交易，发电方市场交易成交价低于或高于长期金融合同约定价格的部分，由用户支付或回收。图表 5 分区域分年度PPA签约量数据来源 I E A 15 , BNEF 16r m i .o r g / 14 电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路 PPA模式直接连接了电力用户和可再生能源发电商，使终端电力用户的低碳主张和需求能够直接传导到能源供给侧，促进可再生能源的更大规模开发。在购电协议的国际实践中，买方企业通常与新能源项目开发商签订为期20-25年的购电协议，为新能源项目发电量提供长期稳定收益，从而促成该新能源项目的开发，促进新能源装机规模的发展。随着气候变化议题关注度的提高，大型企业普遍制定了本公司的碳中和目标和时间表，它们的低碳意愿与行动成为了PPA这一新能源开发形式的催化剂。大型企业是目前PPA的主要买方亚马逊、微软、脸书、谷歌四家公司签订的 PPA总量已经超过累计PPA总量的三分之一。图表 6 2021年全球前6位PPA买家数据来源 B N E F 17r m i .o r g / 15 电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路图表 7 拍卖与购电协议的特征对比角色拍卖长周期电力合约长期购电协议PPA 政府政府或相关机构预设年度装机总量，需要精确的事前分析和目标设定。非市场化设定的目标可能导致产能过度开发。无预设装机总量，电力用户的PPA需求是装机增长的驱动因素。电力用户的PPA需求通常不及新能源装机发展需要。新能源发电投资商参与政府或相关机构组织的竞标活动，节省拓展客户的成本。与政府或其指定机构签订相应合同，不与用户侧直接交易。新能源发电项目需要独立或通过第三方寻找匹配交易的电力用户。新能源项目直接与用户进行实物或金融交易，有更宽的议价空间。电网/电力交易机构电网运营商在政府规划阶段即可介入，电网运行边界条件可能影响拍卖标的。虚拟购电协议规避了实物交割环节，使交易更灵活，但需要成熟的金融衍生品体系支撑。电力用户用户不直接参与拍卖和配置，对初入电力市场的用户较为友好。拍卖或配置结果在远期将影响电力现货市场价格，用户可能承担相应的市场波动风险。用户直接参与多年交易，并可通过交易锚定未来的交易价格，降低价格波动风险。用户需要有较好的电力市场实践经验和知识基础。但是，用户主导的可再生能源开发方式也存在内在限制和潜在风险。由于购电协议的长期性，签订PPA项目时需要考察企业的长期支付能力和信用水平。这一要求客观上限制了参与购电协议的用户范围，中小企业参与PPA市场的难度较大。另一方面，由于企业长期发展具有不确定性，即使是与符合要求的大型企业签约，也无法完全规避买方引起的合同风险。r m i .o r g / 16 电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路图表 8 长期电力市场的设计要点来源 Energy Transition Commission, Making Clean Electrification Possible 30 Years to Electrify the Global Economy 18 � €‚ƒ„†‡ ˆ‰Š‹ŒŽ‘’“”– ˜™š›™ƒ œžŸ¡¢£¤¥ ¦§‰¨©ª«¬® ¯“°±²¤¥³´µ¶·¸¹ºŒŽ»¼½¼¾ƒ ¿À©ª« Á ŒŽÂÃÄÅÆÇÈ ·ÉÀ©ª«Ä ÊËª Ì¡ÍÎ·ÏÌÐÑ ÒÓ±Ô ·¸¼Õ¸Ö˜Ø Ù ©Ú‘ÛÜÝÞßàÌ áâÛÜãäåæçèéê±ëì š›™ìƒªí¤î©çïéêr m i .o r g / 17 电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路多年合约是电改背景下确保新能源装机可持续发展的关键选项自2015年第二轮电力市场化改革以来，中国已经建立起了一套以中长期交易（月度、年度）为主的电力市场体系，并在两轮共14 个省级电网开展现货市场交易试点工作。国家发展改革委和国家能源局在电力中长期合同签订的通知中多次提出，鼓励签订多年电力长期合同，但跨年和多年电力合约尚没有成熟机制和普遍实践。新能源参与电力市场化交易的全球实践表明，多年合约是补足短期电力市场交易短板，促进新能源可持续发展的关键选项。为了在电改背景下确保陆上风电、光伏在未来十年实现高速、可持续发展，确保海上风电、光热等零碳发电技术的成熟化，我们认为在现有的中长期与现货交易的基础之上，应当为风电、光伏等新能源参与电力市场设计相应的多年合约机制，以长周期、市场化的形式，推动零碳电源的可持续发展。多年合约机制的具体设计中，我们认为应当涵盖以下3个方面的特点。 1.沿袭年度装机目标机制，设定多年合约签约量目标，确保新增装机量稳健增长过去十年，行政引导一直在新能源发展中扮演重要的角色政府部门设定年度装机发展目标，并提供财政补贴，确保新能源装机量能够稳定、快速增长，并确保其他宏观能源目标、低碳目标的实现。图表9简要归纳了近年来年度新能源装机目标设定的基本逻辑。为了实现 “五年规划” 和 “国家自主贡献” 中提出的能源与低碳目标，中长期目标被分解为年度分省可再生能源消纳配额，继而相应地确定各省区和全国所需的保障性新能源装机量。地方有关部门依照保障性装机目标在省区内组织竞争性配置。中央政府国家发展改革委和国家能源局省级和地方政府机构在“五年规划”和国家自主贡献 NDC 中设定高层次的能源和气候目标。根据 “五年规划”和 NDC 目标，每年发布每个省的可再生能源电力消纳责任权重。根据消纳权重要求，发布太阳能和风能发电的年度新增容量目标。 ix 对容量组织竞争性配置，并伴随额外技术要求。鼓励在容量目标基础上接入更多符合标准的新能源项目。图表 9 近年来年度新能源装机目标设定基本逻辑 ⅸ 2021年起国家不再下达年度建设规模和指标。 ⅸr m i .o r g / 18 电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路中国新能源电源装机在过去十年的快速发展印证了既往政策的有效性一方面说明政府补贴在零碳资源发展初期的重要地位，另一方面也说明制定合理的装机目标对零碳电源的快速发展具有卓有成效的促进作用。随着零碳电源市场竞争力的提高，在未来十年，光伏和陆上风电发展不再需要政府补贴的支持，但在仅依靠市场手段、缺少政府的参与的条件下，零碳电源装机难以实现可持续发展。在未来十年，持续制定有约束力的年度装机目标，并为目标内的新能源项目提供多年合约，将继续在零碳电源发展过程中发挥重要的作用。在年度目标制定与完成方面中国具有体制优势目标设定与考核形式在各个经济领域中均已有成熟经验，自上而下的集中式治理体系比分散式体系更能确保既定目标按时实现；央国企作为新能源资产的主要投资和持有者，在进行项目决策时不仅仅考虑项目经济收益，还会考虑项目投资对装机目标的贡献以及社会责任，从而助力装机目标按时完成。 2.以拍卖等直接竞价方式确定装机目标内项目的开发权属和多年合约电价是优化新能源开发经济性的重要方式 2021年中国的光伏和陆上风电项目执行平价上网机制，即电网公司按照政府设定的年度保障性装机规模，对规模内的新能源项目按照燃煤发电基准价水平支付上网电费。在具体实施层面，各省结合自身的特点制定了差异化的年度保障性装机分配方案 19 。部分省份，如广东省，直接将2021年的保障性装机规模分配给存量未纳入保障范围项目，不再进行额外配置 20 。多数省份对保障性装机规模进行竞争性配置，通过考察前期工作情况、储能配置水平、经济贡献度等因素，对参与竞争性配置的项目进行筛选并确定中标项目。此外，个别省份，如甘肃省，要求参与竞争的项目申报上网电费，并将这一报价纳入竞争性配置考察的范围 21 。总的来说，保障性装机项目获得的上网电费主要按燃煤基准价支付，但各省对项目设计了不同的指标要求（如配置储能比例、时长等）非电价因素是决定项目中标与否的关键。这种非直接竞价的竞争方式可以在一定程度上筛选出成本更低的项目。从逻辑上，成本更低的风光项目会有更高的预算配置规模更大或性能更好的配套储能项目，从而来竞标中占得先机。但在实际操作中，由于决策过程考虑了相当数量的非成本因素甚至非项目因素，且储能配置通常为准入性要求，因此当前的竞争性配置方案不能完全释放项目经济性。同时，在新型储能设施的价格机制尚未成熟的情况下，风光项目配套的新型储能如何在现在和未来获得项目收益和参与电力市场也存在不确定性，配套项目与独立储能项目如何在电力市场中公平运行也是一个潜在问题。我们认为，直接竞价是优化经济性、降低成本的更优选择。事实上，中国在2019-2020年已经在新能源竞价（补贴竞价）方面做出了一些尝试。 2018年及以前，光伏、风电机组的上网电价分别执行政府核定的光伏、风电标杆上网电价，该价格高于燃煤机组标杆上网电价，燃煤机组标杆上网电价部分由电网公司支付给新能源机组，超出燃煤机组标杆上网电价的部分由政府补贴支付。 2019 年和2020年，新能源上网电价由标杆电价转为指导价，新能源项目开发商需要在指导价的基础上向下报价，价低者优先获得项目开发权，从而降低新能源上网电价和新能源项目对政府补贴的需求。从国家能源局发布的2019年和2020年光伏发电项目竞价结果看，直接竞价模式显著降低了补贴水平和电价水平（见图表10 和 1 1 ），使全社会共同享受到新能源技术成本下降的红利。r m i .o r g / 19 电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路图表 10 2019-2020年光伏项目竞价结果平均补贴水平数据来源国家能源局 22、2 3 图表 11 2019年光伏发电竞价结果（按电价降幅区间的项目装机容量分布）数据来源国家能源局 24r m i .o r g / 20 电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路 2021年，陆上风电和光伏在中国实行平价上网，海上风电和光热发电这两项零碳技术仍可以享受部分政府补贴。但是，业界普遍认为针对海上风电和光热发电的补贴政策可能即将收紧或结束，而这些尚未成熟的零碳技术的成本仍然较高（图表12），无补贴条件下实现规模化和成本下降的挑战性较大。从电源特性上看，海上风电和光热技术这两种零碳技术的规模化发展却又是非常必要的，前者比陆上风电波动性更低、利用小时数更高、更贴近负荷中心，后者提供了光伏技术不具有的出力调节、夜间出力和提供转动惯量等能力。基于上述实际情况，我们认为，在容量拍卖机制