随着电力体制改革的逐步深入
，风电
、光伏发电机组参与竞价上网是大势所趋，但市场化路径及实现手段存在较大不确定性，且相关政策的定位为原则性、指导性意见
，地方政府实际执行情况差异性较大。本文整理了我国风电、光伏发电现行电价形成机制及相关政策导向，探讨竞价过程中面临的主要矛盾
，并指出与火电度电成本相当是实现市场化竞价的基本前提
。

风电、光伏发电现有电价形成机制以及竞价上网的政策导向

（一）现有标杆电价形成机制

国家发改委于2009年
、2013年分别发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号）
、《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格[2013]1638号），明确了风电
、光伏发电按资源区域执行标杆上网电价的定价机制，该机制主要呈现以下特点：

1
、分区域核定电价，依据当地资源特点及建设成本划分不同区域相应核定上网标杆电价

，其中风电分为四类资源区
、光伏发电分为三类资源区。

2、新、旧项目“双轨制”，即不同时点前后投产的机组执行差异化电价。自2009年以来
，发改委连续三次下调风电标杆电价
、两次下调光伏发电标杆电价[1]，下调电价仅限于关键时点后核准并投产的风电、光伏发电机组项目，存量风电、光伏发电项目仍执行原上网电价。

3、电价组成“两部制”
。可再生能源标杆电价分两部分组成，一部分为当地“煤电标杆电价”，由当地电网公司按月结算；另一部分为“电价补助”（风电电价补助约0.2元/度
，光伏发电电价补助为风电的2-3倍），一般在项目投产并申请纳入补助目录后由财政部划拨，资金来源于全国工、商业用户上缴的可再生能源附加费（0.019元/度）
。近年来，由于可再生能源补贴基金缺口持续扩大（公开市场预测2016年底达到600亿元），“电价补助”的到位周期较长
，拖欠期可达2年-3年
。

如果把“双轨制”与“两部制”结合来看，同一地区关键时点前后投产的风电、光伏发电项目差异化电价全部体现在“电价补助”部分
。例如，内蒙古赤峰地区，2015年前投产以及2016年核准并投产的两个风电项目，标杆电价分别为含税0.51元/度
、0.47元/度
，其中两个项目“煤电标杆电价”均为0.3035元/度，而“电价补助”分别为0.2065元/度、0.1665元/度
。

综上，我国现行的风电、光伏发电标杆电价形成机制较为复杂
，但初衷是在综合考虑项目所在地资源、设备造价、以及施工成本的基础上
，相应核定标杆电价以确保新建项目具备合理的利润空间。当部分区域建设规模增长过快，或实际发电成本出现下降

，国家能源主管部门会相机动态调整标杆电价以及补贴标准，以引导新建项目的合理投向并控制其超额利润。

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