我国从2009年、2011年开始分别对陆上风电、光伏发电实行标杆上网电价政策。随着新能源规模化发展、技术进步和发电成本下降，为提高可再生能源电价附加资金补贴效率，从2016年1月1日起正式实行陆上风电、光伏发电上网标杆电价退坡政策，2019年调整为指导价加竞争性招标确定上网电价的机制，以更好地发挥市场竞争配置资源和发现价格的作用。2020年，陆上风电、集中式光伏电站各类资源区指导价较2016年的标杆价水平分别下降了22%-38%、50%-56%，竞争性招标实际成交价格更低。2019年1月，我国出台文件明确要积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网；2020年1月，提出全面推行绿色电力证书交易，企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴。

 

此次《通知》在国家相关政策基础上，统筹考虑了技术进步、成本下降和支持产业加快发展的需要，明确2021年新建陆上风电、光伏发电项目上网电价按各地燃煤发电基准价执行。按全生命周期合理利用小时数测算，陆上风电、光伏发电项目平均可获得8-9%的资本金内部收益率，较当前十年期国债收益率水平高5-6个百分点，风险溢价明显高于电力行业平均水平，有助于稳定新能源投资预期，促进行业更快发展。此外，“双碳”背景下社会资本对新能源发展信心提升，如再进一步考虑技术进步导致的全生命周期电量增加潜力及绿证交易收入，新能源项目投资收益率有望进一步提高，从而更加有利于吸引投资，助力新能源发展目标实现。

 

 

新能源发电具有间歇性、可调节性差的特征，在电力系统中与燃煤发电并不“同质”，因此其上网电价执行燃煤发电基准价，本质上仍存在电价补贴。但与存量项目补贴主要来自可再生能源电价附加资金不同，平价补贴全部由当地电力消费者而非全国电力消费者承担。

 

因此，越是资源条件好、建设成本低、投资和市场条件好的地区，越倾向于在本地新建新能源项目。2019年和2020年，我国风电、光伏发电平价上网试点项目规模已达7760万千瓦，积累了较好的平价项目开展经验。反之，其他地区为完成可再生能源电力消纳责任权重，则倾向于更多地外购而非全部自建新能源项目。

 

此外，《通知》还进一步提出，2021年起新建海上风电、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，鼓励各地出台新能源产业支持政策，有利于各地因地制宜地选择新能源发展和“双碳”路线。由此，可多措并举促进新能源在地区间的合理布局，降低新能源比重增加导致的成本上涨压力，提高我国新能源产业支持政策整体效率。

 

 

随着经济社会的发展和绿色低碳理念的推广，一些电力用户具有购买“绿电”的意愿且愿意为此支付更高的价格。如国外电力零售公司制定的售电套餐中常见“绿电价格”，以满足电力用户多样化的购电需求，支持绿色电力发展。《通知》明确提出新建新能源项目可自愿通过参与市场交易形成绿色电力价格，有助于在我国引导和推广绿电消费理念，进一步助力新能源发展。