根據國家發展改革委《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》(下稱《通知》)明確， 2021年起，對新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和新核準陸上風電項目，中央財政不再補貼，實行平價上網，按當地燃煤發電基準價執行。《通知》對業界一直高度關注的“平價”概念進行了界定。但是，風光新能源項目實行“平價”上網，也帶來了一些問題。

第一個問題，新能源上網電價執行燃煤發電基準價，與新能源成本屬性不匹配。

現行燃煤發電基準價源于燃煤發電標桿價。2004年，國家發改委對新投產燃煤機組實行標桿上網電價，并根據上游煤價聯動，反應燃料成本變化(燃料成本占比約50%-70%)，煤炭成本是大頭。

風、光新能源初始投資成本大，后續變動成本低，成本屬性與燃煤電廠差異較大。

隨著技術發展與規模效應，新能源投資成本在未來仍有較大的下行空間，現行燃煤標桿價(基準價)并不能準確反應風光成本變化。

第二個問題，現行燃煤基準價較高省份，新能源發電容易獲得超額收益，可能導致投資失衡。

由于風、光等設備造價全國基本一致，風、光等新能源初始投資全國也基本趨同。但是，不同省份燃煤基準價高低差異較大，這主要反映的是煤炭價格成本因素。

南方省份，廣東省燃煤基準價0.453元/千瓦時，周邊貴州省燃煤基準價0.3515元/千瓦時，度電相差整整0.1元有余。湖南與貴州交界，燃煤基準價度電相差也約0.1元。

同樣投資規模的風、光項目，在平價上網政策下，廣東、湖南的效益顯然高于貴州，度電收入高約0.1元(三省地理位置相鄰)。

由此可見，這個“平價”上網電價差距是非常可觀的。

時光倒流到前幾年，按照2018年政策，廣東、貴州、湖南均屬于四類資源區，風電項目統一執行0.57元/千瓦時標桿價。這就是風光新能源“平價”政策帶來的矛盾——“平價”前，相同資源區上網電價完全一致，“平價”后，相同資源區上網電價執行各省燃煤基準價，完全不一致，部分省份上網電價差異非常大!

未來湖北“平價”風光新能源效益如何?

根據湖北省風、光項目實際運行情況，采用簡化模型進行測算。對于陸上風電，假如初始投資6800元/千瓦，發電小時數1960，20%資本金，25年經營期，則資本金收益率可以達到12.73%，高于能源行業8%的平均水平(測算如下圖所示)。

對于光伏電站，假如初始投資3800元/千瓦，實際發電小時數1100，其他條件同前述陸上風電，則資本金收益率也可以達到13.67%(測算如下圖所示)。

綜上，建議：

第一，逐步脫鉤。對于風光新能源項目，已經實行平價上網的，應將其上網電價與燃煤基準價逐步脫鉤，各省實行獨立的指導價機制;

第二，動態調整。在保持行業合理投資收益的同時，根據初始投入成本變化，動態調整新投新能源指導價，反映新能源設備造價成本下降的普遍趨勢，準確給出價格信號，科學引導投資，適度降低全社會用能成本。