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今天，全行业都在热议《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》（征求意见稿），实际上这个通知的核心内容就是陆上风电光伏无补贴：2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏和新核准陆上风电项目发电（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴。但是通知中给出了两个敏感信息：根据文件：2021年，新建项目保障收购小时数以内的发电量，上网电价继续按“指导价+竞争性配置”方式形成。我想行业内人士都清楚，部分省市已经提出了一个保障性收购发电量，超出小时数外的发电量竞价上网。2016年国家发展改革委、国家能源局印发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，以文件的形式明确了Ⅰ、Ⅱ类资源区光伏电站的最低保障性收购小时数，尽管如此，西北地区，尤其是Ⅰ类资源区的最低保障性收购很难执行到位。很显然，就这个保障性收购小时数而言，实际上已经是变相的降低了平价的电价水平。前提当然是全额收购发电电量，而只有部分发电量才能做到平价收购，其余竞价。如果2021年的新建项目按2016年的这个数据表来执行，包括部分部分区域基本只有50%的发电量做到平价，其余都是竞价，竞价基本也就只能做到平价的70-80%价格水平，这一点行业专家们都心知肚明。 另外，无保障收购小时数的按合理利用小时数以内的发电量，上网电价由省级能源主管部门以国家确定的项目并网规模为基础，通过竞争性配置方式形成，不得超过当地指导价；保障收购小时数以外的发电量，直接参与市场交易形成上网电价。这就是说，2016年没给出保障性收购小时数的省份就要竞争性配置，不用说，肯定低于标杆电价或者指导电价。至于新建项目合理利用小时数，则直接按照《财政部、国家发展改革委、国家能源局<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建【2020】426号）规定的项目全生命周期合理利用小时数折算至每年的利用小时数确定，1800-2400h/年，实际上这个小时数对于未来的风电场来说，很少有风电场能做到这个指标。 根据通知信息，201年新能源的指导价统筹考虑2020年各地燃煤发电基准价和市场交易平均价分省确定，从国家能源局的统计数据来看，基本每个省份的指导电价都低于我们所说的平价-标杆火电电价，海南持平，青海高于标杆电价9.19厘/kwh外，其余都低于标杆电价1.0-9.8厘/kwh，也就是说，刚刚平价，我们就直接开始次平价-低于平价。也就是说，保障性收购的部分电价已经不是真正的平价收购，对于发电企业而言，1厘/kwh的电价差异，以一个5万千瓦，全国平均2100h的发电小时数计算，发电收益损失就达到10.5万元，如果达到1分/kwh。损失就是105万元，这对已经在盈亏平衡点收益的风电场来说，无异于雪上加霜。 2021年各省（区、市）新建光伏发电、风电项目指导价（单位：元/千瓦时）
党中央提出了构建以新能源电力为主体的新型电力体系，这句话意味着新能源电力在未来电力结构中要承担更大的责任，同时也就意味着要转型成电源老大哥做出表率：电价要低于原来的煤电老大哥价格，只有这样才是当大哥的样子。此举说明新能源未来发展将会迎来更大的挑战，除了本身发展的限制外，同时还要持续的降低度电成本，上网电价持续降低，才可能做好电源大哥的位置。未来新能源的电价从经济的发展角度来看，用电规模越来越大，也就意味着上网电价越来越低，至于何种方式降低，那是由市场来主导。
做大新能源，意味着要做强新能源开发，意味着开发建设成本更低的新能源电源，新能源产业的压力将会越来越大，同时新能源产业的创新进步需求也会越来越多，过去火电从几万千瓦机组到现在的百万千瓦超超临界机组，成本越来越低，能源更加清洁，没有做不到，只有想不到。
加油吧，新能源的兄弟们，压力很大，但是未来市场更大！
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