以保障合理收益并兼顾逐步参与电力市场为原则，明确平价时代新能源电价机制
　　建议以保障项目合理收益、支撑实现2030 年前碳达峰、2030 年非化石能源占比和风、光装机目标等为原则，研究制定全面平价无补贴时代新能源电价和项目运行机制。对于2020 年及以前建设的有电价补贴项目，从保持政策连续性和严肃性出发，应延续既往政策，全额保障性收购小时数内的发电量属于优先发电电量，依据燃煤发电基准价实施保障性收购，高出的发电量可进入电力市场参与交易。2019―2020 年被列入平价无补贴项目清单的风、光项目，按照《国家发展改革委国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》(发改能源〔2019〕19 号)的有关政策执行。
　　对于2021 年及之后安排和建设的无补贴新能源增量项目，建议分类确定电价：一是在消纳条件有限，或土地条件有限等情况下，可考虑实施竞争配置项目，如果仅针对项目开发权，就形成与燃煤基准价电价水平相同的平价项目，如果针对项目开发权和电价，就形成低于燃煤基准价的低价项目;二是在消纳空间充足、建筑和土地所有权或前期工作明确的情况下，可直接确定项目业主，即形成平价项目。对上述平价和低价项目，还需要明确一定的小时数或上网电量，以供企业投资决策和作为竞价边界。建议依据各地新能源发电项目成本、经济性、可再生能源电力消纳保障责任权重、电力市场化改革进展等，以保障合理收益为原则，确定一定的小时数作为平价保障小时数，也可参考《关于< 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)文件中的合理利用小时数作为平价保障小时数。将平价保障小时数内的发电量作为优先发电电量，依据燃煤发电基准价(非竞争配置电价项目)或竞争性配置电价(竞争配置确定开发企业和电价的项目)确定固定电价实施保障性收购，签订长期购电协议，高出该小时数的发电量进入所在地的电力市场参与交易。新能源外送项目的电量则可按照送受端协议，并参照上述建议实施。

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