上网电价政策激励新能源发展

　　“固定电价和财政补贴等经济激励政策都有力地推动了可再生能源产业的发展。未来应该在继续推行扶持性财税政策的同时，完善政策细节，保障政策执行效果。”――《财金战略》研究报告提出了这样的意见。可再生能源发电目前处于商业化前期阶段，且成本变化较快，无论从技术角度还是从经济角度来看，都不能按照纯商业化的市场竞争来定价或直接参与电力市场竞争;同时，可再生能源具有较强的正外部效益，需要得到价格政策等经济政策的有力扶持。因此，可再生能源上网电价政策的主要意义在于可以明确投资回报，并反映可再生能源的外部效益和技术进步潜力，从而实现政府设定的发展目标。本期，我们选编了报告中的有关案例分析，以飨读者。

　　可再生能源电价政策取得初步成效

　　●中国可再生能源电价政策进程

　　可再生能源法中规定了电价政策制定的原则并建立了费用分摊制度。电价应当根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据技术的发展适时调整。费用分摊制度是电网企业根据规定的上网电价收购可再生能源电量所发生的额外费用，通过在国内范围内征收的可再生能源电价附加予以补偿。价格政策有多种形式，其实施效果和经济代价也不尽相同。应根据不同可再生能源技术发展阶段，以较适宜的经济代价，结合可再生能源技术水平、产业发展、电力市场发展的实际情况分阶段地进行选择。国家目前针对不同种类、不同发展阶段的可再生能源，采取了不同的电价政策，以促进可再生能源应用并鼓励技术进步。

　　●风电电价政策演变

　　中国风电价格政策主要经历了四个阶段：审批电价阶段、招标与审批电价阶段、招标加核准电价阶段、固定电价阶段。目前风电执行的是2009年出台的风电标杆上网电价，此标杆价格比特许权招标的价格高出10%左右，比脱硫燃煤发电的价格高出30%左右。

　　标杆电价的出台改变了风电价格机制不统一的局面，使项目投资方有了明确的预期，并鼓励项目方降低成本。按照标杆电价，西部风资源较好地区风电项目理论上能保证10%的内部收益率，但由于目前不能保证全部电量上网，实际收益率较低。未来4类资源区的划分将无法满足需要，应制定更加细化、与资源结合更加紧密的风电固定电价政策。另外，标杆价格不能一味地追求“低”，要能够给予企业合理的利润空间鼓励技术**。

　　海上风电项目也在逐渐开展，现阶段为审批电价和招标电价结合的方式，价格区间为0.62~0.97元/kW.2010年完成的**批海上风电特许权项目招标虽然*终中标电价没有采纳*低投标价格，但对于投资高出陆上风电场一倍以上的海上风电项目，已经接近于陆上风电的中标价格较难实现盈利。借鉴陆上风电的历史教训，海上风电应在给予企业合理盈利空间的同时，促进其采用更先进的关键设备和技术，起到**产业健康发展和技术进步的作用。

　　●太阳能光伏发电电价政策演变

　　中国光伏发电价格经历了审批定价、招标定价、地方固定电价等阶段，目前已经出台了固定电价政策。由于光伏发电相对于风电来说，成本较高且变化较快，光伏发电价格政策一直进展缓慢，直到今年7月发改委才出台国内统一光伏标杆上网电价，同时提出今后将根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整标杆电价。光伏标杆电价的出台为光伏产业和市场提供了明确的投资回报预期，也及时刹住了招标价格越招越低、恶性竞争的形势。按照目前给予的标杆价格，西部光资源丰富地区项目在保证其所发电量全部上网的前提下可达到10%的收益率。但是有三个方面的问题需要引起重视：首先，借鉴风电脱网事故的教训，光伏标杆电价的出台要在鼓励项目建设和成本降低的同时，保证产品质量和技术的提高。其次，国内统一性标杆电价会使得光伏装机集中在光照资源好的西部地区，但目前西部地区的电网支持较弱，需要及时解决好并网问题。*后，光伏发电标杆上网电价政策并未明确未来调整标杆电价的时间和补贴年限，国内统一性标杆价格也未考虑到地区资源差别，因此出台的政策还将会逐步完善。但即使仍需进一步完善，光伏标杆电价的出台还是对开启中国的光伏应用市场起到了决定性的作用。

　　太阳能热发电技术的发展要滞后于光伏发电。2010年全球太阳能热发电新增装机不到20万千瓦，累计装机勉强超过1GW，且主要集中在西班牙和美国两个国家。中国太阳能热发电还是空白，2011年太阳能热发电的**个特许权招标项目――鄂尔多斯50MW槽式太阳能热发电电站的中标价格为0.9399元/kWh，依然是采用了*低价格中标。

　　●生物质发电电价政策演变

　　现有政策已经无法满足补贴需求

　　可再生能源上网电价、发展总量、经济支持代价三者是相互影响的，政策制定需要平衡其三者关系。目前可再生能源电价高于传统能源，单靠政府的力量无法支持如此巨大的经济代价。因此中国采取了全民分摊发展可再生能源成本的方式，其核心政策为征收可再生能源电价附加和费用分摊机制。

　　可再生能源电价附加是为扶持可再生能源发展而在国内销售电量上均摊的加价标准。电价附加使得各个地区在分担可再生能源发电的额外成本方面有了共同且有区别的责任。发达地区电力消耗多，电力附加征收得也多;落后地区电力消耗少，电力附加也少。同时，农业用电和西藏地区不征收电力附加。电力附加分担了电网企业收购可再生能源电力的成本，保证了电网的利益，也降低了电网收购可再生能源电力的障碍。电价附加资金的征收标准从2006年的0.1分/kWh经两次上调至2009年的0.4分/kWh。截至今年6月，国家发展改革委共公布了7批《可再生能源电价补贴和配额交易方案》，补贴金额随着可再生能源发电量的增加而逐年上升。

　　2010年征收的可再生能源电价附加已经只能满足补贴总量70%的需求。虽然国家目前上收风电审批权，提出国家统一规划外的地方审批项目将不再享受可再生能源电价附加补贴，但随着“十二五”期间光电的快速推进和可再生能源发展规模的进一步扩大，目前的可再生能源附加征收已经无法满足补贴需求，国家将继续上调可再生能源电价附加额度。

　　以合理的经济代价推动可再生能源发展

　　固定电价和财政补贴等经济激励政策都有力地推动了可再生能源产业的发展。未来应该在继续推行扶持性财税政策的同时，完善政策细节，保障政策执行效果。电价政策需要更加细化固定电价政策是促进可再生能源发电发展的有效措施，它以较小的经济代价带动了市场的规模化发展。未来推动可再生能源发展依然需要价格政策的支持，应着重考虑以下三个方面：以合理的经济代价推动可再生能源以合适的速度和规模发展;给予可再生能源发电投资激励的同时，鼓励技术进步和成本降低;引导投资流向，促进可再生能源电力发展的技术和地域的合理布局。

　　支持方式更具针对性。不同经济激励政策起到的扶持效果不同。未来需要发挥不同政策的特点，根据产业发展的阶段、项目技术类别、区域发展情况，采用更具有针对性的支持政策。支持方式应当与市场机制相结合，使其更具杠杆效应，以促进有限的政策和资金资源向效率高的地方流动。“十二五”期间，国家发展可再生能源电力的方式逐渐从大规模集中建设变为集中式和分布式并重，国家对分布式可再生能源越来越重视，对其也应给予足够有力的政策扶持。

　　扶持资金来源需要拓宽。可再生能源发展初期建设成本较高，建立资金保障体系是促进其发展的重要条件。“十二五”期间，风电和生物质发电项目规模将进一步扩大，太阳能发电产业将进入快速成长期，支撑其发展的补贴资金缺口将进一步增大。仅靠上调可再生能源附加只能解决一时需求，进一步拓宽扶持资金的来源才是长久之计。同时，应逐步引导地方财政和金融机构共同扶持，并通过资金使用机制**，扩大扶持资金的杠杆作用。

　　建立并网和消纳的激励机制。在出台标杆上网电价后，光伏发电产业也会出现类似于风电产业前些年的大规模增长的情况。因此，要对电网建设加大投入，解决好可再生能源电力的并网问题，不仅要在技术层面加大投入，还要建立并网的激励性机制。另外，应当针对可再生能源电力就地消纳出台相关激励政策。例如，可以给予民用绿电补贴政策，或利用当地可再生能源电力资源进行农村电气化建设，这样可缓解近期内并网压力，形成多赢局面。