加快完善電價補貼和資金籌集機制

張衛東

我國清潔能源資源豐富，開發利用前景廣闊，主要制約因素是成本和電力系統消納能力。當前清潔能源發電由于成本較高，仍需政府價格補貼支持，但從中長期看，國際國內煤炭開發成本呈上升趨勢，環保標準的提高逐步增加燃煤電廠成本，清潔能源發電成本上的劣勢正逐步扭轉，智能電網發展和技術進步正為清潔能源發電發展提供有力支撐。

初步設想，“十二五”、“十三五”期間，在電價補貼和相關扶持政策支持下，清潔能源有序快速發展，到2020年全國清潔能源發電裝機容量達到8.1億千瓦，占全部裝機的比重為41%，其中水電3.6億千瓦，風電2億千瓦，太陽能發電7000萬千瓦，生物質能等發電1000萬千瓦，核電7000萬千瓦，天然氣發電1億千瓦；清潔能源發電量2.6萬億千瓦時，占全部發電量的比重為32%。

在清潔能源高速發展的狀態下，理順電價補貼和資金籌集機制的任務更加突出。在市場經濟條件下，大多數的機制與政策都是基于成本與價格的政策，甚至包括環境政策也是立足于將環境污染及治理的外部成本內部化，從而改變產業間或項目間的成本效益關系。當前，清潔能源發電發展之所以需要機制政策扶持，也是因為市場價格無法覆蓋生產成本，而政策機制的著眼點一是降低成本（或補貼成本），二是提高價格。政策制定應堅持的最基本和最重要原則是：“用較少的補貼資金，實現合理的清潔能源發展規?！?。

調整風電、太陽能發電電價補貼機制

2009年7月，國家發展和改革委員會發布了《關于完善風力發電上網電價政策的通知》，將國內風電上網價格由項目招標價改為固定區域標桿價。通知規定，按照國內風能資源狀況和工程建設條件，將全國分為四類風能資源區，相應制定風電標桿上網電價。

通過梳理全國分地區火電標桿電價及火電與風電標桿電價水平的差異，我們認為目前的標桿電價水平不盡合理，特別是中東部地區風電度電補貼偏低，不利于鼓勵中東部地區低風速、分散式風電資源的合理開發。

從表中可以看出，在西北部地區基本上風電度電補貼超過0.2元/千瓦時，而在中東部地區，度電補貼在0.09-0.17元之間，明顯低于西北部地區。在不同地區建設風電國家給予的度電補貼水平不相同，造成了地區間補貼的不公平性（從促進西部北部落后地區經濟社會發展上看具有一定合理性），特別是考慮到中東部地區平均風速低、利用小時低、用地補償、人工成本高等因素，現行的電價補貼政策發出錯誤的價格引導信號，挫傷了企業在中東部投資建設風電的積極性，也不利于資源優化配置和補貼資金的有效發揮。

為了更大更有效地發揮補貼資金的作用，應當調整現行補貼政策，即按照各地標桿煤電價格加上相同補貼電價（需結合電價承受能力和風電發展目標綜合測算）確定風電標桿電價。這樣，再配套合理政策，可實現相同的補貼資金下風電發電量最大化。若考慮帶動西部地區發展的因素影響，可將西部、北部風電補貼電價略微提高1-2分/千瓦時。

對于大型光伏電站電價，與風電電價不合理之處相同，由于在不同地區建設光伏電站國家給與的度電補貼水平是不相同的，這造成了價格引導信號扭曲，同樣不利于資源優化配置和補貼資金的有效發揮，建議修訂為分省標桿煤電電價加固定補貼價格確定。

適時改革水電電價形成機制

長期以來，我國水電發電成本低于煤電成本和平均發電成本，具有經濟競爭力。目前，受水電資源條件制約、生態保護投入和移民成本增加等因素影響，水電成本逐年攀升，未來將逐步超過當地煤電發電成本。

水電從本質上看，也屬于清潔、可再生能源，也應統一納入可再生能源補貼范圍。建議未來分省制定能夠覆蓋絕大多數水電開發成本的標桿上網電價，若該電價高于當地燃煤標桿電價，則由全國可再生能源基金對超過燃煤標桿電價部分給與補貼，以鼓勵水電開發，并促進投資者控制成本、提高效益。

對于個別資源條件好、開發成本過低的項目，可借鑒浙江等地經驗，引入資源開發權招標，由資源所在省級政府支配開發權轉讓收入，用于扶持清潔能源發展。

完善天然氣發電電價補貼機制

與煤電相比，天然氣發電成本偏高，目前天然氣集中發電基本靠省級地方政府給予補貼運行，沒有出臺全國統一補貼政策，很多項目處在保本甚至虧損狀態。根據我國天然氣資源和消費狀況，未來天然氣價格仍呈上漲趨勢，天然氣發電補貼水平如不進一步提高，發電項目將大面積虧損。

天然氣發電帶來的清潔環保效益主要由項目所在地區受益，天然氣發電補貼資金不宜采用可再生能源附加的形式從全國電費中征集。建議由國家主管部門研究制定全國統一的補貼政策，具體由省級地方政府落實資金來源和補貼水平，保障項目合理回報。

同時，盡快研究完善電網調峰調頻輔助服務成本補償機制，加快建立調峰調頻電價，對參加電網調峰調頻服務的天然氣發電給與相應補償。

完善電網建設和調度生產成本補貼機制

電力系統消納風電、太陽能等間歇式清潔能源發電的能力，取決于負荷特性、系統調峰能力、電網網架結構及跨區域通道能力等因素。我國可再生能源資源與電力負荷分布不均衡，煤電及熱電聯產機組比重高，燃氣發電、抽水蓄能等靈活調節機組比重偏低，系統調峰能力相對較差，內蒙古、新疆、甘肅、東北等地區風電在當地電網消納困難，需要通過交直流輸電通道送電至中東部負荷中心消納，增加了電網投資和運行成本。按照《可再生能源法》規定，電網企業應優先保障可再生能源發電上網。隨著風電、太陽能發電等間歇性電源規模不斷增加，滿足可再生能源發電優先收購和電網安全穩定運行要求，必須妥善解決有功平衡、無功電壓控制、安穩措施完善、通信信息交換等一系列問題，不可避免地帶來成本增加和經濟利益再平衡。

為了推動清潔可再生能源發電規?；l展，應通過經濟手段調動電網企業的積極性。在要求電網企業全額保障性收購的同時，也要加快制定實施面向大規模間歇式能源發電的電網建設和系統運行成本補償機制，一方面補償電網企業專項配套電網建設成本，另一方面補償電網企業自身調度生產成本增加的部分。

制定基于間歇性電源發電質量的電價獎懲機制

隨著大規模間歇性可再生能源發電并入電網，電力系統運行的安全性、穩定性和供需平衡將受到很大影響，除了加強電網建設和精心調度管理外，提高間歇性電源發電質量也是重要途徑和長遠需要，建議制定基于間歇性電源發電質量的電價獎懲機制。

一是制定基于間歇電源發電功率預測預報水平的獎懲機制。間歇電源功率預測是確保電網平衡發電波動，減少備用容量和經濟運行的重要技術保障。歐洲一些國家提高消納風電能力的重要舉措就是采取獎懲措施，提高風功率預測水平。由于我國目前采用全額收購上網電量的政策，風電開發商沒有進行風電功率預測的積極性。為了促進風電功率預測技術的進步，建議在采用電網調度部門集中預測為主要模式的同時，鼓勵風電開發商參與預測。具體可借鑒西班牙的風電發展經驗，制定相關政策，要求風電開發商進行風電功率預測，對于預測誤差20%以內的電量正常結算并給予一定的電費加價，對誤差超過20%的電量則進行一定處罰。

二是制定基于間歇式電源項目電能質量的獎懲機制。隨著技術的進步，間歇式發電項目可以通過研究應用先進的電力電子技術、儲能技術、信息控制技術等，提供與常規發電機組類似的有功無功控制和電壓頻率響應，顯著改善自身特性，有效提高系統的安全穩定水平。應盡快研究制定基于間歇式電源發電質量的差異化電價和經濟獎懲機制，鼓勵間歇式電源項目提高自身管理水平，推廣應用先進的控制調節技術，提高電能質量。

完善可再生能源（清潔能源）發展基金制度，提高資金運作效率

按照《可再生能源法》的相關條款，“國家財政設立可再生能源發展基金，資金來源包括國家財政資金和電價附加等?！蹦壳?，可再生能源發電補貼資金主要來自于電價中的可再生能源附加。建議拓寬資金來源渠道，適度增加政府財政撥款額度，建立完善捐贈機制，推廣綠電交易機制，采取多種手段，多方面、多渠道籌集可再生能源發展基金。

建立可再生能源電價附加標準調節機制，根據可再生能源（清潔能源）發電發展目標和資金需求，有序靈活地調整電價附加水平。

將水電發展納入可再生能源補貼范圍，加快水電標桿電價出臺，促進水電健康發展。

賦予省級地方政府相應權力，籌集天然氣發電成本補貼資金，促進天然氣發電發展。

優化調整可再生能源電價附加征收和補貼發放流程，建立資金征集、發放專用平臺，引入信息化、互聯網等先進手段，提高行政監管、申報審核、資金運轉等方面的工作效率，確保電價附加足額征繳、按期發放，緩解企業資金周轉難題。