在德班氣候大會召開前夕，非政府組織“氣候組織”在北京發(fā)布了其第4份年度研究報告《中國的清潔**IV:財金戰(zhàn)略》。該研究報告通過對具體案例的研究，對我國支持低碳增長的財金戰(zhàn)略進行了梳理，并提出了發(fā)展建議。其中，“可再生能源：電價補貼與示范”案例系統(tǒng)總結了近年來我國對可再生能源通過價格政策給予支持的進展、成效和前景，為相關政策的制定和發(fā)展提供了理論依據(jù)。

　　“固定電價和財政補貼等經(jīng)濟激勵政策都有力地推動了可再生能源產業(yè)的發(fā)展。未來應該在繼續(xù)推行扶持性財稅政策的同時，完善政策細節(jié)，保障政策執(zhí)行效果。”――《財金戰(zhàn)略》研究報告提出了這樣的意見。可再生能源發(fā)電目前處于商業(yè)化前期階段，且成本變化較快，無論從技術角度還是從經(jīng)濟角度來看，都不能按照純商業(yè)化的市場競爭來定價或直接參與電力市場競爭;同時，可再生能源具有較強的正外部效益，需要得到價格政策等經(jīng)濟政策的有力扶持。因此，可再生能源上網(wǎng)電價政策的主要意義在于可以明確投資回報，并反映可再生能源的外部效益和技術進步潛力，從而實現(xiàn)政府設定的發(fā)展目標。本期，我們選編了報告中的有關案例分析，以饗讀者。

　　可再生能源電價政策取得初步成效

　　●中國可再生能源電價政策進程

　　可再生能源法中規(guī)定了電價政策制定的原則并建立了費用分攤制度。電價應當根據(jù)不同類型可再生能源發(fā)電的特點和不同地區(qū)的情況，按照有利于促進可再生能源開發(fā)利用和經(jīng)濟合理的原則確定，并根據(jù)技術的發(fā)展適時調整。費用分攤制度是電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)規(guī)定的上網(wǎng)電價收購可再生能源電量所發(fā)生的額外費用，通過在國內范圍內征收的可再生能源電價附加予以補償。價格政策有多種形式，其實施效果和經(jīng)濟代價也不盡相同。應根據(jù)不同可再生能源技術發(fā)展階段，以較適宜的經(jīng)濟代價，結合可再生能源技術水平、產業(yè)發(fā)展、電力市場發(fā)展的實際情況分階段地進行選擇。國家目前針對不同種類、不同發(fā)展階段的可再生能源，采取了不同的電價政策，以促進可再生能源應用并鼓勵技術進步。

　　●風電電價政策演變

　　中國風電價格政策主要經(jīng)歷了四個階段：審批電價階段、招標與審批電價階段、招標加核準電價階段、固定電價階段。目前風電執(zhí)行的是2009年出臺的風電標桿上網(wǎng)電價，此標桿價格比特許權招標的價格高出10%左右，比脫硫燃煤發(fā)電的價格高出30%左右。

　　標桿電價的出臺改變了風電價格機制不統(tǒng)一的局面，使項目投資方有了明確的預期，并鼓勵項目方降低成本。按照標桿電價，西部風資源較好地區(qū)風電項目理論上能保證10%的內部收益率，但由于目前不能保證全部電量上網(wǎng)，實際收益率較低。未來4類資源區(qū)的劃分將無法滿足需要，應制定更加細化、與資源結合更加緊密的風電固定電價政策。另外，標桿價格不能一味地追求“低”，要能夠給予企業(yè)合理的利潤空間鼓勵技術**。

　　海上風電項目也在逐漸開展，現(xiàn)階段為審批電價和招標電價結合的方式，價格區(qū)間為0.62~0.97元/kW.2010年完成的**批海上風電特許權項目招標雖然*終中標電價沒有采納*低投標價格，但對于投資高出陸上風電場一倍以上的海上風電項目，已經(jīng)接近于陸上風電的中標價格較難實現(xiàn)盈利。借鑒陸上風電的歷史教訓，海上風電應在給予企業(yè)合理盈利空間的同時，促進其采用更先進的關鍵設備和技術，起到**產業(yè)健康發(fā)展和技術進步的作用。

　　●太陽能光伏發(fā)電電價政策演變

　　中國光伏發(fā)電價格經(jīng)歷了審批定價、招標定價、地方固定電價等階段，目前已經(jīng)出臺了固定電價政策。由于光伏發(fā)電相對于風電來說，成本較高且變化較快，光伏發(fā)電價格政策一直進展緩慢，直到今年7月發(fā)改委才出臺國內統(tǒng)一光伏標桿上網(wǎng)電價，同時提出今后將根據(jù)投資成本變化、技術進步情況等因素適時調整標桿電價。光伏標桿電價的出臺為光伏產業(yè)和市場提供了明確的投資回報預期，也及時剎住了招標價格越招越低、惡性競爭的形勢。按照目前給予的標桿價格，西部光資源豐富地區(qū)項目在保證其所發(fā)電量全部上網(wǎng)的前提下可達到10%的收益率。但是有三個方面的問題需要引起重視：首先，借鑒風電脫網(wǎng)事故的教訓，光伏標桿電價的出臺要在鼓勵項目建設和成本降低的同時，保證產品質量和技術的提高。其次，國內統(tǒng)一性標桿電價會使得光伏裝機集中在光照資源好的西部地區(qū)，但目前西部地區(qū)的電網(wǎng)支持較弱，需要及時解決好并網(wǎng)問題。*后，光伏發(fā)電標桿上網(wǎng)電價政策并未明確未來調整標桿電價的時間和補貼年限，國內統(tǒng)一性標桿價格也未考慮到地區(qū)資源差別，因此出臺的政策還將會逐步完善。但即使仍需進一步完善，光伏標桿電價的出臺還是對開啟中國的光伏應用市場起到了決定性的作用。

　　太陽能熱發(fā)電技術的發(fā)展要滯后于光伏發(fā)電。2010年全球太陽能熱發(fā)電新增裝機不到20萬千瓦，累計裝機勉強超過1GW，且主要集中在西班牙和美國兩個國家。中國太陽能熱發(fā)電還是空白，2011年太陽能熱發(fā)電的**個特許權招標項目――鄂爾多斯50MW槽式太陽能熱發(fā)電電站的中標價格為0.9399元/kWh，依然是采用了*低價格中標。

　　●生物質發(fā)電電價政策演變

生物質發(fā)電項目上網(wǎng)電價實行政府指導價，電價標準由各省2005年脫硫燃煤機組標桿上網(wǎng)電價加補貼電價組成，補貼電價標準為0.25元/kWh，秸稈直燃發(fā)電項目還可以得到0.1元/kWh的臨時補貼。生物質發(fā)電價格政策的問題在于補貼標準過于統(tǒng)一，應根據(jù)不同種類的生物質發(fā)電技術細化不同的補貼標準。另外，以2005年煤電價格為基數(shù)不僅無法體現(xiàn)生物質發(fā)電電價與煤電聯(lián)動的關系，還使西部區(qū)域的生物質發(fā)電價格過低，不能很好地促進生物質發(fā)電的發(fā)展。因此，2010年7月國家出臺農林生物質發(fā)電項目固定電價政策，固定電價0.75元/kWh。此外，國內一些專家認為，混燃發(fā)電項目也應該得到價格政策的支持，但是由于計量等問題比較復雜，關于混燃發(fā)電的價格政策一直沒有出臺。

　　現(xiàn)有政策已經(jīng)無法滿足補貼需求

　　可再生能源上網(wǎng)電價、發(fā)展總量、經(jīng)濟支持代價三者是相互影響的，政策制定需要平衡其三者關系。目前可再生能源電價高于傳統(tǒng)能源，單靠政府的力量無法支持如此巨大的經(jīng)濟代價。因此中國采取了全民分攤發(fā)展可再生能源成本的方式，其核心政策為征收可再生能源電價附加和費用分攤機制。

　　可再生能源電價附加是為扶持可再生能源發(fā)展而在國內銷售電量上均攤的加價標準。電價附加使得各個地區(qū)在分擔可再生能源發(fā)電的額外成本方面有了共同且有區(qū)別的責任。發(fā)達地區(qū)電力消耗多，電力附加征收得也多;落后地區(qū)電力消耗少，電力附加也少。同時，農業(yè)用電和西藏地區(qū)不征收電力附加。電力附加分擔了電網(wǎng)企業(yè)收購可再生能源電力的成本，保證了電網(wǎng)的利益，也降低了電網(wǎng)收購可再生能源電力的障礙。電價附加資金的征收標準從2006年的0.1分/kWh經(jīng)兩次上調至2009年的0.4分/kWh。截至今年6月，國家發(fā)展改革委共公布了7批《可再生能源電價補貼和配額交易方案》，補貼金額隨著可再生能源發(fā)電量的增加而逐年上升。

　　2010年征收的可再生能源電價附加已經(jīng)只能滿足補貼總量70%的需求。雖然國家目前上收風電審批權，提出國家統(tǒng)一規(guī)劃外的地方審批項目將不再享受可再生能源電價附加補貼，但隨著“十二五”期間光電的快速推進和可再生能源發(fā)展規(guī)模的進一步擴大，目前的可再生能源附加征收已經(jīng)無法滿足補貼需求，國家將繼續(xù)上調可再生能源電價附加額度。

　　以合理的經(jīng)濟代價推動可再生能源發(fā)展

　　固定電價和財政補貼等經(jīng)濟激勵政策都有力地推動了可再生能源產業(yè)的發(fā)展。未來應該在繼續(xù)推行扶持性財稅政策的同時，完善政策細節(jié)，保障政策執(zhí)行效果。電價政策需要更加細化固定電價政策是促進可再生能源發(fā)電發(fā)展的有效措施，它以較小的經(jīng)濟代價帶動了市場的規(guī)?；l(fā)展。未來推動可再生能源發(fā)展依然需要價格政策的支持，應著重考慮以下三個方面：以合理的經(jīng)濟代價推動可再生能源以合適的速度和規(guī)模發(fā)展;給予可再生能源發(fā)電投資激勵的同時，鼓勵技術進步和成本降低;引導投資流向，促進可再生能源電力發(fā)展的技術和地域的合理布局。

　　支持方式更具針對性。不同經(jīng)濟激勵政策起到的扶持效果不同。未來需要發(fā)揮不同政策的特點，根據(jù)產業(yè)發(fā)展的階段、項目技術類別、區(qū)域發(fā)展情況，采用更具有針對性的支持政策。支持方式應當與市場機制相結合，使其更具杠桿效應，以促進有限的政策和資金資源向效率高的地方流動。“十二五”期間，國家發(fā)展可再生能源電力的方式逐漸從大規(guī)模集中建設變?yōu)榧惺胶头植际讲⒅?，國家對分布式可再生能源越來越重視，對其也應給予足夠有力的政策扶持。

　　扶持資金來源需要拓寬?？稍偕茉窗l(fā)展初期建設成本較高，建立資金保障體系是促進其發(fā)展的重要條件。“十二五”期間，風電和生物質發(fā)電項目規(guī)模將進一步擴大，太陽能發(fā)電產業(yè)將進入快速成長期，支撐其發(fā)展的補貼資金缺口將進一步增大。僅靠上調可再生能源附加只能解決一時需求，進一步拓寬扶持資金的來源才是長久之計。同時，應逐步引導地方財政和金融機構共同扶持，并通過資金使用機制**，擴大扶持資金的杠桿作用。

　　建立并網(wǎng)和消納的激勵機制。在出臺標桿上網(wǎng)電價后，光伏發(fā)電產業(yè)也會出現(xiàn)類似于風電產業(yè)前些年的大規(guī)模增長的情況。因此，要對電網(wǎng)建設加大投入，解決好可再生能源電力的并網(wǎng)問題，不僅要在技術層面加大投入，還要建立并網(wǎng)的激勵性機制。另外，應當針對可再生能源電力就地消納出臺相關激勵政策。例如，可以給予民用綠電補貼政策，或利用當?shù)乜稍偕茉措娏Y源進行農村電氣化建設，這樣可緩解近期內并網(wǎng)壓力，形成多贏局面。