能源基金會：2017年可再生能源電價改革方向分析報告終稿（31頁）.pdf

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1、能源基金會支持項目能源基金會支持項目 G1602-24284 報告一報告一 可再生能源電價改革方向分析可再生能源電價改革方向分析（終終稿）稿）項目名稱：項目名稱：電力體制改革框架下可再生能源電價及補貼形成機制電力體制改革框架下可再生能源電價及補貼形成機制研究研究 項目項目來源來源：能源基金會能源基金會 項目承擔單位：項目承擔單位：國家發展改革委能源研究所國家發展改革委能源研究所 國網能源研究院國網能源研究院 報告完成單位：報告完成單位：國家發展改革委能源研究所國家發展改革委能源研究所 國家可再生能源中心國家可再生能源中心 報告完成時間：報告完成時間：2017 年年 3 月月 項目名稱：電力體制

2、改革框架下可再生能源電價及補貼形成機制研究 項目來源：能源基金會 項目指導單位：國家發展改革委價格司 國家能源局新能源司 項目承擔單位：國家發展改革委能源研究所 國網能源研究院 項目負責人：時璟麗 李瓊慧 主要研究人員：陶 冶 高 虎 袁婧婷 王紅芳 樊麗娟 杭 宇 郭曉雄 王彩霞 雷雪姣 李梓仟 報告一：可再生能源電價改革方向分析 完成單位:國家發展改革委能源研究所，國家可再生能源中心 執筆人：時璟麗 陶 冶 高 虎 報告二：可再生能源參與電力市場模式研究 完成單位:國網能源研究院新能源所 執筆人：雷雪姣 王彩霞 李瓊慧 李梓仟 報告三：電力體制改革框架下可再生能源電價補貼形成機制研究 完成

3、單位:國家發展改革委能源研究所，國家可再生能源中心 執筆人：時璟麗 高 虎 王紅芳 袁婧婷 樊麗娟 杭 宇 郭曉雄 I 目目 錄錄 一、研究背景.1（一）可再生能源電力已處于規?；l展階段.1（二）新形勢下可再生能源電價和補貼機制面臨多重問題.1（三）電力體制改革對可再生能源電價補貼機制調整提出新要求.2 二、現行可再生能源電價補貼機制.3（一）固定電價政策原則和內涵.3（二）標桿電價水平調整.4（三）費用補償政策原則和內涵.6（四）費用補償政策調整.7 三、可再生能源電價補貼政策實施效果.8（一）風電.9（二）光伏發電.11（三）生物質發電.12 四、可再生能源電價補貼機制面臨的問題.13（

4、一）標桿電價水平調整.13（二）補貼資金缺口.17（三）補貼資金管理模式.22 五、電力體制改革對可再生能源電價補貼機制的新要求和發展方向.24（一）輸配電價改革.24（二）計劃電量機制改革.25（三）放開發電和用電電價，由市場形成電價.26（四）直接交易機制.27 II 1 一、研究背景一、研究背景（一）可再生能源電力已處于規?；l展階段（一）可再生能源電力已處于規?；l展階段 2006 年可再生能源法實施后，我國可再生能源在系統性的法規政策支持下快速發展，“十二五”時期可再生能源進入規?；l展階段，為實現 2015、2020 和 2030 年非化石能源在一次能源中的占比目標和今后更大規模發

5、展打下了良好基礎。尤其突出的是以風電、光伏發電為代表的可再生能源電力，得益于有效的電價和費用分攤政策，我國風電、光伏發電市場和產業規模均已位居世界第一。風電累計裝機從 2010 年的 3131 萬千瓦增加到 2015 年的 1.29 億千瓦，裝機占比從 3.3%增加到 8.6%，2016 年底達到 1.49 億千瓦；光伏發電累計裝機從 2010年的 30 萬千瓦增加到 2015 年的 4318 萬千瓦，裝機占比達到 2.8%，2016 年底超過 7700 萬千瓦；生物質能發電平穩發展，2015 年底裝機達到 1031 萬千瓦，2016年底超過 1200 萬千瓦，電量貢獻和占比不斷提升?？稍偕?/p>

6、源電力已經進入到大規模增量替代、區域性存量替代階段，成為推動能源生產和消費革命的重要途徑，是實現由化石能源為主的能源體系向清潔低碳能源體系轉變的核心和不可或缺的手段?！笆濉笔俏覈鴮崿F全面建成小康社會奮斗目標、全面深化改革、加快轉變經濟發展方式、建設生態文明和推進能源轉型的關鍵時期。雖然可再生能源發展在過去十年內取得了長足進步，但隨著應用規模的不斷擴大，可再生能源電力在發展空間、電力系統融入、技術創新、政策保障等方面面臨愈加嚴峻的挑戰。（二）新形勢下可再生能源電價和補貼機制面臨多重問題（二）新形勢下可再生能源電價和補貼機制面臨多重問題 在價格和補貼政策方面，新形勢下我國可再生能源電價補貼機制

7、面臨多重問題和挑戰。2006 年我國建立了支持可再生能源電力發展的固定電價和費用分攤制度，其后，陸續頒布了陸上風電、光伏發電、生物質發電（農林剩余物發電、垃圾發電、沼氣發電）、海上風電、光熱發電上網標桿電價以及分布式光伏發電的度電補貼政策，并依據各類可再生能源技術發展形勢進行相應的調整。此外，2011 年底設立了可再生能源發展基金，在全國范圍內征收可再生能源電價附加，2 用于可再生能源電價補貼和接網費用以及獨立可再生能源運行費用補貼。電價和費用分攤政策的實施，一方面有效推動了風電、光伏發電等可再生能源發電成本的下降，另一方面隨著風電、光伏發電等可再生能源裝機和發電量的迅速增加，可再生能源電價補

8、貼資金需求不斷增高，根據初步測算，按照可再生能源相關規劃中提出的風電、光伏發電、生物質發電發展規模，考慮目前的煤電標桿電價水平不變以及風光等可再生能源電價不斷降低，2020 年當年可再生能源電價補貼需求將達到 1700 億元以上。由于電價補貼來源目前僅有可再生能源電價附加這一唯一渠道，雖然電價附加標準已經在 2015 年底調整到 1.9 分/千瓦時，但仍存在較大缺口，財政部估算到 2016 年底，可再生能源發展基金收入與電價補貼需求之間累計存在約 520 億元的資金缺口。如保持現有政策不變，未來缺口還將增大。當前我國實行的標桿電價定價機制僅僅是反映了煤電、風光等各類電源的直接成本，未能考慮化石

9、能源的外部成本或者可再生能源的外部資源環境生態效益，這就導致風電、光伏發電的直接表觀成本顯著高于煤電，在經營期價格模式下，可再生能源標桿電價水平也顯著高于煤電。尤其是 2014-2015 年，由于國內外化石能源價格持續走低，我國連續幾次調低了煤電標桿電價，雖然風電、光伏發電等可再生能源發電成本和電價有不同水平的下降，但由于煤電價格的顯著下降，光伏發電的度電補貼水平下降有限，風電的度電補貼水平不降反升，煤電價格不反映其外部成本，顯著降低了可再生能源的經濟性和競爭力，同時也是造成可再生能源電價補貼資金需求飆升的主要緣由之一。從促進可再生能源長期持續健康發展角度，需要在價格方面為其發展提供保障，或是

10、通過將化石能源外部性成本以資源、環境、碳等稅費形式外部化，提升化石能源的成本，或是將可再生能源的外部效益反映出來，對可再生能源予以持續的合適的經濟政策支持。（三）電力體制改革對可再生能源電價補貼機制調整提出新（三）電力體制改革對可再生能源電價補貼機制調整提出新要求要求 2015 年 3 月，我國政府頒布了 關于進一步深化電力體制改革的若干意見，同年 11 月又頒布了 6 個電改配套文件，2016 年全國在多個地區陸續成立了電力交易中心，電改的重點之一是推進電價改革，理順電價形成機制，主要包括輸配 3 獨立和單獨電價核算、公益性外的發售價格由市場形成、推進發用電計劃改革、電量逐步轉向市場化交易（

11、發售直接交易、長期交易、跨區交易）并形成市場化交易電價等。電力體制改革對可再生能源和電價補貼機制創新又提出了新要求，從改革方向看，未來可再生能源需要全部參與電力市場，可再生能源價格形成機制一方面可以以市場化為目標進行相應的調整、變革，另一方面也可以成為電價改革的先頭示范。因此，以電力體制改革框架為平臺，借鑒國際經驗，研究促進我國可再生能源電力發展的、以市場化為基礎的可再生能源電價和補貼新機制既有長遠意義，也是現實迫切需要。報告一的第二部分主要總結了可再生能源標桿電價政策和補貼政策發展歷程以及電價補貼水平；第三部分分析了電價補貼政策對可再生能源發展起到的積極作用；第四部分分技術類別、分地區、分年

12、度對 2016-2020 年可再生能源電價補貼資金需求以及現有政策下資金缺口進行了測算，并根據可再生能源發展情況和電力體制改革形勢要求，著重剖析現有可再生能源電價機制在標桿水平調整方面存在的問題，以及可再生能源補貼管理方面存在的問題；第五部分分析了電價改革框架下可再生能源電價機制面臨的任務以及發展方向。二、二、現行可再生能源電價補貼機制現行可再生能源電價補貼機制 2006 年我國開始實施可再生能源法，確立以固定電價和費用分攤制度支持可再生能源發電發展的機制。其后，陸續頒布了陸上風電、光伏發電、生物質發電（農林剩余物發電、垃圾發電、沼氣發電）、海上風電、光熱發電標桿電價，確定了分布式光伏發電補貼

13、標準，并依據各類可再生能源技術發展形勢對電價和補貼標準進行相應的調整，有效促進可再生能源發電市場的規?；l展。到 2016年底，我國風電、光伏發電、生物質發電并網累計裝機分別達到 1.49 億千瓦、7742 萬千瓦和 1214 萬千瓦，2016 年風電、光伏發電、生物質發電電量分別達到2410 億、662 億、647 億千瓦時，合計占當年全社會用電量的 6.3%?？稍偕茉窗l電已成為新增電源和電量中不可忽視的組成部分。（一）（一）固定固定電價政策原則和內涵電價政策原則和內涵 我國對可再生能源發電實施固定上網電價制度，其基本原則源自可再生能 4 源法，規定：（1）可再生能源發電項目的上網電價，由

14、國務院價格主管部門根據不同類型可再生能源發電的特點和不同地區的情況，按照有利于促進可再生能源開發利用和經濟合理的原則確定；（2）根據可再生能源開發利用技術的發展適時調整可再生能源發電項目的上網電價；（3）實行招標的可再生能源發電項目的上網電價，按照中標確定的價格執行，但是不得高于依照前款規定確定的同類可再生能源發電項目的上網電價水平。在國家發展改革委出臺的多項可再生能源電價文件中，遵循并重申了上述原則。但在 2015 年 12 月國家發展改革委頒布的關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知中，增加了一項原則，即：對于陸上風電、光伏發電/光伏電站等技術成熟、發展規模大的可再生能源技術，實施

15、上網標桿電價隨發展規模逐步降低的價格政策。（二）（二）標桿電價標桿電價水平調整水平調整 隨著電力供求關系和電力管理體制的變化，我國電力價格形成機制經歷了幾次調整，2003 年頒布了電價改革方案，其后，在發電端陸續出臺了煤電標桿電價政策和煤電價格聯動機制，制定了脫硫、脫硝、除塵等環保電價以及核電和各類可再生能源標桿電價。目前實施標桿電價政策的可再生能源有陸上風電、海上風電、光伏發電、農林剩余物發電、垃圾發電、沼氣發電、光熱發電（見圖 2-1，表 2-1、表 2-2、表2-3），此外，對分布式光伏發電也實施了基于銷售電價和煤電標桿電價的度電補貼政策?？梢钥闯?，在目前尚未將化石能源的外部環境成本納入

16、電價體系的情況下，可再生能源發電成本和電價水平普遍高于煤電電價，尤其是 2014-2015 年幾次較大幅度降低煤電標桿電價，其中的三次調整使煤電標桿電價水平普遍下降了0.05 元/千瓦時左右，更增大了可再生能源標桿電價和煤電標桿電價的差距?？稍偕茉礃藯U電價水平較高的原因與我國對于各類電源的價格形成機制直接相關，目前主要采用經營期定價方式，即對于某一發電技術，在經營期內考慮同類項目的社會平均先進水平成本，依“經營期成本+稅金+合理利潤”來確定電價水平，合理利潤通過明確的投資收益率水平確定。但是，在考慮成本時，現行 5 的可再生能源標桿電價和煤電標桿電價僅僅是反映了各類電源的直接成本，未能考慮化

17、石能源的在資源環境生態等方面的外部成本或者可再生能源的外部效益，這就導致風電、光伏發電的直接表觀成本顯著高于煤電，在經營期價格模式下，可再生能源標桿電價水平也顯著高于煤電。圖 2-1 2016 年主要電源電價水平（資料來源：根據國家發展改革委網站公布的可再生能源電價文件整理）表 2-1 風電標桿電價 資源區 標桿電價（元/千瓦時）地區 2009-2014 2015 2016-2017 2018 類 0.51 0.49 0.47 0.40 內蒙古自治區除赤峰市、通遼市、興安盟、呼倫貝爾市以外其它地區；新疆維吾爾自治區烏魯木齊市、伊犁哈薩克族自治州、克拉瑪依市、石河子市 類 0.54 0.52 0

18、.50 0.45 河北省張家口市、承德市；內蒙古自治區赤峰市、通遼市、興安盟、呼倫貝爾市；甘肅省張掖市、嘉峪關市、酒泉市 類 0.58 0.56 0.54 0.49 吉林省白城市、松原市；黑龍江省雞西市、雙鴨山市、七臺河市、綏化市、伊春市，大興安嶺地區；甘肅省除張掖市、嘉峪關市、酒泉市以外其它地區；新疆維吾爾自治區除烏魯木齊市、伊利哈薩克族自治州、（昌吉回族自治州）、克拉瑪依市、石河子市以外其它地區；寧夏回族自治區 類 0.61 0.61 0.60 0.57 除類、類、類資源區以外的其他地區（資料來源：根據國家發展改革委網站公布的電價文件整理）表 2-2 光伏發電標桿電價 資源區 標桿電價（元

19、/千瓦時）地區 2011 2012-2013 2013-2015 2016 2017 6 類 1.15 1 0.9 0.80 0.65 寧夏，青海海西，甘肅嘉峪關、武威、張掖、酒泉、敦煌、金昌，新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉瑪依，內蒙古除赤峰、通遼、興安盟、呼倫貝爾以外地區 類 0.95 0.88 0.75 北京，天津，黑龍江，吉林，遼寧，四川，云南，內蒙古赤峰、通遼、興安盟、呼倫貝爾，河北承德、張家口、唐山、秦皇島，山西大同、朔州、忻州，陜西榆林、延安，青海、甘肅、新疆除類外其他地區 類 1 0.98 0.85 除、類資源區以外的其他地區（資料來源：根據國家發展改革委網站公布的電價文件整理）表

20、 2-3 生物質發電標桿電價 類別 時間 電價（元/千瓦時）說明 農林剩余物發電 2006 年 1 月-2007 年 6 月 0.50-0.689 各?。ㄊ?、區）不同，在 2005 年煤電標桿電價基礎上+0.25 元/千瓦時 2007 年 7 月-2010 年 6 月 0.60-0.789 各?。ㄊ?、區）不同，在 2005 年煤電標桿電價基礎上+0.35 元/千瓦時 2010 年 7 月至今 0.75 全國統一水平電價 沼氣/生物質氣化發電 2006 年 1 月-至今 0.50-0.689 各?。ㄊ?、區）不同，在 2005 年煤電標桿電價基礎上+0.25 元/千瓦時 垃圾發電 2006 年 1

21、 月-2012 年 3 月 0.50-0.689 各?。ㄊ?、區）不同，在 2005 年煤電標桿電價基礎上+0.25 元/千瓦時 2012 年 4 月至今 0.65 全國統一水平電價，其中?。ㄊ?、區）需分攤電價補貼 0.1 元/千瓦時（資料來源：根據國家發展改革委網站公布的電價文件整理）（三）（三）費用費用補償補償政策政策原則和內涵原則和內涵 除了固定上網電價政策外，可再生能源法中還明確提出對可再生能源發電電價高出常規能源電價的部分給予費用補償。具體規定是：（1）電網企業依照本法規定確定的上網電價收購可再生能源電量所發生的費用，高于按照常規能源發電平均上網電價計算所發生費用之間的差額，由在全國范

22、圍對銷售電量征收可再生能源電價附加補償；（2）電網企業為收購可再生能源電量而支付的合理的接網費用以及其他合理的相關費用，可以計入電網企業輸電成本，并從銷售電價中回收；（3）國家投資或者補貼建設的公共可再生能源獨立電力系統的銷售電價，7 執行同一地區分類銷售電價，其合理的運行和管理費用超出銷售電價的部分，依照本法規定補償。（四）（四）費用補償政策調整費用補償政策調整 根據現有政策，可再生能源標桿電價與各地煤電標桿電價（含環保電價）之差由可再生能源發展基金提供電價補貼?？稍偕茉磫挝浑娏侩妰r補貼的數值，一是主要取決于可再生能源標桿電價水平，二是受當地燃煤標桿電價水平變動的影響。此外，可再生能源開發

23、布局也會對全國單位電量平均補貼水平產生影響。目前可再生能源發展基金提供的電價補貼僅有一項資金來源渠道，即在全國范圍內征收可再生能源電價附加?？稍偕茉措妰r附加從 2006 年 6 月底開始征收，征收標準最初為 1 厘/千瓦時，其后隨著可再生能源發電發展規模的擴大，電價附加標準也相應提升，經過五次調整，自 2016 年開始為 1.9 分/千瓦時，對居民用戶電價附加標準為 0-8 厘/千瓦時且各?。ㄊ?、區）執行標準不同，對農業生產用電和西藏用電予以免收。2006-2011 年，國家發展改革委通過?。ㄊ?、區）間可再生能源電價附加資金調劑的方式，共發放 8 期電價補貼，累計補貼資金達到 339 億元。

24、2011 年底可再生能源發展基金正式成立后，自 2012 年開始，可再生能源電價補貼由可再生能源發展基金發放，2012-2015 年基金累計補貼額為 1543 億元。2016 年可再生能源發展基金收支數據尚未公布，按照調整后的可再生能源電價附加水平以及征收比例不變、考慮全社會用電量增長情況估算，可再生能源發展基金可提供的電價補貼資金約 690 億元。8 圖 2-2 可再生能源電價附加標準調整以及補貼發放情況（資料來源：根據國家發展改革委和財政部網站公布的文件整理）三、三、可再生能源電價補貼可再生能源電價補貼政策實施效果政策實施效果 可再生能源標桿電價和費用分攤政策的實施，極大地推進我國可再生能

25、源市場規?；l展，并進而帶動風電、光伏發電等可再生能源產業成為世界第一。就我國風電、光伏發電、生物質發電發展軌跡來說，電價政策是基石性的經濟政策，直接推動了國內可再生能源發電相關產業的全面發展，風光等非水可再生能源成為實現2015年非化石能源在一次能源消費中占比11.4%的目標的重要力量（2015年風電、光伏發電、生物質發電在一次能源消費中的占比達到 2.02%，超過核電1.2%的占比），并為實現2020年和2030年非化石能源在一次能源消費中占比15%和 20%的國家目標打下堅實基礎。圖 3-1 可再生能源發電發展情況和“十三五”預期（資料來源：國家發展改革委能源研究所）9 （一）（一）風電

26、風電 到 2015 年底，我國累計并網風電裝機達到 1.29 億千瓦，“十二五”期間新增裝機近 1 億千瓦，無論是風電新增裝機還是累計裝機，我國均位居世界第一。2015年風電發電量超過 1800 億千瓦時，在全社會用電量中的占比達到 3.3%。就分布看，不考慮港澳臺，全國 31 個?。ㄊ?、區）均有風電場建設，且 2015 年底，我國“三北”以外地區的風電累計裝機容量達到 2485 萬千瓦。2016 年，我國新增并網風電裝機 1930 萬千瓦，累計裝機 1.49 億千瓦。從新增裝機分布看，2016 年風電開發地域轉移特征明顯，東中部和南方地區與“三北”地區新增裝機幾乎相當，主要原因一是低風速風機

27、和風電場技術發展使東中部和南方地區的風電開發潛力和經濟性提升，二是風電標桿電價調整幅度在各地區程度不同從而影響了項目收益，三是“三北”地區并網消納困境導致風電開發企業在這些地區的投資意愿降低，在部分省區風電項目已經緩建甚至停滯。發電量方面，2016 年我國風電上網電量 2410 億千瓦時，占全社會用電量的比例為 4.1%。內蒙古、新疆、河北、云南、山東、甘肅、山西、寧夏和遼寧的上網電量均超過 100億千瓦時，部分省區風電上網電量占全社會用電量比重達到較高水平。制造業方面，2006 后在國內風電市場帶動下，風電設備制造業進入快速成長期，研發設計和制造能力不斷提升，企業規模迅速擴大。目前 20 余

28、家企業已經具備了兆瓦級風電機組設計和批量生產的能力，近 10 家企業開始了 5 兆瓦及以上單機風電機組的研制。全國已經形成完整的設備制造和配套零部件專業化產業鏈，內資機組市場份額逐年增加，產品逐漸走向國際市場。2016 年，已有風電機組下線并保持運營生產的企業為 26 家，相對于 2010 年前后 80 余家風機制造企業，風電產業整合基本完成，集中度提高。國內排名前五的整機制造企業分別是金風科技、聯合動力、明陽風電、遠景能源和海裝，均進入全球前十，2015年這 5 家整機制造企業占國內市場份額的 55%，占全球市場份額的 29%。10 圖 3-2 2010-2016 年風電裝機及其增速（資料來

29、源：國家發展改革委能源研究所可再生能源電力發展信息簡報第 19 期）圖 3-3 2016 年風電新增和累計裝機（數據來源：國家能源局）圖 3-4 2010-2016 年風電上網電量和年等效利用小時數（資料來源：國家發展改革委能源研究所可再生能源電力發展信息簡報第 19 期）11 （二二）光伏發電光伏發電 2006 年后，在國際光伏發電市場需求驅動下，我國光伏產業憑借制造業和成本優勢迅速發展，產能和產量翻倍增加，2010 年后光伏制造業成長為產量世界第一、產業技術國際領先、具有國際競爭力的戰略性新興產業，且具有顯著的價格競爭優勢。2011 年，隨著國內光伏發電標桿電價的出臺，尤其是 2013 年

30、調整了光伏發電標桿電價政策和出臺了分布式光伏發電度電補貼電價政策后，國內光伏發電市場迅速擴張，2015年新增光伏發電裝機1513萬千瓦，累計裝機達到4318萬千瓦，2011-2015 年均增速超過 100%。2015 年光伏發電上網電量達到 392 億千瓦時，占全社會用電量的比例為 0.7%。2016 年，受光伏發電標桿電價調整影響，我國光伏發電裝機增長迅猛，全年新增裝機 3424 萬千瓦，其中集中式光伏發電新增裝機 2998 萬千瓦，分布式光伏發電新增裝機 426 萬千瓦。到 2016 年底，光伏發電累計裝機 7742 萬千瓦。從裝機分布看，累計裝機超過 300 萬千瓦的省區有 11 個，超

31、過 200 萬千瓦的省區有15 個。裝機集中的西北五省區（新疆、甘肅、青海、寧夏和內蒙古）盡管增速下降，但仍是累計裝機最為集中的區域，合計占全國總裝機的 44%，中東部地區的江蘇、山東、浙江、安徽、河南和江西六省合計裝機占全國累計裝機的 28%。2016 年，全國光伏發電量 662 億千瓦時，占全社會用電量的比例為 1.1%，其中集中式光伏發電量 610 億千瓦時，分布式光伏發電量 52 億千瓦時。國內光伏發電市場的發展成為光伏制造業產業整合調整的重要契機，光伏制造業產業升級，在多種電池效率提升、平衡部件技術進步、系統集成技術創新等方面取得了顯著成績。目前光伏設備制造產業鏈建設已基本完成，“晶

32、硅材料、制造裝備、應用市場三頭在外”的局面不復存在，2015 年國產多晶硅已占到國內50%的市場份額，并呈逐年增長的態勢，硅片、光伏電池片和組件的產量位居世界首位，相關配套服務體系也逐步建立。2015 年國內 16 家多晶硅企業產能達 19萬噸，產量達 16.5 萬噸，產量占全球總產量的 48%。硅片總產能約 6430 萬千瓦，產量為4800萬千瓦，產量全球占比達到80%。光伏電池片總產能約5300萬千瓦，產量為 4100 萬千瓦，產量占全球總產量的 66%。國內 206 家光伏組件制造企業的產能約 7100 萬千瓦，產量 4580 萬千瓦，產量占全球總產量的 69%。12 圖 3-5 201

33、1-2016 年光伏發電累計裝機及其增速（資料來源：國家發展改革委能源研究所可再生能源電力發展信息簡報第 19 期）圖 3-6 2015-2016 年光伏發電裝機分區域分布（資料來源：國家發展改革委能源研究所）（三三）生物質發電生物質發電 生物質發電包括利用農林剩余物或城市生活垃圾的直接燃燒發電，以及以生物質為原料進行氣化或者產生沼氣進行發電等。我國生物質發電市場自 2006 年啟動，已有十余年，農林剩余物和垃圾焚燒發電、垃圾填埋氣發電技術成熟，裝備設計和制造能力已經基本能夠滿足產業發展需求，應用規模穩步增長，是目前商品化生物質能最主要的應用形式?！笆晃濉笔寝r林剩余物發電裝機增長較快時期，“

34、十二五”期間受原料收集及價格因素影響，農林剩余物裝機增長規模有限，但垃圾發電新增裝機一直保持穩定的規模，也是今后生物質發電裝機主要增長領域。2015 年全國生物質發電累計裝機 1031 萬千瓦，其中，農林剩余物發電累計裝機 530 萬千瓦，垃圾焚燒發電累計裝機 468 萬千瓦，沼氣和生物質氣化等其他發電累計裝機 33 萬千瓦。2015 年當年生物質發電量達到 527 億千瓦時，在全社會用電量中的占比為 0.9%。13 2016 年，我國生物質發電新增裝機 182 萬千瓦，與 2015 年基本持平，華東和華北地區新增裝機占比超過 55%。分技術看，垃圾垃圾成為新增裝機的主力，新增 105.7 萬

35、千瓦，農林生物質發電新增 74.6 萬千瓦，沼氣發電新增 1.9 萬千瓦。截至 2016 年底，生物質發電累計裝機達到 1214 萬千瓦，其中農林生物質發電裝機 605 萬千瓦，垃圾發電裝機 574 萬千瓦，沼氣發電 35 萬千瓦。2016 年，全國生物質發電量 647 億千瓦時，在全社會用電量中的占比為 1.1%。圖 3-7 2013-2015 年生物質發電累計裝機（資料來源：國家發展改革委能源研究所可再生能源電力發展信息簡報第 19 期）四四、可再生能源、可再生能源電價電價補貼機制面臨的問題補貼機制面臨的問題（一）標桿電價水平調整（一）標桿電價水平調整 在以標桿電價和費用分攤政策實現可再生

36、能源市場迅速擴大、可再生能源貢獻量在電力供應中占比不斷提升的同時，我國可再生能源技術不斷進步，并通過技術創新和規模效益，實現了可再生能源成本的較大幅度下降，尤其突出的是光伏發電和風電，光伏發電投資從 2010 年的 4 萬元/千瓦左右，降低到 2013 年的 1萬元/千瓦左右，再到 2016 年的 8000 元/千瓦以內，并且根據產業發展預期，到2020 年光伏發電成本還可降低四分之一以上；目前風電投資普遍在 8000 元/千瓦以內，較 2010 年的 9500-10000 元/千瓦的投資水平，降低 15%以上，到 2020 年有望通過技術進步再使風電發電成本下降 15%以上。盡管如此，如果延

37、續當前不考慮煤電的環境等外部性成本的經濟評價體系，可再生能源電價需求水平較高、補貼剛需的情況仍將在未來一段時間內存在。14 圖 4-1 2008-2016 年風電和光伏發電單位初始投資變化情況（資料來源：根據調研情況整理）在標桿電價機制建立的十年中，根據各類可再生能源發電成本變化情況，我國對可再生能源標桿電價水平也進行了相應的調整，具體見表 2-1、表 2-2、表2-3。同時不斷完善標桿電價水平的確定原則，2006 年開始，可再生能源標桿電價水平按照經營期定價，對于風電、光伏發電，主要考慮不同地區風光資源情況和建設成本。在 2015 年 12 月國家發展改革委頒布關于完善陸上風電光伏發電上網標

38、桿電價政策的通知文件中，又新增了一項原則，即標桿電價水平隨發展規模逐漸降低的原則（原文為“實行陸上風電、光伏發電（光伏電站）上網標桿電價隨發展規模逐步降低的價格政策”）。從當前形勢和近期需求看，在可再生能源標桿電價機制不變的情況下，標桿電價水平的調整需要考慮的問題和面臨的挑戰主要在以下幾點。1、電價水平調整難以及時反映可再生能源發電成本變化電價水平調整難以及時反映可再生能源發電成本變化 根據可再生能源法，可再生能源標桿電價水平確定的原則是按照促進可再生能源開發利用和經濟合理的原則確定，但近年來部分可再生能源技術的發電成本變化較大，且難以提前預期，典型的是光伏發電，影響成本的因素多且變化大，并且

39、由于國際國內政策和市場的變化以及未來發展的不確定性，多晶硅、光伏組件、逆變器等主要部件和發電系統的價格也不能完全反映成本，這一現象在德國、日本等國家也是普遍存在的，并且也是今后電價水平調整的難題，即電價水平調整與成本變化難以很好銜接。2、電價水平調整電價水平調整的的幅度大、頻次低導致可再生能源發電市場的大幅度幅度大、頻次低導致可再生能源發電市場的大幅度 15 波動，不利于產業波動，不利于產業持續良性持續良性發展發展 相對于德國、英國等歐洲國家，我國可再生能源電價水平調整的頻次較低，且調整頻次低又導致每次調整的幅度相對大，如風電在 2009 年確定四類地區標桿電價后，僅在 2014 年底、201

40、5 年底進行了兩次調整（分別于 2015 年、2016年實施），同時確定了 2018 年電價水平，2016 年底的電價調整文件則只是更改了之前一年確定的 2018 年電價水平；光伏發電標桿電價于 2011 年確定，在 2012年、2013 年、2016、2017 年經歷了四次調整，并且由于給予風電、光伏發電一定時間段的緩沖期（一般為半年左右），造成風電、光伏項目開發企業趕政策末班車現象。2015 年全國新增風電裝機 3297 萬千瓦，其中僅 12 月一個月新增裝機就達到 1541 萬千瓦，如果扣除 12 月的新增裝機，則 2015 年 1-11 月的新增裝機與“十二五”期間風電年新增裝機數量是

41、相當的，自 2016 年 1 月風電新增裝機開始回歸正常水平。2016 年 6 月，光伏發電市場也出現了政策末班車現象，6月份當月新增裝機達到 1134 萬千瓦，7 月份裝機也達到 510 萬千瓦，自 8 月份開始回歸正常水平（見圖 4-2）。圖 4-2 分月度風電和光伏發電新增裝機情況（資料來源：國家發展改革委能源研究所可再生能源電力發展信息簡報第 1-21 期）市場的驟起驟降傳導至整個產業鏈，2016 年上半年，光伏制造業全線產品供不應求，質量無論優劣，產品幾乎全部可以售出，多晶硅組件價格維持在 3.8-4.0元/瓦的水平，與 2014-2015 年水平持平，光伏系統投資也維持在 8000

42、 元/千瓦左右；下半年，由于市場競爭激烈，光伏產品價格迅速下降，多晶硅組件價格在 9月份達到 3.2 元/瓦，10 月份則普遍低至 3 元/瓦，業內估計已接近成本底限，光伏系統投資下降到 7000-7500 元/千瓦。整個產業在短期內的劇烈變化對產業整體發展弊端明顯。16 3、相關政策相關政策執行不到位執行不到位加大加大了了電價水平調整電價水平調整難度，影響了可再生能源難度，影響了可再生能源項目實際收益項目實際收益 一些可再生能源政策執行問題影響了可再生能源開發企業的實際收益，造成電價水平難以調整到位。一是可再生能源限電問題。隨著可再生能源發電規模擴大，在一些資源豐富地區出現了集中的并網消納困

43、難和較高比例的限電問題。特別是隨著近期能源和電力需求增長趨緩，可再生能源消納問題集中爆發，如 2015 年甘肅、新疆等地棄風、棄光率超過了 30%，部分月份甚至超過了一半以上。2016 年棄風和棄光的范圍、比例擴大，問題更加突出，全年棄風電量 497 億千瓦時，其中新疆、甘肅、內蒙古棄風電量分別 137、124、104 億千瓦時，棄風比例超過 30%的省區有甘肅、新疆、吉林，棄風比例超過 5%的省區有 10 個。從近兩年的棄風、棄光形勢看，宏觀背景是當前我國正處于經濟轉型、電力供需形勢不斷緩和的新常態局面，深層次的原因是適應可再生能源特點的電力系統運行機制還沒有建立，特別是通過電力市場機制調節

44、各類發電電源在電力系統中角色的機制還沒有建立?？稍偕茉慈~保障性收購制度難以落實，嚴重影響可再生能源發電企業收益，雖然可再生能源電價水平調整不應考慮限電情況，但在實際操作中，限電問題成為阻礙電價下降或使電價下降難以到位的主要因素之一。如，蒙西等風電一類資源區，無限電情況下年等效利用小時數均值應至少為 2500，根據 2016 年風電投資和風電場運維成本水平，無限電情況下達到 8%的資本金內部收益率的電價需求為0.40元/千瓦時左右，但2016年新投運項目的電價水平為0.47元/千瓦時或0.49元/千瓦時，電價實際是沒有調整到位的。從風電實際運行情況看，2016 蒙西電網風電年等效利用小時數為

45、 1938，尚未達到可再生能源全額保障性收購小時數的要求（蒙西為 2000）。如果按照年等效利用小時數 2000 測算，則 0.47-0.49 元/千瓦時的電價水平與合理收益水平下的電價需求基本匹配。17 圖 4-3 2010-2016 年風電限電情況（資料來源：國家發展改革委能源研究所可再生能源電力發展信息簡報第 19 期）二是可再生能源補貼資金延遲問題?？稍偕茉窗l展基金規模與補貼資金之間存在的缺口，造成了可再生能源補貼資金發放普遍延遲。據測算，對于新建光伏發電項目，如補貼資金拖欠時間為 2 年，在第三年將拖欠資金補齊，則電價需求增加約 0.02-0.03 元/千瓦時，如拖欠時間為 3 年

46、，在第四年將拖欠資金補齊，電價需求增加約 0.04-0.06 元/千瓦時。同限電問題一樣，雖然補貼資金延遲與電價水平調整不應有直接關聯，但也是電價水平調整實際操作中的阻礙因素。三是土地、稅收、金融政策問題。目前可再生能源發電項目開發和運營過程中，土地政策的不明確和不規范、土地稅費標準不同加大了各地區的可再生能源開發成本差距。此外，風電、生物質發電的稅收政策是明確的，但光伏發電的增值稅 50%即征即退政策是存在有效期的政策（參見財政部 2016 年 7 月頒布的 關于繼續實行光伏發電增值稅政策的通知文件，規定 2016 年 1 月 1 日至 2018年 12 月 31 日，對納稅人銷售自產的利用

47、太陽能生產的電力產品，實行增值稅即征即退 50%的政策），2018 年增值稅優惠政策到期之后該政策能否持續存疑。光熱發電則沒有增值稅優惠政策，稅收政策的不確定性一定程度上也影響了電價調整的幅度。金融、并網等政策對可再生發電項目的實際成本也有較大的影響，如對于光伏發電，如果貸款利率在目前的基礎上降低一個百分點，則對電價需求的影響為 0.03-0.04 分/千瓦時。（二）補貼資金缺口（二）補貼資金缺口 可再生能源電價補貼資金存在缺口且未來可能持續增大，進而影響可再生能源產業持續發展是目前補貼政策面臨的最大挑戰。盡管可再生能源電價附加征收 18 標準不斷調整，但一方面由于煤電成本外部性沒有得以反映且

48、煤電標桿電價持續走低，另一方面由于可再生能源發展規模增加較快，可再生能源電價補貼資金仍出現較大缺口，造成電價補貼延遲發放的情況，從而增加了可再生能源開發運營企業的財務成本，影響其自身的營利性，并通過產業鏈傳導，對整個可再生能源發電行業發展產生了一定的負面影響。根據財政部數據，截止 2016 年底，可再生能源發展基金收入與電價補貼需求之間累計存在約 520 億元的資金缺口。全國范圍內 2013 年 9 月之后并網的可再生能源項目到 2016 年三季度仍未發放，部分項目補貼延遲發放時間達三年。自 2016 年 1 月，可再生能源電價附加的征收標準從之前的 1.5 分/千瓦時調整為 1.9 分/千瓦

49、時，考慮既往征收比率情況，測算 2016 年當年補貼資金仍存在較大缺口?！笆濉逼陂g可再生能源發電規模和發電成本、煤電發電成本和價格的變化都將極大影響可再生能源電價補貼需求，如何繼續實施和調整固定標桿電價以及費用分攤政策和機制、探索反映化石能源外部性成本的機制和實施路徑等問題需要深入研究和探討。1、補貼資金需求測算補貼資金需求測算 根據國家 2020 年非化石能源發展目標及可再生能源發展“十三五”規劃，對“十三五”期間各類可再生能源發電規模進行預測，并測算分技術可再生能源電價補貼需求。測算中采用的方法和參數如下。（1）裝機容量裝機容量 2020 年全國風電裝機容量 2.1 億千瓦（其中海上風

50、電 500 萬千瓦），太陽能發電裝機容量 1.05 億千瓦（其中光伏發電 1.05 億千瓦，光熱發電 500 萬千瓦），生物質發電裝機容量 1500 萬千瓦。表 4-1 測算采用的可再生能源發電裝機和電量規模 2020 年年 裝機（萬千瓦）裝機（萬千瓦）電量（億千瓦時）電量（億千瓦時）風電 陸上 20500 4100 海上 500 100 合計合計 21000 4200 19 太陽能發電 光伏發電 10500 1245 光熱發電 500 200 合計 11000 1445 生物質發電 垃圾 750 450 農林 700 420 沼氣 50 30 合計合計 1500 900 （2）發電量發電量

51、2016 年全國風電、光伏發電、生物質發電量分別為 2410 億千瓦時、662 億千瓦時、647 億千瓦時，生物質發電享受補貼的上網電量為 373 億千瓦時。2020年，全國風電、光伏發電、生物質發電量分別為 4200 億千瓦時、1245 億千瓦時、900 億千瓦時。其余各年發電量插值計算。（3）燃煤標桿電價成本變化趨勢燃煤標桿電價成本變化趨勢 至 2016 年 1 月 1 日起執行“國家發展改革委關于降低燃煤發電上網電價和一般工商業用電價格的通知”（發改價格20153105 號），測算采用至 2020 年前燃煤標桿電價（含環保電價）保持不變。（4）可再生能源電價下降和水平可再生能源電價下降和

52、水平 根據國家發展改革委 2014 年底發布的關于適當調整陸上風電標桿上網電價的通知、2015 年底發布的關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知、2016 年底發布的關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知等文件，并參考國家發展改革委能源研究所完成的風電太陽能發電平價上網路線圖研究 成果，設定不同地區不同時間點新建項目的電價水平。再考慮“十三五”可再生能源發電在各地的布局安排，測算 2016-2020 年新增可再生能源發電項目的加權補貼強度。表 4-2 2016-2020 年當年新增可再生能源發電的加權補貼強度（含稅）2016 2017 2018 2019 2020 風電（含陸上和海

53、上）0.237 0.213 0.188 0.163 0.138 20 光伏（含集中和分布式）0.580 0.480 0.380 0.280 0.180 生物質發電（含農林、垃圾、沼氣）0.278 0.278 0.278 0.278 0.278 根據現有文件規定以及國家電網實際執行情況，可再生能源發展基金定期向電網企業預撥可再生能源電價補貼資金，由電網企業轉付可再生能源發電企業，基金轉撥資金不含稅。因此對于國家可再生能源發展基金資金需求規模的測算應按照不含稅電價和補貼標準情景進行測算，即扣除增值稅影響（17%稅率）。測算 2016 年全國風電、光伏發電、生物質發電、接網補貼資金需求（含稅）分別為

54、 554 億元、392 億元、132 億元、71 億元（接網補貼按照 0.02 元/千瓦時測算，但目前有部分項目未申請，估計 2016 年實際接網補貼需求為 41 億元）；2020 年全國風電、光伏發電、生物質發電、接網補貼資金需求分別為 868 億元、584 億元、192 億元、123 億元。光熱發電裝機目標實現和發電量存在一定的不確定性，暫時在測算中未納入。表 4-3 可再生能源發電補貼資金需求測算結果（含稅）2016 2017 2018 2019 2020 風電 554 650 734 806 868 光伏 392 462 517 558 584 生物質發電 132 147 162 17

55、7 192 風電、光伏、生物質合計 1079 1259 1413 1541 1644 接網補貼 71/41 84 97 110 123 合計 1150/1120 1343 1510 1651 1767 2、補貼資金平衡和資金缺口補貼資金平衡和資金缺口 按照 2016 年和 2020 年全社會用電量分別為 5.92 和 7.00 萬億千瓦時、2016年 1 月可再生能源附加水平調整至 0.019 元/千瓦時、電價附加能做到應收盡收，測算可再生能源電價附加收取情況。一些參數如下：銷售電量（含自備電廠）占全社會用電量比重：2015 年按照 6.62%的線損率以及考慮 8.33%的廠用電率，以后每年線

56、損和廠用電率總計下降 0.1 個百分 21 點，將上述電量從全社會用電量中予以扣除后，作為銷售電量 居民用電占全社會用電量比重：2015 年和 2016 年居民用電量占全社會用電量比例為 12.89%和 13.61%，以后逐年增加 0.2 個百分點。農業用電、西藏用電占全社會用電量比重：采用 2015 年農業用電和西藏用電比例數據且比例無變化，農業用電占比 1.82%，西藏用電占比 0.08%。增值稅對附加征收的影響：可再生能源電價附加在電力銷價中由電網企業代收，采取的是扣稅上繳的方式，增值稅部分（17%稅率）由電網企業統一上繳國家財政，扣稅后的附加資金納入可再生能源發展基金。為降低扣稅對可再

57、生能源發展基金征稅規?？s減的影響，在實際執行中，對于納入中央財政（國稅）的增值稅部分（75%）也以返還的形式重新納入可再生能源發展基金。電價附加征收標準：2016 年開始除居民用電外的加權附加標準：1.9 分/千瓦時；居民附加征收標準：0.1 分/千瓦時；甘肅居民附加征收標準：0.8 分/千瓦時；北京、上海、江蘇、寧夏、新疆等省市居民用電不收。據此測算可再生能源發展基金的資金收入（不含稅，含國稅回補），2015 年為 571 億元，這與財政部 2015 年可再生能源發展基金預算收入的數值（577 億元）非常接近。根據 2015 年基金測算收入和實際收入，2015 年征收率為 90.2%。應收盡

58、收情況下，2016 年、2020 年可再生能源發展基金的資金收入為 763 億元、897 億元，如果自備電廠征收率低的情況不能解決，按照 2015 年的征收率不變測算，則可征收資金規模 2016 年、2020 年分別為 688 億元、810 億元。因此，如果維持現有政策（不考慮光熱發電和接網補貼，按照當前基金征收率計算），預期“十三五”期間可再生能源發展基金的累計缺口為 2183 億元，加上之前缺口存量，補貼資金總缺口為 2443 億元。如果能夠應收盡收，則可減少資金缺口 405 億元。表 4-4 可再生能源補貼資金收支情景（不含稅）資金（億元）年份 2016 2017 2018 2019 2

59、020 合計 不含光熱和接網的補貼資金需求 922 1076 1208 1317 1405 5928 可再生能源發展應收盡收 763 796 830 864 897 4150 22 基金資金規模 按 2015 年征收率 688 719 749 779 810 3745 當年收入需求 應收盡收-159-280-378-453-509-1779 按 2015 年征收率-234 -357 -459 -538 -596 -2183 累計收入需求 應收盡收-419-699-1077-1530-2039 按 2015 年征收率-494 -851 -1309 -1848 -2443 （三三）補貼資金管理模式

60、補貼資金管理模式 除了補貼資金缺口之外，現有補貼管理模式也存在一些問題有待完善。1、補貼目錄確定和資金發放程序、補貼目錄確定和資金發放程序 2012-2016 年采用的是由財政部不定期公布可再生能源電價補貼目錄，只有進入目錄的可再生能源發電項目才能夠取得向可再生能源發展基金申請電價補貼的資格。根據可再生能源法和可再生能源標桿電價政策，電網企業在收購可再生能源電量時，應依據規定的可再生能源標桿電價將費用全部支付給發電企業，之后在各省級電網企業之間再進行補貼費用的平衡。但在 2011 年底可再生能源發展基金成立之后，存在補貼目錄審批環節，使電網企業支付給可再生能源發電企業的電價分為兩部分，一是電網

61、企業按月結算的當地煤電標桿電價，二是電價補貼，需要等到可再生能源發電項目進入補貼目錄且可再生能源發展基金發放相應的電價補貼之后，電網企業才能轉付。具體規定和程序如下：可再生能源電價附加補助資金原則上實行按季預撥、年終清算；省級電網企業根據本級電網覆蓋范圍內的列入可再生能源電價附加資金補助目錄的并網發電項目和接網工程有關情況（按季）提出可再生能源電價附加補助資金申請，經所在地省級財政、價格、能源主管部門審核后，報財政部、國家發展改革委、國家能源局；財政部根據可再生能源電價附加收入、省級電網企業和地方獨立電網企業資金申請等情況，將可再生能源電價附加補助資金預撥付到省級財政部門，省級財政部門再將資金

62、撥付至省級電網企業，最后省級電網企業再根據可再生能源上網電價和實際收購的可再生能源發電上網電量，按月與可再生能源發電企業結算電費。2012 年財政部公布了第一到第四批可再生能源發電項目補貼目錄，2013 年9 月財政部公布了第五批可再生能源項目補貼目錄，涵蓋了符合條件的 2013 年 8 23 月之前并網的可再生能源發電項目。其后直至 2016 年 9 月才公布了第六批可再生能源發電項目補貼目錄，涵蓋符合條件的并于 2015 年 2 月底前并網的可再生能源發電項目，對于列入第六批補貼目錄的項目，可再生能源補貼資金延遲發放時間為 19-36 個月。但本質上，補貼目錄時間延遲過多的問題是較容易解決

63、的，通過建立可再生能源發電項目管理平臺、規范操作并加強監管，可以將補貼目錄核準周期調整為一個季度或者一個月，甚至隨時核準都是可行的。當前補貼目錄延遲的本質和深層次的原因是可再生能源電價補貼資金需求日益增大、補貼資金缺口增加，通過延遲補貼目錄來保障已進入目錄的項目能夠按季度及時獲得補貼，因此根本上解決補貼資金缺口問題是解鈴的關鍵。2、補貼資金結算涉稅處理、補貼資金結算涉稅處理 可再生能源發展基金帶來的可再生能源電價補貼資金結算問題的受影響方主要是電網企業。根據現有基金管理辦法，由財政部門設立和管理的各類基金不帶稅，目前在隨電價征收的基金中，除了可再生能源電價附加以外，還有國家重大水利建設基金、大

64、中型水庫后期移民扶持資金、城市公用事業附加等，均采用的是扣稅上繳方式。即在 2016 年 1.9 分/千瓦時的可再生能源電價附加中，電網企業向可再生能源發展基金上繳代收的電價附加實際為 1.624 分/千瓦時，其余的0.276 分/千瓦時為增值稅，由電網企業統一上繳國家財政，因此，可再生能源發展基金中的資金是不帶稅的。在基金發放時，通過地方財政轉到電網企業的可再生能源電價補貼也不帶稅，但國家價格主管部門制定的可再生能源標桿電價為全含稅電價，電網企業根據電價政策規定，需要按照含稅電價向可再生能源發電企業支付電價補貼。在這樣的情況下，可再生能源發電企業需要向電網企業全額支付含稅電價的增值稅發票，以

65、保證增值稅的正常流轉。上述程序需要電網企業向可再生能源發電企業支付電價補貼的增值稅部分，該部分增值稅可以作為電網企業的進項稅抵扣，因此電網企業不需要實際付出資金和費用。但這種方式也有兩個潛在問題，一是對于電網企業來說，需要用常規業務的增值稅額去解決本應國家管理的基金的涉稅問題，二是隨著可再生能源發電規模在局部地區的擴大、可再生能源裝機和發電量滲透率的增加，以及輸配分 24 離等電力體制改革推進，繼續延續上述可再生能源發展基金運行機制，如果個別地區電網企業常規業務的增值部分有限而代為轉付的可再生能源電價補貼資金較大，電網企業就難以操作且要真正付出相應的費用。解決這一問題需要在電價或補貼政策、基金

66、管理方面進行統一協調處理。五五、電力體制改革電力體制改革對可再生能源電價補貼機制的新要求和發對可再生能源電價補貼機制的新要求和發展方向展方向 自 2015 年 3 月國務院頒布關于進一步深化電力體制改革的若干意見文件后，我國電力體制改革持續推進，2015 年 11 月國家發展改革委頒布了首批 6個電改配套文件，即關于推進輸配電價改革的實施意見、關于推進電力市場建設的實施意見、關于電力交易機構組建和規范運行的實施意見、關于有序放開發用電計劃的實施意見、關于推進售電側改革的實施意見、關于加強和規范燃煤電廠監督管理的指導意見。電改的重點之一是推進電價改革，理順電價形成機制，主要包括輸配獨立和單獨電價

67、核算、公益性外的發售價格由市場形成、推進發用電計劃改革、電量逐步轉向市場化交易（發售直接交易、長期交易、跨區交易）并形成市場化交易電價等。電力體制市場化方向將從根本上改變現有的電價機制和體系，可再生能源標桿電價制定和實施的基礎也將發生變化，因此可再生能源定價機制也需要以市場化為方向進行變革和創新。從改革方案和配套措施角度分析，電力體制改革對可再生能源發電定價機制的影響主要在以下幾個方面。（一）（一）輸配電價改革輸配電價改革 輸配電價獨立是輸配電價改革的重點，電價水平確定的基本原則是“還原電力商品屬性，按照準許成本加合理收益定價”，即電網企業的收益將不再來源于由政府核定的發電側上網電價和用戶側銷

68、售電價之間的差價，而是依照政府核定的反映“準許成本加合理收益”輸配電價收取過網費。輸配電價新機制按照國際通行的核價方法監管電網企業收入，能源價格的變化、各類發電成本的變化將直接傳導到銷售電價中。雖然新機制沒有將輸電價格和配電價格分開，但輸配電價可完全獨立于發電側上網電價和用戶側銷售電價之外，這就為發電計劃放開和發電 25 側充分競爭、售電市場的開放、跨省跨區送受電協議和電力交易、發用電間的直接交易、中長期電力交易、現貨交易等機制提供了實施的基礎和平臺。此外，關于輸配電價改革，還提出要明確政府性基金和交叉補貼（包括工業商業補貼居民和農業用電、高電壓等級補貼低電壓等級用戶、東部補貼西部、工商業內部

69、交叉補貼等）。從對可再生能源電價形成機制影響角度，輸配電價獨立核算后，風電、太陽能發電等可再生能源可以利用邊際成本低的特點，在發電側競價上網、發電用電直接交易、電力跨區交易等各類競爭性電力市場中處于優勢地位。但可能的問題是，從中長遠期可再生能源更大規模發展角度，可再生能源資源條件好的地區主要是西部地區和“三北”地區，而這些地區由于地域廣大、用電量相對低、需要的交叉補貼高，成為輸配電價改革的難點，推進進程和實際效果在近期存在較大的難度和一定的不確定性。（二）（二）計劃電量機制改革計劃電量機制改革 長期以來，我國對電源實施計劃電量制度，煤電計劃電量制度實質上與煤電標桿電價有一定的關聯性，煤電標桿電

70、價考慮了在確定的經營期內、年發電小時數并考慮煤炭成本和價格的變動，因此煤電聯動機制也是基于一定的煤電年發電小時數。市場化是電力體制改革的主體方向，計劃電量機制是改革的重點之一，計劃電量機制改革與標桿電價改革需要協同推進。根據電改方案，將通過建立優先發電制度保障清潔能源發電、調節性電源優先上網，通過直接交易、電力市場化交易等方式，逐步放開其他發用電計劃。但在近期，煤電計劃電量機制改革難以全面鋪開并且真正落實及一步到位，此外，電改配套文件提出，納入規劃的可再生能源發電、為滿足調頻調峰和電網需要的調頻調峰電量、符合環保要求的以熱定電的熱電聯產機組在采暖季均為一類優先保障，考慮我國現有煤電機組情況以及

71、近期新建機組中熱電聯產機組比例較高的情況，在部分地區，可再生能源消納難題將可能持續存在。煤電計劃電量機制是近期造成可再生能源消納困境并進而影響其電價水平降低的主要機制障礙。2016 年 3 月，國家發展改革委頒布了可再生能源發電全額保障性收購管理辦法，明確風電、光伏發電等年發電量分為保障性收購電量部分和市場交易電量部分，兩部分電量均享有優先發電權；26 電網企業需根據國家確定的上網標桿電價和保障性收購利用小時數，結合市場競爭機制，通過落實優先發電制度，全額收購規劃范圍內可再生能源發電項目的上網電量，市場交易電量部分可以探索多種方式執行；不存在限制可再生能源發電情況的地區，電網企業應根據其資源條

72、件保障可再生能源并網發電項目發電量全額收購。其后，國家能源局在 2016 年 6 月公布了部分省區的風電和光伏發電保障性收購小時數。從根本上，無論是從可再生能源的法律規定，還是從電改方案中明確的可再生能源優先發電制度，對于規劃內的可再生能源發電項目的電量應是全部收購的，保障性收購利用小時數的確定僅僅是在當前因為煤電計劃電量機制或顯性或隱性存在、地方選擇限制可再生能源發電出力的情況下，出臺的不得已措施，實質是變相的可再生能源計劃電量制度，其目的之一是應對日益嚴峻、范圍廣泛、過高比例的可再生能源限電問題，但也進而間接影響了可再生能源電價水平調整。（三）（三）放開發電放開發電和和用電電價，用電電價，

73、由由市場形成電價市場形成電價 根據電改方案和配套文件，將建立相對穩定的中長期交易價值、完善跨省跨區交易機制、建立有效競爭的現貨交易機制等，形成競爭性環節電價，初期主要實行單一電量電價，現貨市場電價由市場主體競價形成分時電價，根據地區實際可采用區域電價或節點邊際電價。因此，在電力市場逐步建立后，可再生能源發電將以節點邊際電價或市場交易出清價格或直接交易價格作為補貼電價基數，如果仍維持現有可再生能源標桿電價制度，則節點邊際電價（市場出清價格、直接交易價格）低于原來的煤電標桿電價水平時，可再生能源發展基金需要支付更高的度電補貼電價，這就可能刺激可再生能源發電企業采用不合理的低價進行市場競爭和直接交易

74、（無論形成什么樣的價格，都有可再生能源基金將電價補齊到可再生能源標桿電價水平），降低可再生能源發展基金和補貼資金的使用效率。此外，從操作層面上，電力市場形成的是分時電價，在現有可再生能源標桿電價和補貼政策下，意味著分時補貼，對可再生能源電價補貼都需要分項目分時按照變化的電量和變化的差額電價補貼水平進行詳細核算，執行操作難度增大。27 （四）（四）直接交易機制直接交易機制 根據電改和配套文件，將積極推進直接交易，規定：符合條件的發電企業、售電企業和用戶可以自愿參與直接交易，協商確定多年、年度、季度、月度、周交易量和交易價格。既可以通過雙邊交易，也可以通過多邊撮合交易實現，具備條件的，允許部分或全

75、部轉讓合同，即賣電方可以買電、買電方也可以賣電。對于發電企業與用戶、售電企業直接交易的電量，上網電價和銷售電價初步實現由市場形成，即通過自愿協商、市場競價等方式自主確定上網電價，按照用戶、售電主體接入電網的電壓等級支付輸配電價（含線損、交叉補貼）、政府性基金等。暫未單獨核定輸配電價的地區、擴大電力直接交易參與范圍的地區，可采取保持電網購銷差價不變的方式，即發電企業上網電價調整多少，銷售電價調整多少，差價不變。就電改目標看，直接交易是體現電力市場化的方向之一，但近期一些省區試點的直接交易模式，卻是在沒有對可再生能源發電予以保障性收購的前提下，以電力市場化探索的名義使可再生能源發電或被限制出力，或

76、以低價售電。典型的方式，一是在東北地區和甘肅、寧夏等地的發電權置換交易，可再生能源置換煤電自備電廠發電量或公用煤電電廠發電量；二是甘肅的大用戶直購電交易，以交易電價政策來吸引用電量大的企業、工業使用可再生能源，交易電價、交易電量由雙方協商確定，但實際協議的價格很低，部分低至 0.1 元/千瓦時以內；三是部分分布式光伏發電項目采用的合同能源管理模式。直接地被限制出力或被迫地以低水平的直接交易電價換取售電量的做法，都增加了可再生能源發電企業的實際成本。因此，在其他條件不變的情況下，這種直接交易模式拖慢或掩蓋了可再生能源實際成本的降低，也增加了可再生能源度電補貼需求和電價補貼總資金需求，實質是將部分可再生能源補貼資金變相流轉到高耗能的電力大用戶或煤電企業，與支持可再生能源發展的理念和機制相悖。在建立較為完善的電力市場后，直接交易機制是可行的，但也需要與可再生能源定額補貼機制相配合。