加快完善电价补贴和资金筹集机制

张卫东

我国清洁能源资源丰富，开发利用前景广阔，主要制约因素是成本和电力系统消纳能力。当前清洁能源发电由于成本较高，仍需政府价格补贴支持，但从中长期看，国际国内煤炭开发成本呈上升趋势，环保标准的提高逐步增加燃煤电厂成本，清洁能源发电成本上的劣势正逐步扭转，智能电网发展和技术进步正为清洁能源发电发展提供有力支撑。

初步设想，“十二五”、“十三五”期间，在电价补贴和相关扶持政策支持下，清洁能源有序快速发展，到2020年全国清洁能源发电装机容量达到8.1亿千瓦，占全部装机的比重为41%，其中水电3.6亿千瓦，风电2亿千瓦，太阳能发电7000万千瓦，生物质能等发电1000万千瓦，核电7000万千瓦，天然气发电1亿千瓦；清洁能源发电量2.6万亿千瓦时，占全部发电量的比重为32%。

在清洁能源高速发展的状态下，理顺电价补贴和资金筹集机制的任务更加突出。在市场经济条件下，大多数的机制与政策都是基于成本与价格的政策，甚至包括环境政策也是立足于将环境污染及治理的外部成本内部化，从而改变产业间或项目间的成本效益关系。当前，清洁能源发电发展之所以需要机制政策扶持，也是因为市场价格无法覆盖生产成本，而政策机制的着眼点一是降低成本（或补贴成本），二是提高价格。政策制定应坚持的最基本和最重要原则是：“用较少的补贴资金，实现合理的清洁能源发展规模”。

调整风电、太阳能发电电价补贴机制

2009年7月，国家发展和改革委员会发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将国内风电上网价格由项目招标价改为固定区域标杆价。通知规定，按照国内风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。

通过梳理全国分地区火电标杆电价及火电与风电标杆电价水平的差异，我们认为目前的标杆电价水平不尽合理，特别是中东部地区风电度电补贴偏低，不利于鼓励中东部地区低风速、分散式风电资源的合理开发。

从表中可以看出，在西北部地区基本上风电度电补贴超过0.2元/千瓦时，而在中东部地区，度电补贴在0.09-0.17元之间，明显低于西北部地区。在不同地区建设风电国家给予的度电补贴水平不相同，造成了地区间补贴的不公平性（从促进西部北部落后地区经济社会发展上看具有一定合理性），特别是考虑到中东部地区平均风速低、利用小时低、用地补偿、人工成本高等因素，现行的电价补贴政策发出错误的价格引导信号，挫伤了企业在中东部投资建设风电的积极性，也不利于资源优化配置和补贴资金的有效发挥。

为了更大更有效地发挥补贴资金的作用，应当调整现行补贴政策，即按照各地标杆煤电价格加上相同补贴电价（需结合电价承受能力和风电发展目标综合测算）确定风电标杆电价。这样，再配套合理政策，可实现相同的补贴资金下风电发电量最大化。若考虑带动西部地区发展的因素影响，可将西部、北部风电补贴电价略微提高1-2分/千瓦时。

对于大型光伏电站电价，与风电电价不合理之处相同，由于在不同地区建设光伏电站国家给与的度电补贴水平是不相同的，这造成了价格引导信号扭曲，同样不利于资源优化配置和补贴资金的有效发挥，建议修订为分省标杆煤电电价加固定补贴价格确定。

适时改革水电电价形成机制

长期以来，我国水电发电成本低于煤电成本和平均发电成本，具有经济竞争力。目前，受水电资源条件制约、生态保护投入和移民成本增加等因素影响，水电成本逐年攀升，未来将逐步超过当地煤电发电成本。

水电从本质上看，也属于清洁、可再生能源，也应统一纳入可再生能源补贴范围。建议未来分省制定能够覆盖绝大多数水电开发成本的标杆上网电价，若该电价高于当地燃煤标杆电价，则由全国可再生能源基金对超过燃煤标杆电价部分给与补贴，以鼓励水电开发，并促进投资者控制成本、提高效益。

对于个别资源条件好、开发成本过低的项目，可借鉴浙江等地经验，引入资源开发权招标，由资源所在省级政府支配开发权转让收入，用于扶持清洁能源发展。

完善天然气发电电价补贴机制

与煤电相比，天然气发电成本偏高，目前天然气集中发电基本靠省级地方政府给予补贴运行，没有出台全国统一补贴政策，很多项目处在保本甚至亏损状态。根据我国天然气资源和消费状况，未来天然气价格仍呈上涨趋势，天然气发电补贴水平如不进一步提高，发电项目将大面积亏损。

天然气发电带来的清洁环保效益主要由项目所在地区受益，天然气发电补贴资金不宜采用可再生能源附加的形式从全国电费中征集。建议由国家主管部门研究制定全国统一的补贴政策，具体由省级地方政府落实资金来源和补贴水平，保障项目合理回报。

同时，尽快研究完善电网调峰调频辅助服务成本补偿机制，加快建立调峰调频电价，对参加电网调峰调频服务的天然气发电给与相应补偿。

完善电网建设和调度生产成本补贴机制

电力系统消纳风电、太阳能等间歇式清洁能源发电的能力，取决于负荷特性、系统调峰能力、电网网架结构及跨区域通道能力等因素。我国可再生能源资源与电力负荷分布不均衡，煤电及热电联产机组比重高，燃气发电、抽水蓄能等灵活调节机组比重偏低，系统调峰能力相对较差，内蒙古、新疆、甘肃、东北等地区风电在当地电网消纳困难，需要通过交直流输电通道送电至中东部负荷中心消纳，增加了电网投资和运行成本。按照《可再生能源法》规定，电网企业应优先保障可再生能源发电上网。随着风电、太阳能发电等间歇性电源规模不断增加，满足可再生能源发电优先收购和电网安全稳定运行要求，必须妥善解决有功平衡、无功电压控制、安稳措施完善、通信信息交换等一系列问题，不可避免地带来成本增加和经济利益再平衡。

为了推动清洁可再生能源发电规模化发展，应通过经济手段调动电网企业的积极性。在要求电网企业全额保障性收购的同时，也要加快制定实施面向大规模间歇式能源发电的电网建设和系统运行成本补偿机制，一方面补偿电网企业专项配套电网建设成本，另一方面补偿电网企业自身调度生产成本增加的部分。

制定基于间歇性电源发电质量的电价奖惩机制

随着大规模间歇性可再生能源发电并入电网，电力系统运行的安全性、稳定性和供需平衡将受到很大影响，除了加强电网建设和精心调度管理外，提高间歇性电源发电质量也是重要途径和长远需要，建议制定基于间歇性电源发电质量的电价奖惩机制。

一是制定基于间歇电源发电功率预测预报水平的奖惩机制。间歇电源功率预测是确保电网平衡发电波动，减少备用容量和经济运行的重要技术保障。欧洲一些国家提高消纳风电能力的重要举措就是采取奖惩措施，提高风功率预测水平。由于我国目前采用全额收购上网电量的政策，风电开发商没有进行风电功率预测的积极性。为了促进风电功率预测技术的进步，建议在采用电网调度部门集中预测为主要模式的同时，鼓励风电开发商参与预测。具体可借鉴西班牙的风电发展经验，制定相关政策，要求风电开发商进行风电功率预测，对于预测误差20%以内的电量正常结算并给予一定的电费加价，对误差超过20%的电量则进行一定处罚。

二是制定基于间歇式电源项目电能质量的奖惩机制。随着技术的进步，间歇式发电项目可以通过研究应用先进的电力电子技术、储能技术、信息控制技术等，提供与常规发电机组类似的有功无功控制和电压频率响应，显著改善自身特性，有效提高系统的安全稳定水平。应尽快研究制定基于间歇式电源发电质量的差异化电价和经济奖惩机制，鼓励间歇式电源项目提高自身管理水平，推广应用先进的控制调节技术，提高电能质量。

完善可再生能源（清洁能源）发展基金制度，提高资金运作效率

按照《可再生能源法》的相关条款，“国家财政设立可再生能源发展基金，资金来源包括国家财政资金和电价附加等。”目前，可再生能源发电补贴资金主要来自于电价中的可再生能源附加。建议拓宽资金来源渠道，适度增加政府财政拨款额度，建立完善捐赠机制，推广绿电交易机制，采取多种手段，多方面、多渠道筹集可再生能源发展基金。

建立可再生能源电价附加标准调节机制，根据可再生能源（清洁能源）发电发展目标和资金需求，有序灵活地调整电价附加水平。

将水电发展纳入可再生能源补贴范围，加快水电标杆电价出台，促进水电健康发展。

赋予省级地方政府相应权力，筹集天然气发电成本补贴资金，促进天然气发电发展。

优化调整可再生能源电价附加征收和补贴发放流程，建立资金征集、发放专用平台，引入信息化、互联网等先进手段，提高行政监管、申报审核、资金运转等方面的工作效率，确保电价附加足额征缴、按期发放，缓解企业资金周转难题。