我国可再生能源电价机制分析及建议

王 烨

(水电水利规划设计总院，北京100120)

0 引 言

近年来，我国可再生能源产业发展迅速。截至2017年底，我国风电装机1.6亿kW、光伏发电装机1.3亿kW、生物质发电装机0.15亿kW，非水可再生能源发电总装机约3亿kW，占全部电源装机的17%，可再生能源的高速发展为能源结构优化和绿色发展转型作出了重要贡献。我国可再生能源实行固定电价制度，该制度在我国可再生能源发展初期起到了极大的推动作用。然而，伴随着我国可再生能源产业规模迅速扩大及电力市场改革逐步深入，现行电价机制面临财政补贴资金缺口和补贴定价难度越来越大等问题，已经成为制约风电、光伏发电等可再生能源产业有序发展的重要因素之一。为促进我国可再生能源持续健康发展，亟需对现行电价制度进行调整。

本文在总结国际可再生能源电价政策，分析我国可再生能源电价存在问题及面临挑战，对比国内外可再生能源发展实际情况的基础上，对我国可再生能源电价机制提出建议。

1 国际可再生能源电价政策概况

当前，世界主要国家可再生能源电价制度主要分为4类：固定电价、溢价电价、绿色电力证书(以下简称“绿证”)交易及竞争性招标制度。

1.1 固定电价

固定电价制度是指可再生能源上网电价由政府指定，电网企业有义务以政府制定的价格购买新能源发电方式产生的全部电量的价格政策，一般与可再生能源强制上网、优先购买、费用分摊等制度共同实行。

固定电价制度的优点是可降低新能源投资者的潜在风险，允许多种类型可再生能源电力的参与，且政策实施流程较为简单。缺点是不够灵活，不能及时根据不同资源条件、不同工程造价、不同技术类型可再生能源项目的合理收益做出电价调整，在每个电价调整周期末，还可能造成“抢装潮”的出现。目前，实行可再生能源固定电价制度的国家约40个，主要包括中国、德国、法国、俄罗斯、爱尔兰、希腊等。

1.2 溢价电价

溢价电价制度是指可再生能源电源与其他常规电源共同参与竞价上网，在市场电价的基础上，政府对单位上网电量额外给予一定的补贴，即溢价。可再生能源最终上网电价为“市场电价+政府补贴”，溢价部分可能为固定水平，即常溢价，也可能按照某种原则随电力现货市场价格波动而变化，即变溢价[1]。

与固定电价制度相比，溢价电价能更好地反映电力需求响应，鼓励可再生能源参与市场竞争。其中，常溢价电价制度设计比较简单，但不够灵活，可再生能源电价受市场电价影响较大；变溢价制度可通过设定价格上下限等方式，减小市场剧烈波动对发电企业的收益预期的影响，更有利于可再生能源电力市场与传统电力市场相适应，但设计相对复杂。目前，实行这种制度的典型国家包括西班牙、丹麦、荷兰、瑞士等。

1.3 绿证交易

绿证交易制度是可再生能源配额制的重要配套制度。在该制度下，政府对配额义务主体(可能为购售电企业、化石能源发电企业等)设定可再生能源配额目标，并向可再生能源发电企业根据其所发电量发放绿证。配额义务主体需通过向可再生能源发电企业购买绿证来完成配额目标。可再生能源企业一方面可参与电力市场交易，以市场价格结算；同时，还可参与绿证市场交易，通过出售绿证获得额外收入，最终电价为“市场电价+绿证收入”。

由于各国国情不同，各国政策设计差异也较大，总体来看，基于配额制的绿证交易制度的优点包括：第一，发展目标明确，既保证了在较长时期内实现可再生能源的量化发展目标，又保证了可再生能源发电的市场需求，可增强投资商、开发商和设备供应商的信心；第二，绿证交易具有灵活和流通性好的优点，营造了公平竞争的市场机制；第三，绿证交易使资金和资源在不同地区之间进行交换，使可再生能源的开发利用在更大范围内实现优化，可促进地区间的资金流通[2]。配额制的缺点则包括政策设计复杂、实施成本较高等。目前，实行绿证交易制度的国家主要有美国、澳大利亚、加拿大、瑞典、挪威、日本、韩国、印度、意大利等。

1.4 竞争性招标

竞争性招标制度是指政府采用招投标程序，选择可再生能源发电项目的开发企业，在满足招标要求的前提下，通过上网电价报价确定中标单位。中标单位确定后，在政府的协调下，电力公司与中标单位签订电力购买协议，对上网电量和电价做出规定，明确在规定期间内以竞标电价收购全部电量。

该政策的最大优势是可在控制规模发展速度的同时，营造较为公平的竞争环境，有效促进可再生能源电价下降。但由于招标制度增加了项目前期准备的费用，开发商需承担的开发风险有所提升。此外，“低价中标”原则也可能导致开发商之间恶性竞争，最终无法履行协议[3]。目前，全球有超过60个国家采用竞争性招标制度确定可再生能源电价。

2 我国现行电价政策存在问题及挑战

根据《可再生能源法》规定，我国可再生能源发电项目实行固定电价制度及费用分摊制度。可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门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，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。可再生能源上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担，高出部分则通过可再生能源电价附加分摊解决。脱硫燃煤机组标杆上网电价调整后，可再生能源上网电价中由当地电网负担的部分要相应调整。

目前，在我国可再生能源规模迅速扩大，以及电力市场改革逐步深入的新形势下，现行电价机制主要面临以下几方面问题及挑战：

(1)燃煤标杆电价将逐步取消。按照新一轮电力市场改革“管住中间、放开两头”的思路，未来燃煤机组上网电价将逐步市场化，届时，作为现有可再生能源电价机制重要参考和组成部分的燃煤标杆电价将不复存在。

(2)补贴资金缺口逐步加大。2006年以来，国家发展改革委将主要面向工商企业征收的可再生能源电价附加征收标准由0.1分/(kW·h)提高至1.9分/(kW·h)，但现行电价附加征收标准仍难以满足可再生能源的发展速度，近年来补贴资金缺口越来越大。截至2017年底，补贴资金缺口累计超过1 100 亿元，按目前1.9分/(kW·h)的电价附加征收标准测算，预计到2020年底，补贴资金累计缺口将达3 000亿元以上。按2020年补贴资金需求1 400亿元、征收电价附加的发电量4万亿kW·h测算，若要完全满足补贴资金需求，则需执行的电价附加征收标准应为0.035元/(kW·h)，与现行的0.019元/(kW·h)征收标准差距较大，大幅提高电价附加标准并不可行。

(3)财政补贴定价难度加大。由于信息不对称，随着陆上风电、光伏发电等可再生能源产业规模发展，政府要做到及时准确掌握不同资源条件、不同工程造价、不同技术类型可的再生能源项目的合理收益，并及时做出电价调整存在很大难度。同时，受近年来可再生能源弃风弃光等问题的影响，补贴定价的难度将进一步加大。

(4)电力消费侧责任不够明确。自2006年《可再生能源法》实施以来，我国先后采取的特许权招标、固定上网电价等政策机制实际上均是从发电侧施策，而在能源消费侧尚未明确消纳责任，可再生能源消纳电量的提升远低于装机规模的增长，成为我国可再生能源弃电的原因之一。

3 我国电价机制发展建议

3.1 与国外可再生能源差异

经对比分析，我国与国外可再生能源发展实际情况主要存在以下几点差异：

(1)从电源结构来看，美国等发达国家灵活调节电源比重较大，电网灵活性较强，基本不存在弃电问题。我国电源结构以火电为主，电网灵活性相对较差，可再生能源消纳面临更多挑战。

(2)从电力市场发展来看，英国、美国、澳大利亚等发达国家电力市场成熟度较高。而我国电力市场仍处于改革阶段，成熟的电价传导机制尚未形成，市场竞争还够不充分，一定程度上制约了我国可再生能源发展，也给我国建立绿证交易、碳交易等机制带来了挑战。

(3)从市场规模来看，欧洲国家可再生能源市场范围较小，而美国可再生能源市场范围较大，且各州高度自治，其政策设计对我国可再生能源发展具有更强的借鉴意义。

(4)从补贴情况来看，大多数国家补贴资金与规模较为匹配，不存在补贴拖欠问题。而我国可再生能源规模发展迅速，补贴需求较大，存在电价附加标准的提高滞后于可再生能源发展需求的问题，补贴资金缺口持续扩大。

3.2 发展建议

3.2.1 绿证交易

从国际成熟经验和我国国情来看，基于可再生能源配额的绿证交易制度是促进我国可再生能源产业可持续健康发展的有效手段。该制度的作用主要包括：

(1)绿证交易是从消费侧解决可再生能源消纳问题的长效机制。通过明确规定配额考核主体消纳可再生能源的责任，逐步增加考核主体的配额考核比例，为可再生能源发展提供长期稳定的市场空间。

(2)绿证交易是实现非化石能源消费比重目标的有效途径。我国政府已向世界承诺，2020年非化石能源消费量占一次能源消费量比重达15%，2030年非化石能源消费比重达20%。推行绿证交易，有助于我国推进能源生产和消费革命，保障非化石能源消费比重目标的实现。

(3)绿证交易是降低补贴强度的重要措施。当前，新能源补贴强度受新能源标杆电价和燃煤标杆电价共同影响，降低补贴强度思路之一是直接降低新能源标杆电价，操作难点在于电价下降幅度测算较难做到公平合理；另一种思路是实行固定电价补贴方式，即新能源电价由燃煤标杆电价加上固定电价补贴，操作难点一方面在于固定电价补贴难以合理制定，另一方面在于燃煤标杆电价下降将直接影响新能源效益，影响投资积极性。而推行绿证交易，相当于为新能源发电项目提供了额外收益渠道，可有效对冲新能源电价下降、弃电等带来的不利影响，为新能源实施固定补贴、大幅降低补贴强度创造有利条件。

目前，我国已于2017年7月先期开展了绿证的核发工作，并向全社会开放绿证自愿认购，为后续全面推行基于配额的绿证交易制度打下了良好的工作基础。

3.2.2 竞争性招标

近几年，竞争性招标已成为国际可再生能源电价政策的主流趋势。在我国，竞争性招标的优势也逐渐凸显，主要体现在以下几个方面：

(1)竞争性招标可有效降低补贴强度。通过实施竞争性招标制度，可在控制发展规模的前提下，营造公平的市场环境，通过市场机制发现可再生能源发电成本，促进我国可再生能源电价下降。

(2)竞争性招标可与不同电价制度相衔接。竞争性招标机制可与固定电价、固定补贴机制灵活结合，既可按固定电价水平招标，也可按固定补贴水平招标，能较好地适应我国电力市场改革变化。

(3)竞争性招标可体现政府或其他招标主体的额外诉求。例如，通过设定较高的技术标准招标要求，竞争性招标可在一定程度上促进产业技术进步。

目前，我国正在实施的“领跑者”计划已开始采用竞价上网模式确定项目上网电价。2016年度光伏领跑技术基地中标电价与2016年全国光伏发电标杆上网电价对比见表1。从表1可知，领跑技术基地上网电价较当地光伏标杆上网电价下降约0.2元/(kW·h)。

表1 光伏发电标杆上网电价对比 元/(kW·h)

竞价结果表明，在我国现行电力市场体制下，实行竞争性招标政策是可行且有效的。但值得注意的是，竞争性招标过程较固定电价相比较为复杂，适用于容量较大的项目。对单体容量较小的项目，建议继续采用固定电价政策，以降低政策实施难度。

4 结 语

目前，我国可再生能源发展面临的问题是多方面的，未来我国可再生能源电价机制发展方向也可能是多种政策并行的。配额制及绿证交易制度通过明确电力消费侧可再生能源消纳责任，为促进我国可再生能源发展提供了长效机制。同时，在可再生能源实现平价上网前，可通过竞争性招标方式促进补贴强度快速下降。