我國新能源價格扶持政策急需改革

□ 劉滿平

我國新能源價格扶持政策急需改革

□ 劉滿平

必須充分運用多種經濟尤其是價格手段，大力促進我國新能源產業發展。

在眾多扶持政策中，以上網電價補貼為核心的價格扶持政策力度最大。李曉東 供圖

新能源是指直接或間接地來自太陽或地球內部所產生熱能的各種能源形式。新能源價格政策是指國家為達到一定的宏觀或行業發展目標，在新能源產品價格上所采取一系列方針、措施的總稱，主要包括新能源定價機制和價格扶持政策（包括價格激勵或補貼政策）。《可再生能源法》第十九條規定：可再生能源發電項目的上網電價，由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，并根據可再生能源開發利用技術的發展適時調整。實行招標確定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；但是不得高于同類可再生能源發電項目的政府定價水平。

新能源定價機制面臨的問題與困境

1.從價格本身看，目前新能源與傳統能源之間的價格關系不合理，成本相對較高，市場競爭力弱。

受資源無價觀念影響，傳統能源產業中煤炭、石油、天然氣、電力、水、土地等價格的價值補償并不充分，價格沒有真實反映其價值，沒有充分反映資源稀缺性和環境損害等社會成本，沒有使外部成本內部化。而新能源技術屬于高新技術，再加上資源分散等特點，在現有技術水平下，相對于煤炭、石油等傳統能源來說成本較高、市場競爭力弱。除太陽能熱水器外，絕大多數新能源產品（主要包括電力、熱力、液體燃料等產品）與傳統能源產品相比，其生產成本還高出很多，缺乏市場競爭優勢，達不到完全自主商業化發展的能力。扭曲的傳統能源價格，新能源與傳統能源之間不合理的價格比，不僅影響了新能源、新技術的應用和改善能源利用效率，也給新能源產業生存發展造成了不公平的市場，新能源產業很難與傳統能源產業實現平等競爭。

2.從定價方式看，新能源價格由政府主導，對市場反映不靈敏，未真正實現完全由市場定價。

由于目前我國電價市場尚未完全放開，新能源發電上網電價采用標桿電價和特許權招標電價兩種定價方式，最終定價權仍是政府定價為主導。政府以常規能源電價為基準定價，未明確其與新能源的發展程度等差異，而且這種標桿電價形成的反應機制不靈敏，沒有隨成本下降進行相應調整，從而導致各方利益相關者在長期都受到影響：

一是風電上網定價實行分風資源區定價，這種政府主導的區域統一定價忽視了區域內風資源的差異，比如出現某些高電價區域的資源與低價區資源條件相當，則其可以獲得超額利潤；不能通過市場競爭的方式進行資源配置優化，短期內部分企業獲利，長期不利于整個風能產業規模擴大、效益提高。從調價機制看，仍是政府調價，2014 年的首次調價與 2009 年首次實施分資源區定價的市場環境已然發生巨大變化，而此次調價僅是價格下調 0.2元/千瓦時，調價機制不明確。

二是光伏發電定價方面，區域統一定價、統一調整標準不合理。區域資源稟賦是光伏發電成本一部分，企業間投入產出效率存在差異，剔除政府補貼、區域同一電價等相同因素后，企業成本低于平均成本 （政府定價成本）則獲得超額利潤，高于平均成本則虧損。研究發現，一般企業（繳納 17%增值稅）保持內部收益率 6%的前提下，其發電成本在1.4元/千瓦時以下，明顯高于三區域標桿電價，即使采用 50% 的增值稅優惠政策，2015 年的發電成本也才到 1元/千瓦時。

三是生物質能定價標準近幾年未變，而發電技術、資本環境等已改變，價格補貼、稅收優惠政策已不適應當前的發展條件。政府主導的全國統一定價雖然簡易方便，但其固定定價機制缺乏靈活性，價格不能隨時間、市場、企業生產條件變化進行及時調整，滯后性明顯。

四是供需信號未充分發揮作用。由于標桿電價主要根據成本確定，與需求側關聯較小。近期受全國電力需求下降及“三北”地區本地消納能力有限、外送通道建設滯后等因素影響，新能源項目限電情況嚴重。2015 年上半年，全國棄風率和棄光率分別為15%和10%， 電力行業供大于求的情況未能通過價格信號傳導給發電側投資者。

新能源價格扶持政策有利有弊

我國從財政、稅收、價格、貿易等多方面對新能源發展采取了政策支持，以產業鏈的視角來看，扶持政策主要集中于技術研發、設備制造、電場建設與運營，以及電網建設等環節。以風電為例，在技術研發環節主要是科技部的各類科技攻關項目、重大產業技術開發專項和風力發電設備產業化專項資金的支持；在設備制造環節，主要政策集中在重大設備和關鍵零部件的進口關稅、增值稅減免，以及對設備制造企業的直接補貼；電場建設環節的風電補貼政策較少，主要是早年的資金支持和貼息政策；主要補貼政策集中于電場運營環節，包括上網電價補貼，以及增值稅和所得稅減免等。

在眾多扶持政策中，以上網電價補貼為核心的價格扶持政策力度最大，主要體現在：

一是建立了支持可再生能源發展的法律法規體系。2006 年正式實施《可再生能源法》，建立強制上網制度、分類電價制度、總量目標制度、專項資金和費用分攤等五項制度。

二是出臺《可再生能源發展基金征收使用管理暫行辦法》等措施保證風電、光伏發電可再生能源補貼政策的實現。實行風電和光伏電站分區固定上網電價，風電視風能資源條件分別在燃煤脫硫標桿電價基礎上補貼0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦時，光伏電站電價視太陽能資源條件分別補貼0.9、0.95、1元/千瓦時，分布式光伏發電實行按照電量給予 0.42元/千瓦時的補貼，農林生物質發電和垃圾發電分別補貼 0.75、0.65 元/千瓦時。

三是建立費用分攤制度。《可再生能源法》第二十條規定，電網企業依照政府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，由在全國范圍對銷售電量征收可再生能源電價附加補償，明確要求建立可再生能源費用分攤制度。2006 年6月，結合電價調整，國家正式開始征收可再生能源電價附加，征收標準為0.001元/千瓦時。之后，工商業用電承擔的可再生能源電價附加征收標準不斷提高，2016年1月1日提高到0.019元/千瓦時。

四是自 2009 年開始組織實施的“節能產品惠民工程”，對節能家電、汽車、工業產品推廣，以財政補貼方式推廣高效節能產品，到 2013 年累計安排資金 40多億元。

但是，扶持政策存在諸多問題。

可再生能源電價附加資金缺口日益增大，國家面臨“漲電價”與“欠補貼”雙重壓力。我國新能源發電尚處于發展初級階段，受技術水平制約，其上網電價水平較高，需要政府利用可再生能源電價附加來進行價格補貼。隨著新能源發展規模的不斷擴大，形成了不斷上漲的補貼資金需求，盡管可再生能源電價附加征收標準提高到目前的1.9分/千瓦時，但資金缺口仍日益增大，并且電價附加存在資金缺口的地區（省級電網企業）逐年增多，調配的資金額度逐年增大。據不完全統計，2015年底，全國可再生能源電價附加缺口累計缺口達到約400 億元。如果完全滿足2015年規劃要求的新能源補貼需要，加上彌補拖欠的補貼資金，預計需要在每度電中征收3分錢左右。由于現在新能源標桿電價補貼，是依據企業所報的成本人為測算的結果，企業上報的成本越高，越是可以獲得高電價。已定的標桿電價給新能源發電企業留出的利潤超過了其他發電方式。新能源是一種隨著規模擴大，邊際成本下降較快的產業，而標桿電價調整往往具有滯后性和被動性。可以預見，未來會有很多資金投向新能源，國家規劃的規模可能大幅度突破。到那時，國家將面臨兩難選擇，要么拖欠補貼，要么就漲電價。當前，我國經濟增長的下行壓力很大，電價上漲幾分錢將極大地影響企業的競爭力，也會沖抵國家結構性減稅等措施給企業的優惠。特別是在能源需求增長放緩，能源供給保持增長的情況下，電價不降反升，也不符合市場規律。

價格補貼效率呈下降趨勢，而且按規劃補貼難以適應新能源發展各地成本不一的挑戰。已有研究結果表明，隨著價格補貼政策的持續實施，新能源補貼效果2004～2013年10年間下降1/3，平均每年下降3個百分點。另一方面，目前對新能源實行固定價格補貼，降低了投資者的風險，但是由于各地資源條件不同，技術進步速度不一，成本下降的幅度不等，由于每年收取的可再生能源電價附加基金與補貼的新能源發電量恒定，大量本可在市場中獲得盈利的光電與風電項目得不到立項，這種按規劃補貼限制了可再生能源快速發展。根據國家能源網資料，光伏發電吐魯番上網電價目前約為0.90 元/千瓦時，但華電公司通過招標的2 萬千瓦光伏電站，電價0.785元也能贏利。由于光伏發電、風力發電仍然需要國家的電價補貼，而光伏發電控制指標太少，該項目得不到審批。

現有電價補貼機制可能大幅增加補貼負擔，再加上電價補貼和配額交易方案滯后，容易導致“三角債”的出現。現行新能源項目大部分是地方核準，價格補貼卻是由全網分攤，等于“地方請客，中央買單”，這種價格補貼費用分攤方式不太合理。另外，由于在征收過程中各種減免政策政出多門，征收過程管理不規范，導致可再生能源附加不能足額征收，并且征收上來的資金絕大多數用于補貼風電，而用于光伏發電、生物質能發電的資金則嚴重不足。再者，由于“寅吃卯糧”現象普遍存在，再加上補貼資金申報和審批流程繁瑣，可再生能源電價補貼延遲發放的時間越來越長，目前長達18～36個月，這使得企業資金緊張并形成大量“三角債”，嚴重影響企業的正常經營和經濟效益，間接增加了新能源發電成本。

三大舉措完善新能源價格機制

目前我國新能源產業呈現出良好的發展態勢，但相當一部分產業項目處于建設期，市場競爭優勢尚未形成，核心競爭力不強，產業配套環境有待進一步提升。因此，必須充分運用多種經濟尤其是價格手段，大力促進我國新能源產業發展。

我國新能源發電尚處于發展初級階段，需要政府進行價格補貼。李曉東 供圖

綜合來看，促進新能源發展有3種價格作用機制：一是對傳統能源征收資源稅、碳稅、能源稅，把化石能源消費的外部成本納入到能源開發、銷售過程中，促進經濟主體節約能源，加快技術創新的步伐，提升能源利用的效率，降低能源成本，并激勵能耗主體尋求開發利用新能源等其他能源，降低排放的壓力。二是對新能源進行補貼，把新能源消費的社會效益納入到能源生產銷售過程中，不斷降低可再生能源生產、銷售成本，提高其市場競爭力。三是對化石能源征稅同時建立綠色基金，對新能源給予補貼，通過補貼與稅收并舉的方式促進新能源的發展。具體來說，可以采取以下措施：

（一）還原能源商品屬性，重構能源價格形成機制，理順傳統能源與新能源產品之間的比價關系。

1.重構能源價格形成機制。在市場經濟條件下，讓市場供求自行決定能源價格，可以促進能源利用效率的提高，但是，目前市場上自發確定的能源價格并沒有包括能源價格的全部構成，使能源價值不能反映能源的真實價格。為此，必須在市場形成價格的基礎上，適時、適度地對能源市場價格進行調整。從短期看，能源價格調整要立足于矯正內部價格扭曲；從長期看，應拉平能源外部差價和比價關系。對關系國計民生的重要短缺能源和具有壟斷特性的能源實行政府定價管理，加強和改進政府的價格監管和調控，確保市場平穩運行。待能源市場發展成熟后再逐步放開，實現能源價格市場化。

2.理順傳統能源與新能源產品之間的比價關系。資源性產品之間的比價關系是否合理，直接影響到不同產業、不同地區之間的經濟利益與區域經濟的協調發展。因此，必須逐步理順能源比價關系。向市場提供準確的價格信號，發揮市場配置能源的基礎性作用，限制高耗能、高污染行業盲目發展，優化能源結構，為我國經濟的可持續發展奠定基礎。

3.創新新能源產品定價機制。一是創新風力發電價格。目前宜根據標準成本以固定價格政策為主、招標價格為輔。同時考慮到各地發電量的經濟價值與地區差異，適當進行價格調整。在2020 年前，開展電價競價試點，宜根據機會成本考慮外部效益確定價格補貼政策，改變單一招標定價，轉而確立政府標桿價與招標定價共存。2020年以后大力扶持技術成熟的風力發電，在政府指導價基礎上逐步實現招標風電上網電價。二是創新太陽能發電價格。光伏發電還處于起步階段，可以采取根據項目條件的不同核定電價的方法保護光伏發電的發展。三是生物質能發電價格也可以借鑒太陽能發電價格的制定，進行固定平攤與分期平攤方式，逐步找到生物質能成本的最佳平衡點，推動生物質能發電業的發展。

（二）堅持價格扶持政策，健全新能源發電上網補貼機制。

1.繼續實行價格扶持政策。當前國內新能源行業尚處于產業發展初級階段，受技術、成本、市場等因素制約，在相當長的時間里，必須有法律法規的保障和政府強有力的政策支持。按照不同階段實行不同力度的扶持：第一是“財政投入、價格維持”階段，第二是“財政退出、微利經營”階段，第三是“商業運轉、正常利潤”階段。當前我國新能源產業處于第一階段，新能源發電的造價要高于煤電，上網電價一直是制約新能源發展的瓶頸，因此應繼續實行價格扶持政策。

2.完善新能源發電上網定價和費用分攤機制。在我國電力市場化改革還遠未到位的前提下，固定電價制度更適合現階段新能源的發展。參照國外經驗，我國必須改變新能源發電上網定價機制的粗放狀態，制定完善的新能源發電上網定價和調整機制。第一，明確“合理成本”的界定范圍和標準，按照“合理成本加合理利潤”的方法，綜合考慮新能源裝機規模、發電成本、技術進步等因素，確定合理的新能源發電上網電價，并在此基礎上完善成本監審辦法。第二，考慮新能源成本變動的實際情況及時調整電價水平和支持政策，明確固定電價的支付期限和逐年遞減機制。第三，建立制度實施的評估及報告機制。第四，借鑒國外的綠色電價制度，鼓勵一部分居民或企業自愿支付較高的價格購買新能源，利用其差價鼓勵新能源發展，探索建立自愿認購與強制分攤相結合的新能源費用分攤機制。

3.健全新能源發電上網補貼機制。首先，適時適當提高新能源電價附加征收水平，保證全額征收。近年來，煤炭價格出現較大幅度下降，燃煤發電上網電價具有一定下降空間。短期內可在銷售電價保持不變的情況下，通過燃煤發電降價騰出的空間提高電價附加征收標準，并保證全部電量足額征收，確保補貼資金能夠滿足產業發展需要。其次，調整補貼期限。建議新能源項目實現平價上網前，所發電量按新能源上網標桿電價收購，直至項目完成貸款還本付息后，調整為按常規化石能源上網電價收購，既保障了新能源發電企業的合理經濟效益，也保證了補貼資金的有效利用。此外，調整補貼資金管理機制。明確征收新能源電價附加是新能源補貼的唯一來源，由國家發改委統一審核監管，取消用國家財政年度專項資金補償可再生能源電價附加資金缺口的規定，提高可再生能源補貼管理效率，杜絕主管機構推諉現象。最后，簡化補貼資金征收和撥付程序。建議簡化可再生能源電價附加的征收和補貼申報、審批、撥付方式，規定可再生能源電價附加收支均由電網公司代為完成。電網公司根據上網電價水平直接與可再生能源發電企業結算，可再生能源電價附加征收上來直接撥付電網，同時免除可再生能源電價附加在征收、發放過程中的各種稅費。政府主管部門負責對電網企業進行檢查和監督，確保可再生能源發電企業的利益不受損害。

（三）從長期來看，我國新能源價格改革應與電力體制改革和電價市場化改革相銜接。

還原電力商品屬性，形成由市場決定電價的機制，以價格信號引導資源有效開發和合理利用、支持清潔能源發展，促進能源結構優化是我國電力體制改革要解決的問題之一。新能源作為一種重要的發電類型，其價格最終要走向市場化，在政府適當補貼扶持基礎上參與市場競爭，通過市場機制獲得價格。為此，本課題認為，應根據國內電力市場改革的進展程度，新能源價格改革也應隨之進行相關調整：在電力市場化改革前期，市場機制尚未健全，市場主體尚不成熟，新能源技術尚不發達，運行成本還不具備競爭力，所以仍然需要價格補貼以提升其市場競爭力，但同時應當兼顧市場化機制，注意與市場化手段相結合，避免對其過度補貼，因而在此階段下，“市場價＋溢價補貼”機制最為合適。在電力市場建設中期，要使電力系統兼容一個運轉良好的電力市場，未來還應當全面實行“市場價＋溢價補貼”機制。而在電力市場化建設成熟時，新能源技術會得到大幅度發展，電價補貼為政府帶來財政負擔的同時也會引起過度補貼；另外，為促進技術進步，培養市場良性競爭，發展適應性更強的新能源技術，應當取消溢價補貼，完全依賴市場形成價格機制。在實行市場價格體系的同時，可根據設置“新能源配額制”和“綠色證書交易機制”來保證新能源的消納量。

同時，隨著我國生活水平的提高、公民環保意識和企業履行社會責任意識的增強，可以參考荷蘭等國，供用戶選擇綠色電價機制，通過這一舉措，一方面增強公民環保意識，另一方面促進新能源發展。

（作者單位：國家發展和改革委員會）