我國可再生能源電價機制分析及建議

王 燁

(水電水利規劃設計總院，北京100120)

0 引 言

近年來，我國可再生能源產業發展迅速。截至2017年底，我國風電裝機1.6億kW、光伏發電裝機1.3億kW、生物質發電裝機0.15億kW，非水可再生能源發電總裝機約3億kW，占全部電源裝機的17%，可再生能源的高速發展為能源結構優化和綠色發展轉型作出了重要貢獻。我國可再生能源實行固定電價制度，該制度在我國可再生能源發展初期起到了極大的推動作用。然而，伴隨著我國可再生能源產業規模迅速擴大及電力市場改革逐步深入，現行電價機制面臨財政補貼資金缺口和補貼定價難度越來越大等問題，已經成為制約風電、光伏發電等可再生能源產業有序發展的重要因素之一。為促進我國可再生能源持續健康發展，亟需對現行電價制度進行調整。

本文在總結國際可再生能源電價政策，分析我國可再生能源電價存在問題及面臨挑戰，對比國內外可再生能源發展實際情況的基礎上，對我國可再生能源電價機制提出建議。

1 國際可再生能源電價政策概況

當前，世界主要國家可再生能源電價制度主要分為4類：固定電價、溢價電價、綠色電力證書(以下簡稱“綠證”)交易及競爭性招標制度。

1.1 固定電價

固定電價制度是指可再生能源上網電價由政府指定，電網企業有義務以政府制定的價格購買新能源發電方式產生的全部電量的價格政策，一般與可再生能源強制上網、優先購買、費用分攤等制度共同實行。

固定電價制度的優點是可降低新能源投資者的潛在風險，允許多種類型可再生能源電力的參與，且政策實施流程較為簡單。缺點是不夠靈活，不能及時根據不同資源條件、不同工程造價、不同技術類型可再生能源項目的合理收益做出電價調整，在每個電價調整周期末，還可能造成“搶裝潮”的出現。目前，實行可再生能源固定電價制度的國家約40個，主要包括中國、德國、法國、俄羅斯、愛爾蘭、希臘等。

1.2 溢價電價

溢價電價制度是指可再生能源電源與其他常規電源共同參與競價上網，在市場電價的基礎上，政府對單位上網電量額外給予一定的補貼，即溢價。可再生能源最終上網電價為“市場電價+政府補貼”，溢價部分可能為固定水平，即常溢價，也可能按照某種原則隨電力現貨市場價格波動而變化，即變溢價[1]。

與固定電價制度相比，溢價電價能更好地反映電力需求響應，鼓勵可再生能源參與市場競爭。其中，常溢價電價制度設計比較簡單，但不夠靈活，可再生能源電價受市場電價影響較大；變溢價制度可通過設定價格上下限等方式，減小市場劇烈波動對發電企業的收益預期的影響，更有利于可再生能源電力市場與傳統電力市場相適應，但設計相對復雜。目前，實行這種制度的典型國家包括西班牙、丹麥、荷蘭、瑞士等。

1.3 綠證交易

綠證交易制度是可再生能源配額制的重要配套制度。在該制度下，政府對配額義務主體(可能為購售電企業、化石能源發電企業等)設定可再生能源配額目標，并向可再生能源發電企業根據其所發電量發放綠證。配額義務主體需通過向可再生能源發電企業購買綠證來完成配額目標。可再生能源企業一方面可參與電力市場交易，以市場價格結算；同時，還可參與綠證市場交易，通過出售綠證獲得額外收入，最終電價為“市場電價+綠證收入”。

由于各國國情不同，各國政策設計差異也較大，總體來看，基于配額制的綠證交易制度的優點包括：第一，發展目標明確，既保證了在較長時期內實現可再生能源的量化發展目標，又保證了可再生能源發電的市場需求，可增強投資商、開發商和設備供應商的信心；第二，綠證交易具有靈活和流通性好的優點，營造了公平競爭的市場機制；第三，綠證交易使資金和資源在不同地區之間進行交換，使可再生能源的開發利用在更大范圍內實現優化，可促進地區間的資金流通[2]。配額制的缺點則包括政策設計復雜、實施成本較高等。目前，實行綠證交易制度的國家主要有美國、澳大利亞、加拿大、瑞典、挪威、日本、韓國、印度、意大利等。

1.4 競爭性招標

競爭性招標制度是指政府采用招投標程序，選擇可再生能源發電項目的開發企業，在滿足招標要求的前提下，通過上網電價報價確定中標單位。中標單位確定后，在政府的協調下，電力公司與中標單位簽訂電力購買協議，對上網電量和電價做出規定，明確在規定期間內以競標電價收購全部電量。

該政策的最大優勢是可在控制規模發展速度的同時，營造較為公平的競爭環境，有效促進可再生能源電價下降。但由于招標制度增加了項目前期準備的費用，開發商需承擔的開發風險有所提升。此外，“低價中標”原則也可能導致開發商之間惡性競爭，最終無法履行協議[3]。目前，全球有超過60個國家采用競爭性招標制度確定可再生能源電價。

2 我國現行電價政策存在問題及挑戰

根據《可再生能源法》規定，我國可再生能源發電項目實行固定電價制度及費用分攤制度。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。可再生能源上網電價在當地脫硫燃煤機組標桿上網電價以內的部分，由當地省級電網負擔，高出部分則通過可再生能源電價附加分攤解決。脫硫燃煤機組標桿上網電價調整后，可再生能源上網電價中由當地電網負擔的部分要相應調整。

目前，在我國可再生能源規模迅速擴大，以及電力市場改革逐步深入的新形勢下，現行電價機制主要面臨以下幾方面問題及挑戰：

(1)燃煤標桿電價將逐步取消。按照新一輪電力市場改革“管住中間、放開兩頭”的思路，未來燃煤機組上網電價將逐步市場化，屆時，作為現有可再生能源電價機制重要參考和組成部分的燃煤標桿電價將不復存在。

(2)補貼資金缺口逐步加大。2006年以來，國家發展改革委將主要面向工商企業征收的可再生能源電價附加征收標準由0.1分/(kW·h)提高至1.9分/(kW·h)，但現行電價附加征收標準仍難以滿足可再生能源的發展速度，近年來補貼資金缺口越來越大。截至2017年底，補貼資金缺口累計超過1 100 億元，按目前1.9分/(kW·h)的電價附加征收標準測算，預計到2020年底，補貼資金累計缺口將達3 000億元以上。按2020年補貼資金需求1 400億元、征收電價附加的發電量4萬億kW·h測算，若要完全滿足補貼資金需求，則需執行的電價附加征收標準應為0.035元/(kW·h)，與現行的0.019元/(kW·h)征收標準差距較大，大幅提高電價附加標準并不可行。

(3)財政補貼定價難度加大。由于信息不對稱，隨著陸上風電、光伏發電等可再生能源產業規模發展，政府要做到及時準確掌握不同資源條件、不同工程造價、不同技術類型可的再生能源項目的合理收益，并及時做出電價調整存在很大難度。同時，受近年來可再生能源棄風棄光等問題的影響，補貼定價的難度將進一步加大。

(4)電力消費側責任不夠明確。自2006年《可再生能源法》實施以來，我國先后采取的特許權招標、固定上網電價等政策機制實際上均是從發電側施策，而在能源消費側尚未明確消納責任，可再生能源消納電量的提升遠低于裝機規模的增長，成為我國可再生能源棄電的原因之一。

3 我國電價機制發展建議

3.1 與國外可再生能源差異

經對比分析，我國與國外可再生能源發展實際情況主要存在以下幾點差異：

(1)從電源結構來看，美國等發達國家靈活調節電源比重較大，電網靈活性較強，基本不存在棄電問題。我國電源結構以火電為主，電網靈活性相對較差，可再生能源消納面臨更多挑戰。

(2)從電力市場發展來看，英國、美國、澳大利亞等發達國家電力市場成熟度較高。而我國電力市場仍處于改革階段，成熟的電價傳導機制尚未形成，市場競爭還夠不充分，一定程度上制約了我國可再生能源發展，也給我國建立綠證交易、碳交易等機制帶來了挑戰。

(3)從市場規模來看，歐洲國家可再生能源市場范圍較小，而美國可再生能源市場范圍較大，且各州高度自治，其政策設計對我國可再生能源發展具有更強的借鑒意義。

(4)從補貼情況來看，大多數國家補貼資金與規模較為匹配，不存在補貼拖欠問題。而我國可再生能源規模發展迅速，補貼需求較大，存在電價附加標準的提高滯后于可再生能源發展需求的問題，補貼資金缺口持續擴大。

3.2 發展建議

3.2.1 綠證交易

從國際成熟經驗和我國國情來看，基于可再生能源配額的綠證交易制度是促進我國可再生能源產業可持續健康發展的有效手段。該制度的作用主要包括：

(1)綠證交易是從消費側解決可再生能源消納問題的長效機制。通過明確規定配額考核主體消納可再生能源的責任，逐步增加考核主體的配額考核比例，為可再生能源發展提供長期穩定的市場空間。

(2)綠證交易是實現非化石能源消費比重目標的有效途徑。我國政府已向世界承諾，2020年非化石能源消費量占一次能源消費量比重達15%，2030年非化石能源消費比重達20%。推行綠證交易，有助于我國推進能源生產和消費革命，保障非化石能源消費比重目標的實現。

(3)綠證交易是降低補貼強度的重要措施。當前，新能源補貼強度受新能源標桿電價和燃煤標桿電價共同影響，降低補貼強度思路之一是直接降低新能源標桿電價，操作難點在于電價下降幅度測算較難做到公平合理；另一種思路是實行固定電價補貼方式，即新能源電價由燃煤標桿電價加上固定電價補貼，操作難點一方面在于固定電價補貼難以合理制定，另一方面在于燃煤標桿電價下降將直接影響新能源效益，影響投資積極性。而推行綠證交易，相當于為新能源發電項目提供了額外收益渠道，可有效對沖新能源電價下降、棄電等帶來的不利影響，為新能源實施固定補貼、大幅降低補貼強度創造有利條件。

目前，我國已于2017年7月先期開展了綠證的核發工作，并向全社會開放綠證自愿認購，為后續全面推行基于配額的綠證交易制度打下了良好的工作基礎。

3.2.2 競爭性招標

近幾年，競爭性招標已成為國際可再生能源電價政策的主流趨勢。在我國，競爭性招標的優勢也逐漸凸顯，主要體現在以下幾個方面：

(1)競爭性招標可有效降低補貼強度。通過實施競爭性招標制度，可在控制發展規模的前提下，營造公平的市場環境，通過市場機制發現可再生能源發電成本，促進我國可再生能源電價下降。

(2)競爭性招標可與不同電價制度相銜接。競爭性招標機制可與固定電價、固定補貼機制靈活結合，既可按固定電價水平招標，也可按固定補貼水平招標，能較好地適應我國電力市場改革變化。

(3)競爭性招標可體現政府或其他招標主體的額外訴求。例如，通過設定較高的技術標準招標要求，競爭性招標可在一定程度上促進產業技術進步。

目前，我國正在實施的“領跑者”計劃已開始采用競價上網模式確定項目上網電價。2016年度光伏領跑技術基地中標電價與2016年全國光伏發電標桿上網電價對比見表1。從表1可知，領跑技術基地上網電價較當地光伏標桿上網電價下降約0.2元/(kW·h)。

表1 光伏發電標桿上網電價對比 元/(kW·h)

競價結果表明，在我國現行電力市場體制下，實行競爭性招標政策是可行且有效的。但值得注意的是，競爭性招標過程較固定電價相比較為復雜，適用于容量較大的項目。對單體容量較小的項目，建議繼續采用固定電價政策，以降低政策實施難度。

4 結 語

目前，我國可再生能源發展面臨的問題是多方面的，未來我國可再生能源電價機制發展方向也可能是多種政策并行的。配額制及綠證交易制度通過明確電力消費側可再生能源消納責任，為促進我國可再生能源發展提供了長效機制。同時，在可再生能源實現平價上網前，可通過競爭性招標方式促進補貼強度快速下降。