中國生物質能發電定價機制與模式研究

劉華軍，閆慶悅，秦 陽

（山東財政學院經濟學院低碳經濟與環境政策研究中心，山東 濟南 250014）

中國生物質能發電定價機制與模式研究

劉華軍，閆慶悅，秦 陽

（山東財政學院經濟學院低碳經濟與環境政策研究中心，山東 濟南 250014）

中國的生物質能發電產業剛剛起步，發電定價政策成為制約生物質能發電產業持續發展最重要的瓶頸，因此對生物質能發電定價機制和模式改革就成為生物質能發電產業持續快速發展和國家生物質能產業戰略目標實現的必然要求。基于對生物質能發電產業特性及競爭態勢的分析，本文探討了生物質能發電定價所必須遵循的原則，在對中國現行生物質能發電定價機制進行解讀的基礎上，根據脫硫燃煤機組上網標桿價格和電價補貼的變動情況構建了生物質能發電定價機制二維模型，并基于該模型，為中國生物質能發電定價提供了聯動電價補貼模式、浮動電價補貼模式、按比例補貼定價模式、平均成本定價模式、激勵性規制定價模式等多種可供選擇的定價模式，并探討了各種的模式優劣及其適用性。

生物質能；電價改革；定價模式；可再生能源

我國生物質能資源豐富，生物質能發電產業發展潛力巨大。根據《可再生能源中長期發展規劃》，生物質能發電產業的目標是，到2020年，生物質能發電總裝機容量達到3000萬千瓦，即從2005年到2020年的15年間，生物質能發電年均增速要達93%。為了實現生物質能發電產業的發展目標，國家采取多種措施扶持生物質能發電，但是與生物質能發電的優勢和資源潛力相比，目前政府對太陽能和風能的發展扶持力度比較大，而對利用農作物秸稈和林業剩余物發展生物質能源的扶持力度較小，造成一些生物質發電企業虧損運行，甚至難以為繼。造成生物質能發電產業的虧損的因素是多方面的，如上網電價、財稅政策、技術進步等，而上網電價卻是眾多因素當中制約生物質能發電產業發展的關鍵環節。目前中國生物質能發電定價機制不僅對生物質能發電產業的持續健康快速發展造成了障礙，而且非常不利于國家生物質能產業發展戰略目標的實現，因此，有必要對生物質能發電定價機制和模式進行改革。

1 生物質能發電產業的基本特征、競爭態勢與定價原則

生物質能發電產業的基本特征是政府對其進行公共規制尤其是價格規制的邏輯起點。從全球范圍看，由于電力產業的特性，各個國家都在對電力產業進行以價格規制為核心的公共規制。而生物質能發電作為發電產業的一個組成部分，具備了其他常規能源發電產業的某些產品屬性和產業特征，當然也需要政府對其進行規制。但是我們必須注意到，與其他常規能源發電相比，生物質能發電具有特殊的產業特征，這些特征決定了對生物質能發電的價格規制不同于常規能源。

1.1 生物質能發電產業基本特征

（1）具有顯著正外部性。生物質能發電產業的正外部性主要體現在生物質能發電具有明顯的生態效益和社會效益。生物質發電的過程構成自然界的循環，其所產生的廢物主要是二氧化碳和灰渣，對自然界來講是存量循環概念。排出的二氧化碳能夠被植物重新吸收，灰渣是很好的鉀肥，可以直接還田使用。開發利用生物質能等可再生能源，對緩解我國能源供應和環境保護意義重大。生物質發電將廢棄的農林剩余物收集、加工整理，形成商品，既防止秸稈在田間焚燒造成的環境污染，又改變了農村村容村貌，是我國建設生態文明、實現可持續發展的能源戰略選擇。

（2）產品供給穩定性差。生物質能發電的電力產品與常規能源發電無差異，但是生物質能發電的原料即生物質供應具有很強的季節性和區域性，而且生物質原料分散在各家各戶，其收集、運輸都受到一定制約，因此導致生物質能發電原料的供應具有較強的不穩定性，這將直接導致生物質能發電的電力供應連續性和穩定性遠遠弱于常規能源。

（3）產業進入壁壘較高。一是必要資本量壁壘。生物質能發電項目的建設需要巨大的投資，導致產業進入的門檻較高。例如建設一個25兆瓦燃用秸稈的電站，前期投資需要5億元左右，是常規火電站的4倍左右。二是生物質能發電項目審批的行政性進入壁壘。生物質能發電項目的審批程序繁瑣復雜，相對于常規能源發電如煤電項目，生物質能發電項目規模都很小，但其審批均按照一般發電項目申報審批，耗費的時間、人力和資金都比較大。此外，由于生物質能發電項目的審批涉及國家及省發改委的諸多部門，在所有材料都準備齊全的情況下，生物質能發電項目的審批周期最快也需要3個月。

（4）發電成本遠高于常規能源發電。生物質能發電成本遠高于常規燃煤發電成本，約為煤電的1.5倍。生物質能發電成本高的原因有四：①初投資高，生物發電單位投資約10000元/KW，而常規火電機組，一般都在6000～7000元/KW。②機組熱效率低于常規火電機組，現在新建常規火電機組容量一般都在600MW及以上，而國內可建的生物質發電機組容量一般為12MW～25MW左右。③燃料成本較高，由于生物質秸稈燃料低位熱值一般在8000kj/kg，大大低于煤炭，且因比重輕，密度小，體積大，巨大的運輸成本導致燃料成本偏高。④自身能耗大導致了發電成本的居高不下。江蘇省7家生物質發電廠2008年1～9月的用電率平均水平為12.98%，高出燃煤電廠用電率兩倍以上。

（5）規模不大但具有一定的自然壟斷性。受制于生物質原料的區域性以及收購過程中所耗費的各種運輸成本，即使寬松估計，生物質能發電原料的經濟收購半徑不宜超過50公里，因此受到燃料因素制約，單個生物質能發電廠的裝機容量不宜過大。受生物質能發電廠規模制約，發電廠的發電量位于其平均成本下降的區域內，同時考慮到生物質原料的區域性，生物質能發電產業帶有一定的自然壟斷性質，換言之，在某個區域半徑內，單個生物質能發電廠是成本最低的，兩家或多家生物質能發電廠都會使原料價格上漲，導致成本上升。生物質能發電產業所具有的自然壟斷性是對其進行價格規制的一個重要原因。

1.2 中國生物質能發電產業的發展及競爭態勢

從2006年11月18日我國第一個生物質能發電項目“山東單縣生物質能發電廠”正式投產開始，在各種政策的引導下，生物質能發電產業獲得了高速發展。目前，國家電網公司、五大發電集團、中國節能投資公司等國有大型企業紛紛投資參與生物質直燃發電建設運營，國內民營企業及外資企業也紛紛進入該領域。截止到2008年，我國投產的生物質能發電廠已經達到67家，還有大批項目已經獲得批準處于建設階段。從目前生物質能發電市場看，國有企業占絕對比重，僅國能生物發電集團（由國家電網公司、龍基電力集團投資）獲得政府核準項目40項。截至2008年年底，已有生物質發電廠15家投入運營，累計發電26億千瓦時，消耗秸稈300萬噸，節約標準煤120萬噸，減少二氧化碳排放250萬噸，占國內生物質發電市場70%的份額。

盡管生物質能發電產業獲得了巨大發展，但與其他常規能源及其他新能源發電產業相比，生物質能發電產業仍處于起步階段，其規模與其他能源無法相提并論。據中電聯發布的最新統計快報顯示，截止到2008年年底，我國發電設備裝機容量達到79253萬千瓦。其中，水電17152萬千瓦，約占總容量 21.64%；火電 60132萬千瓦，約占總容量75.87%；生物質能發電總裝機僅為315萬千瓦，占總裝機容量的0.4%。

1.3 生物質能發電定價的基本原則

電價制定的一般原則包括四個方面：實現資源有效配置，避免收入再分配，企業財務的穩定化，確保企業內部效率［1］。而考慮到生物質能發電的高成本和環境效益等特殊性，國際社會普遍采用價格政策促進生物質能發電產業的發展。盡管不同國家采取的價格政策不同，但政策制定的出發點和原則基本相同，包括四個方面：一是價格政策為實現各國的生物質能發電發展目標提供保障；二是價格政策考慮了化石能源的外部環境成本，體現對生物質能等可再生能源發電的支持；三是價格政策有利于生物質能發電產業的技術進步和成本降低，逐步增強生物質能電力產品的競爭性；四是在競爭性的電力市場環境下，生物質能發電不需要完全直接參與電力市場價格競爭，而是按照政府法規和政策的規定得到特殊的優惠的上網電價或是電價補貼，保障生物質能發電的合理收益。

對于我國的生物質能發電產業來說，考慮到其產業競爭態勢以及產業特性，以及國家對生物質能發電產業的戰略目標的實現，必須采取帶有扶持性質的價格規制政策。我國生物質能發電定價的原則可以概括為以下兩個方面：一是在一定時期內必須對生物質能發電項目進行電價補貼，即采取電價補貼政策，以確保制定出的電價可以保證生物質能發電企業有利可圖，否則，國家制定的到2020年生物質能發電裝機容量達到3000萬千瓦的戰略目標就難以實現；二是制定電價補貼政策的同時，要考慮合理的電價上限，電價不可過高，優惠政策應當適度，以避免在生物質能發電產業發展的過程中出現當前困擾“風能”、“太陽能”發電產業發展的產能過剩問題。

2 生物質能發電定價機制模型與定價模式

2.1 中國現行的生物質能發電定價機制

我國現行的生物質能發電上網電價實行政府定價，即由國務院價格主管部門分地區制定上網標桿電價。具體而言，生物質能發電電價標準由各省市2005年脫硫燃煤機組上網標桿價格加統一電價補貼組成，電價補貼標準為每千瓦時0.25元。同時國家發改委［2008］640號文件規定，對納入補貼范圍內的秸稈直燃發電虧損項目按上網電量給予臨時電價補貼，補貼標準為每千瓦時0.1元。而通過招標確定投資人的生物質能發電項目，上網電價實行政府指導價，即按中標確定的價格執行，但不得高于所在地區的標桿電價。

我國目前所實行的統一的生物質能發電定價機制既有優點也存在缺陷。優點體現在兩個方面：一是定價方法簡單，交易費用較低。對全國的生物質能發電實行統一的電價補貼，有利于降低交易費用，簡化了定價過程。二是對于生物質能發電產業實行電價補貼，在一定程度上緩解了生物質能發電產業初期企業的普通虧損問題，調動了投資者投資生物質能發電項目的積極性，促進了我國生物質能產業的快速發展。但是，現行的統一生物質能發電定價機制中的固定電價補貼政策缺乏靈活性，由此導致以下兩個方面的弊端。第一，固定電價補貼無法隨時間變動而調整。隨著技術的日益更新和市場供需的變化，生物質能發電的實際成本隨著時間的推進而不斷變化，因此電價補貼應當作出及時的調整，以適應現實情況的變化。而我國目前的秸稈發電電價實行固定補貼制度，缺乏靈活性，無法及時反映各種生物質能發電實際成本的變化。第二，固定電價補貼無法隨地區差異而調整。我國各省之間經濟發展水平差異較大，技術和資金力量也是各不相同，勞動力成本也存在較大差異，由此而形成的各省的生物質能發電成本不盡相同。因此，采用固定電價補貼模式無法反映出各省市間由于地理原因而導致的發電實際成本差異。

2.2 生物質能發電定價機制的二維模型

目前，我國生物質能發電上網電價由兩部分組成，一部分是脫硫燃煤機組上網標桿價格，另一部分是固定補貼電價。用公式表示：P1+P2=P，其中，P1表示脫硫燃煤機組上網標桿價格，P2表示固定電價補貼，P表示生物質能發電的上網電價。考慮P1、P2固定和變動情況，構建生物質能發電定價機制二維模型（見圖1）。模型中，將由P1、P2組成的二維圖形劃分為四個區域，即：區域I：{脫硫燃煤機組上網標桿價格固定、電價補貼固定}；區域II：{脫硫燃煤機組上網標桿價格變動、電價補貼固定}；區域III：{脫硫燃煤機組上網標桿價格變動、電價補貼變動}；區域IV：{脫硫燃煤機組上網標桿價格固定、電價補貼變動}。生物質能發電定價模式或方案均可以放在以上四個區域中。當前的生物質能發電定價模式屬于{脫硫燃煤機組上網標桿價格固定、電價補貼固定}類型，即落在區域I中。

2.3 生物質能發電定價模式

圖1 生物質能發電定價機制二維模型

（1）聯動電價補貼模式。聯動電價補貼是在電價補貼一定的條件下，生物質能發電上網電價與脫硫燃煤機組的上網標桿價格進行聯動，將動態變化的脫硫燃煤機組上網標桿價格和固定的生物質能發電電價補貼相加得到生物質能上網電價。采取聯動電價補貼模式，公式P1+P2=P中的脫硫燃煤機組標桿上網電價P1應該和每期的脫硫燃煤機組上網標桿價格保持一致。用公式表示為：P1i+P2=P。其中，i表示時期，P1i表示第i期脫硫燃煤機組上網標桿價格，P2表示生物質能發電的固定電價補貼，P表示生物質能發電上網電價。采取聯動電價補貼模式，必須滿足以下兩個條件：第一，各地生物質能發電實際成本相差不大，固定電價補貼可以對生物質能發電企業進行合理的補貼。第二，脫硫燃煤機組的上網標桿價格和生物質能發電上網電價的函數關系確定，即兩者存在著可以確定的一次線性正相關性。

采取聯動電價補貼模式具有以下兩個方面的優點：第一，方法簡單易行，交易費用低。第二，可以及時反映出脫硫燃煤機組標桿上網價格和生物質能發電上網電價之間的替代關系。傳統化石燃料和生物質能之間存在一種替代關系，即當傳統化石燃料價格上升而其他條件不變的前提下，發電企業會減少化石燃料的需求，轉而增加對生物質能的需求。這樣，在生物質能短期供給不變的前提下，根據價格的供需規律，生物質能的價格必然會上升。因此，傳統化石燃料價格和生物質能價格之間存在著緊密的正相關性，這種關系反映在發電中，就是脫硫燃煤機組上網標桿價格和生物質能發電的上網電價之間存在著正相關性，因此，聯動電價補貼模式充分反映出了兩者之間的正相關性。但是，聯動電價補貼模式也存在著以下兩個方面的弊端：第一，電價補貼固定，沒有反映出時間和地區的差異，電價補貼政策缺乏靈活性。第二，該方案假定生物質能發電上網電價和脫硫燃煤機組上網標桿價格的函數關系確定，是一個簡單的一次線性關系，但實際上，兩者之間的一次線性函數關系并沒有經過實證的檢驗。

（2）浮動電價補貼模式。浮動電價補貼模式是脫硫燃煤機組上網標桿價格隨著時間變動而調整的情況下，通過電價補貼影響因素變動情況相應地對電價補貼進行調整。根據機制設計理論模型，生物質能發電的電價補貼可以用如下的函數關系式來表示：P2=f（θ,Ci,Ij,CS,p,p0，R，Ih）。其中，θ表示社會效益（由就業效應、收入分配效應和環境效應三部分組成），Cj表示生物質能發電單位的運營成本 （包括電廠勞動力成本和維護費用），Ij表示生物質能發電項目單位發電量的固定成本 （包括租賃或者構建廠房和機器設備），CS表示生物質能發電項目單位發電量的收儲成本 （包括收集成本、運輸成本和存儲成本），p表示生物質能發電的上網電價，p0表示單位發電量耗用的生物質原料收購成本，R表示煤電項目的投資收益率、Ik表示煤電項目單位發電量的固定成本。其中，社會效益、生物質能發電單位的運營成本、生物質能發電項目單位發電量的固定成本、生物質能發電項目單位發電量的收儲成本、單位發電量耗用的生物質原料的收購成本、煤電項目的投資收益率和煤電項目單位發電量的固定成本這七個因素和生物質能發電的電價補貼是正相關，生物質能發電的上網電價和生物質能發電的電價補貼是負相關。

采取浮動補貼定價模式有兩個方面的優點：第一，電價補貼可以反映出不同地區間的實際差異和時間變化的影響，即根據各個補貼影響因素的變動對電價補貼迅速作出調整，由此制定的電價補貼是一個動態的變量，保證了國家生物質能發電補貼政策的靈活性。第二，浮動電價補貼還具有聯動電價補貼的優點，能及時反映出脫硫燃煤機組標桿上網價格和生物質能發電上網電價之間的替代關系。但是，浮動補貼定價模式也存在兩個方面的弊端：第一，電價補貼需要隨時作出調整，采集數據的成本較高，交易費用較高。而且影響電價補貼的因素眾多，各因素和電價補貼之間的具體函數關系難以準確確定，實際操作性不高。第二，該模式也假定生物質能發電上網電價和脫硫燃煤機組上網標桿價格之間存在簡單的一次線性正相關性，缺少實證檢驗支持。因此，要采用浮動補貼定價模式，必須滿足以下兩個條件：第一，可以及時、準確獲取影響電價補貼因素數據，且收集數據的成本較低；第二，脫硫燃煤機組的上網標桿價格和生物質能發電上網電價的一次線性函數關系經過實證檢驗可以確定。

（3）按比例補貼定價模式。按比例補貼模式是在脫硫燃煤機組上網標桿價格一定的條件下，根據生物質能發電的實際情況確定合理的補貼電價比例，將固定電價補貼為變動補貼。在此基礎上，兩者相加得到生物質能發電的上網電價。按比例補貼模式可以用下面的公式表示：P=P1（1+α）=P1+αP1。其中，α為補貼比例，αP1即為電價補貼P2。各地區的脫硫燃煤機組上網標桿價格來源于各地的電網，電價補貼比例是由國家發改委確定，并且隨著時間變動而調整。考慮到脫硫燃煤機組上網標桿價格是固定還是變動，按比例補貼模式又可分為以下兩種：一是基于固定脫硫燃煤機組標桿價格的按比例補貼模式。采用該模式時，根據固定的脫硫燃煤機組上網標桿價格P1，再根據不同的電價補貼比例α，即可算出生物質能發電的電價補貼P2（即αP1），兩者相加即得到生物質能發電上網電價P。二是基于變動脫硫燃煤機組標桿價格的按比例補貼模式。采用該模式時，根據及時調整的脫硫燃煤機組上網標桿價格P1，再根據不同的電價補貼比例α，即可算出相應的生物質能發電的電價補貼P2（即αP1），兩者相加即得到生物質能發電上網電價P。

采用按比例補貼定價模式具有以下兩個優點：第一，方法簡單，操作方便，交易費用低；同時，電價補貼比例的變動可以變固定電價補貼為浮動電價補貼，體現國家電價補貼政策的靈活性。第二，該定價模式可以反映出各地之間的脫硫燃煤機組標桿價格的不同，體現地區間差異。但是，采取按比例補貼定價模式也存在以下兩個方面的弊端：第一，補貼的比例難以準確確定。若政府制定的補貼比例過高，增加國家的財政負擔，同時不利于激勵發電企業改進技術，降低發電成本；若政府制定的補貼比例過低，生物質能發電企業長期虧損運營，不利于調動投資者投資生物質能發電產業的積極性。第二，該模式假定生物質能發電上網電價和脫硫燃煤機組上網標桿價格之間存在一次線性正相關性，缺少實證支持。

采取按比例補貼定價模式必須滿足以下兩個適用條件：第一，可以準確確定電價補貼比例并且比例系數能夠動態調整。對各個地區充分做好實地調查研究，確定好電價補貼比例，同時電價補貼比例必須要根據時間的變化及時調整，以準確反映各地的生物質能發電價格的實際變化。第二，生物質能發電上網電價和脫硫燃煤機組上網標桿價格之間的一次線性正相關性通過實證檢驗。

（4）平均成本定價模式。平均成本定價是成本定價法的一種，是按照價格等于平均成本的原則，直接確定生物質能發電價格。這種方案不會使生物質能發電企業出現虧損，也不會讓它獲得超額利潤，但是卻可以獲得正常利潤。平均成本定價方案的具體公式如下：P=AC=（C+T+L）/Q。其中，P表示上網電價；AC表示平均成本；C表示總成本；T表示稅金；L表示正常利潤；Q表示上網電量。其中C又包括燃料費、外購電力費用、水費、材料費、工資及福利費、折舊、修理費用及其他費用。

根據平均成本定價法形成了生物質能發電上網電價即P，考慮到燃煤機組標桿價格是固定還是變動，平均成本定價法又可以劃分為以下兩種：其一，基于固定脫硫燃煤機組標桿價格的平均成本定價。應用該方案時，首先根據平均成本定價法確定生物質能發電電價P，然后根據固定脫硫燃煤機組標桿價格P1，即可算出生物質能發電的電價補貼P2。即，P2=P-P1。其二，基于變動脫硫燃煤機組標桿價格的平均成本定價。應用該方案時，首先根據平均成本定價法確定生物質能發電電價P，然后根據變動的脫硫燃煤機組標桿價格P1，就可以得到生物質能發電的電價補貼P2。

采取平均成本定價模式具有以下兩個優點：第一，可以準確反映發電企業的實際發電成本。采用平均成本定價模式時，把企業的各種發電成本和正常利潤都考慮在內，使企業可以獲得正常利潤，有利于調動投資者投資生物質能發電項目。第二，定價更具合理性。平均成本定價方案不涉及脫硫燃煤機組的上網標桿價格，因此，避免了前面三種定價方案中的脫硫燃煤機組上網標桿價格和生物質能發電上網價格之間的一次線性正相關性的假定。但是，采用平均成本定價模式也存在一定的劣勢：第一，平均成本定價會造成消費者損失。根據經濟學原理，平均成本定價可以使得企業獲得正常利潤，但是會造成社會福利損失。而生物質能發電產業提供給廣大消費者電力產品，屬于公共產品，具有明顯的正外部性，因此，社會福利損失應降到最低。第二，由于信息不對稱，采用該模式制定出的上網電價可能無法反映出真實的發電成本。這種方案是以企業的生產成本為定價基礎，而政府難以了解發電企業的真實發電成本，缺少有效的監督機制，發電企業有可能虛報成本，增加政府補貼的財政負擔。第三，生物質能發電的實際成本因各個發電廠規模不同而有很大差異，因此，平均成本定價模式必然是“一廠一價、一機一價”，這樣大大增加了生物質能發電定價的費用。第四，該定價模式不利于鼓勵發電企業通過采用新技術、提高管理效率等途徑來降低生物質能發電的實際成本。因此，要采取平均成本定價模式必須滿足以下條件：可以準確及時地收集到發電企業生物質能發電的實際發電成本，并且收集的成本較低，交易費用較低。

（5）激勵性規制定價模式。在激勵性規制定價模式中，比較常用的是價格上限定價模式。在此，我們以價格上限定價模式為例，為生物質能發電定價提供激勵性規制定價模式。價格上限又叫做RPI—X模式，就是把自然壟斷產品和服務的價格與生產資料價格指數和勞動生產率結合起來。上限價格是以基期價格為基數，在此基礎上確定一個電價增長率。這個增長率與企業的實際成本變化無關，等于市場上生產資料價格增長率減去要求的公共部門生產率增長率。該方法可以用如下公式表示：Pt=Pt-1（1+ RPI-X）。其中，Pt表示現期的生物質能發電電價；Pt-1表示上期的生物質能發電電價；RPI表示零售價格指數；X表示規制機構規定的公共部門的生產率增長率。

根據激勵性規制定價方案（價格上限定價法）形成了生物質能發電上網電價，即P。考慮到脫硫燃煤機組上網標桿價格是固定還是變動，激勵性規制定價法又可以劃分為以下兩種：其一是基于固定脫硫燃煤機組標桿價格的激勵性規制定價。應用該方案時，首先根據激勵性規制定價法確定生物質能發電電價P，然后根據固定脫硫燃煤機組上網標桿價格P1，即可算出生物質能發電的電價補貼P2。即，P2=PP1。其二是基于變動脫硫燃煤機組標桿價格的激勵性規制定價。應用該方案時，首先根據激勵性規制定價法確定生物質能發電電價P，然后根據變動的脫硫燃煤機組上網標桿價格P1，就可以得到生物質能發電的電價補貼P2。

采用激勵性規制定價模式有以下四個方面的優勢：第一，發電價格與企業的成本無直接關系，可以避免信息不對稱造成的定價過高問題。價格上限定價法不同于成本定價模式，制定出的生物質能發電上網價格獨立于企業的成本。第二，有利于鼓勵企業降低成本提高生產率。價格上限定價法通過制定一個最高限價，使被規制生物質能發電企業擁有因效率提高、成本改善所帶來的收益，實際上是賦予了被規制企業一定的剩余索取權。第三，在價格上限范圍內，企業具有定價的自由，有利于促進競爭。只要不超過價格上限，生物質能發電企業還能夠自由定價，有利于形成更有效率的價格結構，促進企業間的競爭。第四，價格上限方法減少了政府相關部門對生物質能發電企業信息的需求，還有利于降低政府的規制成本等。但是采用激勵性規制定價模式也存在以下兩個方面的劣勢：第一，最初基礎價格難以準確確定。如果基礎價格太高，消費者剩余減少；如果基礎價格定得太低，生產者沒有積極性。第二，生產率增長系數X難以準確確定。如果生產率增長系數定得過高，企業降低成本的利潤將大部分轉移給消費者，企業的壓力太大，也難以實現。因此，要采用激勵性規制定價模式必須滿足以下條件：能夠確定一個合理的最初基礎價格。同時，由于生產資料指數也在不斷變化，生產資料指數和行業的實際生產率這兩個系數可以適時調整。

綜上所述，根據脫硫燃煤機組上網標桿價格和電價補貼是固定還是變動，以上五種生物質能發電定價模式分別落在二維模型的不同區域當中，具體如下：區域I：當前生物質能定價方案；區域II：聯動電價補貼方案；區域III：基于變動脫硫燃煤機組上網標桿價格的平均成本定價方案，基于變動脫硫燃煤機組上網標桿價格的激勵性規制定價方案；區域IV：基于固定脫硫燃煤機組上網標桿價格的平均成本定價方案，基于固定脫硫燃煤機組上網標桿價格的激勵性定價方案，浮動電價補貼方案和按比例電價補貼方案。

3 結論與建議

目前，我國已經推出了新能源計劃，并把生物質能發電納入我國的長遠發展戰略。針對我國生物質能發電企業大部分處于虧損經營的現狀以及我國目前處于生物質能發電產業發展初期的實情，建議對我國的生物質能發電定價實行漸進式改革。具體政策建議如下：第一，變固定電價補貼為浮動電價補貼。我國目前正處在生物質能發電產業的初期階段，國家應該根據實際情況，采取合適的電價補貼方案，變固定電價補貼為浮動電價補貼，以適應生物質能發電實際情況的變化，體現出國家政策的及時性和靈活性。第二，電價補貼的范圍應該進行合理的界定。目前，我國有關政策規定，“發電消耗熱量中常規能源超過20%的混燃發電項目，視同常規能源發電項目，執行當地燃煤電廠的標桿電價，不享受補貼電價。”但是，實際操作中，由于目前技術限制，國內大部分混燃鍋爐不能承受超過20%的秸稈摻燒比例。因此，國家在制定相關的電價補貼政策時，應該從實際情況出發，制定出一個合適的享受電價補貼的最低摻燒比例，既能讓生物質能發電企業有技術革新的動力，又可以及時讓生物質能發電企業享受電價補貼的優惠，促進我國生物質能發電產業的快速發展，這對于還處于發展初期的生物質能發電產業意義重大。第三，引入市場機制，讓生物質能發電企業充分參與競爭。目前，我國的生物質能發電產業主要是由國家統籌規劃建立，市場準入的門檻較高，民間資本進入生物質能發電產業的難度較大。由于政府的計劃性對我國的生物質能發電產業分布和發展影響較大，同時政府規劃往往缺少長期性和協調性，這將造成同一地區生物質能發電企業的重復建設，最終導致惡性競爭，阻礙生物質能發電產業的健康發展。因此，在我國生物質能發電產業初具規模之后，應當引入市場機制，鼓勵競爭，提高效率，減少社會福利損失。這樣不僅有利于資源的合理配置，還可以實現我國生物質能發電產業的健康良性發展。

［1］（日）植草益：微觀規制經濟學［M］.北京：中國發展出版社，1992.

Research on the Pricing Mechanism and Modes of Biomass Power Generation in China

Liu Huajun，Yan Qingyue，Qin Yang
（School of Economics,Shandong University of Finance，Jinan 250014，China）

China’s biomass power generation industry has just started.The pricing policy is a constraint and the most important bottleneck to sustainable development of biomass power generation industry.So the pricing mechanism and modes reform of biomass power generation is a necessary requirement to the sustainable and rapid development of biomass power generation industry and to achieve strategic objectives.Based on the analysis of the characteristics and competitive situation of the biomass power generation industry in China,this paper discusses the basic principles of the pricing of biomass power generation and interprets the pricing mechanism of China’s current biomass power generation.Based on constructing two-dimensional model of the pricing mechanism for biomass power generation,this paper provides five pricing modes for China’s biomass power generation and explores the applicability of various modes.

biomass energy;pricing mechanism reform;pricing mode;renewable energy

山東省自然科學基金項目“我國低碳經濟發展與政策責任研究”（ZR2010GM016）。

2011-03-15

劉華軍（1979-），男，山東廣饒人，經濟學博士，副教授，碩士生導師；研究方向：品牌經濟、低碳經濟等。

TK6

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（責任編輯 遲鳳玲）