可再生能源電價附加補貼資金效率分析

文／時璟麗

1 可再生能源電價附加補貼資金情況和實施效果

2006年《可再生能源法》實施后，我國逐步建立了較為完善的可再生能源發展的資金支持和費用分攤機制，有效促進了可再生能源發電市場的規模化發展。目前陸上風電、光伏發電、生物質發電項目可享受高于燃煤上網電價的固定電價，在全國范圍內征收可再生能源電價附加，附加資金用于可再生能源電價和接網費用以及獨立可再生能源運行費用補貼。2006年至2012年，國家發改委和財政部共發放10期補貼（后2期通過可再生能源發展基金發放），累計補貼資金573億元（見圖1）。隨著可再生能源發電市場規模的擴大，可再生能源補貼需求不斷增加，電價附加的征收標準經過4次調整，從2006年的1厘/千瓦時增加為目前的1.5分/千瓦時。

固定電價和電價附加等政策的實施，極大地推動了可再生能源發電市場的發展，到2013年6月，我國風電裝機超過6700萬千瓦，預計2013年總發電量達到1400億千瓦時；2013年6月，光伏發電裝機880萬千瓦，預計2013年大型光伏電站總發電量超過80億千瓦時。

2 可再生能源單位電量補貼現狀分析

我國對主要可再生能源發電實施固定電價政策（具體見圖2），固定電價與各地燃煤脫硫標桿電價之差由可再生能源基金提供電價補貼。因此，可再生能源單位電量電價補貼的數值，一是主要取決于可再生能源固定電價水平，二是受當地脫硫燃煤標桿電價水平變動的影響。此外，可再生能源開發布局也會對全國單位電量平均補貼水平產生影響。具體分析如下。

2.1 單位電量補貼總體上呈現逐步下降的趨勢，風電和生物質單位電量補貼水平較低，光伏發電單位補貼下降顯著，但相對風電和生物質發電仍較高

可再生能源單位電量補貼呈現下降趨勢，如風電單位電量補貼從2006年的0.24元/千瓦時已降至2013年上半年的0.2元/千瓦時左右（見圖3），由于2009年后風電固定電價政策沒有變化，因此2010至2013年風電度電補貼下降的主要原因是燃煤脫硫標桿電價的調整，以及“十二五”期間東中部風電市場份額的提升。生物質發電度電補貼也主要受燃煤脫硫標桿電價的影響，2010年后總體補貼水平在0.3元/千瓦時左右。光伏發電單位電量補貼下降顯著，2009年之前高達3元/千瓦時以上，2011年新建項目降至0.85元/千瓦時左右，2012年后降至0.7元/千瓦時左右，與風電、生物質發電不同，光伏發電度電補貼的下降主要緣于光伏發電成本的顯著下降。

2.2 東中部地區電價補貼資金效率普遍高于西部

我國對農林生物質發電、垃圾發電實行全國統一的固定電價政策，對風電、光伏實行了分資源區的固定電價政策，但不同資源區之間的電價差距僅在0.1元/千瓦時，低于各地區燃煤脫硫標桿電價的差距（0.27元/千瓦時），因此，單純從資金補貼的有效性上講，東中部地區的單位電價補貼普遍低于西部。以風電為例，按照目前的風電電價水平以及2011年12月至2013年9月的燃煤脫硫標桿電價水平計算，廣東風電的單位度電補貼為0.09元/千瓦時，而西部大部分省區在0.20元/千瓦時以上。2013年10月燃煤脫硫電價水平調整后，風電的單位度電補貼在此基礎上需要上升2分/千瓦時左右。

2.3 與國際水平相比，我國可再生能源電價水平較低

風電固定電價自2009年開始實施，農林廢棄物固定電價自2010年開始實施，其后一直沒有調整，2012年調整了垃圾發電電價，但與2006年至2012年的垃圾發電電價水平相比，總體水平變化很小。因此，除了光伏發電電價水平下降明顯外，近年來風電、生物質電價水平沒有顯著變化。出現這一現象的一個客觀因素是，我國在實施并確定可再生能源固定電價水平時，起始的電價水平較許多國家的電價水平低。雖然近期歐美日可再生能源電價水平調整頻繁，但仍普遍高于我國的可再生能源電價水平（見表1）。

2.4 風電、光伏實際發電成本下降顯著

近年來，隨著可再生能源規模的不斷擴大，我國風電、光伏的實際發電成本有顯著的下降。風電設備價格不斷下降，從2006年前后的6500元/千瓦至7000元/千瓦，降到2010年4000元/千瓦左右，“三北”地區風電項目單位投資從9000元/千瓦至1萬元/千瓦，降至目前的8000元/千瓦左右，發電成本降幅約10%至15%。光伏行業競爭力不斷加強，光伏電池組件價格不斷下降，已從2006年前后每瓦30元至35元，降到2013年4元/瓦至5元/瓦，大型光伏電站單位投資從5萬元/千瓦至6萬元/千瓦，降至目前的1萬元/千瓦左右，2013年的實際發電成本與2011年相比，降幅約30%

2.5 多種因素影響了可再生能源電價的調整

雖然我國風電、光伏的實際發電成本下降顯著，但其他因素的變化影響了電價調整的步伐。對于風電，當前存在的最大問題是“三北”地區的限電問題，2012年全國年均17%的限電比率已經超過風電成本實際下降的幅度，此外，風電企業先期選擇開發風能資源和建設、接網條件相對較好的風電項目，也拉升了后期開發項目的電價需求。大型光伏電站也存在集中建設問題，限電也已開始出現。生物質發電固定電價政策實施后，人工成本上漲導致秸稈等原料價格上升，反而使發電成本略有上升。

表1 部分國家可再生能源電價水平

3 可再生能源單位電量補貼變化趨勢分析

3.1 可再生能源發電成本未來仍有不同程度的下降空間

根據國內外多個機構研究結果，未來可再生能源發電成本和價格有不同程度的變化和調整空間。對于風電，未來技術的不斷進步將降低成本，電力系統對風電的技術設備要求的提升將拉高成本，風電開發的建設成本和運行成本也可能增加，總體看，普遍預計未來風電發電成本仍可能下降，但空間有限。光伏發電的成本下降空間較大，主要取決于技術的進步和光伏電池效率的提升。生物質發電有可能隨著原料價格、人工價格、可比的煤炭價格的上漲，發電成本可能還會略有增加。

3.2 緩解和解決限電等問題將有效降低可再生能源度電補貼需求

通過優化電力系統運行管理、優先收購可再生能源電力、優化電源開發布局、推動可再生能源電力跨區域輸送和消納等措施，可緩解限電問題，從而在保證可再生能源開發企業獲得合理利潤的前提下，降低度電補貼需求，提高可再生能源項目的經濟性和競爭力，提高國家補貼資金使用的有效性。

3.3 化石能源價格改革以及反映環境外部性成本的稅收的實施將極大提高可再生能源發電的經濟性

我國目前的能源價格體系中，化石能源價格沒有反映環境損害等外部性成本，通過化石能源價格改革，或征收能源稅、環境稅、碳稅等，適度反映環境外部性損害，提高煤電等化石能源成本，可顯著降低可再生能源度電補貼，使風電、光伏等達到與煤電持平價格的時間大大提前。

4 建議

總體上，綜合考慮多種因素，未來可再生能源電價總體水平會下降，化石能源成本和價格會上升，可再生能源在不同的時間段，可以實現平價上網。但在近中期，可再生能源發展仍然需要國家政策的有效支持。為提高國家電價補貼資金的效率，建議：一是合理規劃和配置各類可再生能源的發展規模以及開發布局，二是采取多元措施緩解和解決限電問題，三是考慮可再生能源成本變動的實際情況以及影響成本的內因外因，及時調整電價水平和支持政策，四是推動能源價格改革和相關環境稅制改革。（本文作者為國家發改委能源研究所研究員）