可再生能源電力價格制度對中國可再生電力的影響

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一、背景介紹

現階段，為支持可再生能源發電產業發展中國實行的是嵌入式電價和強制上網消納制度。這一制度雖在一定程度上促進了可再生能源發電產業的發展，但是無法從根本上消除國內分布式電力發展面臨的困難。學界長期有較大爭議的是國內的分布式電力發展價格機制是否兼顧有效性和高效性。且參照國際經驗，英國、美國、南澳、北歐各國對分布式可再生能源電力的價格機制各有不同，因此本文將結合國際經驗，對可再生能源配額制度在國內的有效性進行分析。

可再生能源發電是指生物質發電（包括農林廢棄物直接燃燒和氣化發電、垃圾焚燒和垃圾填埋氣發電、沼氣發電）、風力發電、太陽能發電、水能發電、海洋能發電和地熱能發電。隨著我國對發展可再生能源重要性認識的不斷提高和可再生能源技術的逐步成熟，可再生能源開發利用得到迅速發展。雖然，通過市場交易（電量交易）獲得相當于普通能源的回報不存在困難（按標桿電價結算的部分），但其為環境保護、能源安全背負保障和化石等非可再生能源替代利益卻難以通過市場獲得合理回報。為彌補可再生能源顯著的經濟意義上的正向外部性，預防市場失靈引起的可再生能源投資與產出逆向分布的風險，國家層面出臺了一系列的法規政策進行引導。

二、可再生能源電力電價政策

為促進低碳發展，促進可再生電力發展，國家分別頒布了《中華人民共和國可再生能源法》、《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》和《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》，明確了可再生電力有關電價政策。

（一）《中華人民共和國可再生能源法》確立了可再生電力的電價政策框架。

國家于2006年1月1日起施行的《可再生能源法》明確：“電網企業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，通過財政補貼的方式進行疏導（主要是電價中加收的可再生能源電價附加）。”國家投資或者補貼建設的公共可再生能源獨立電力系統的銷售電價，執行同一地區分類銷售電價，其合理的運行和管理費用超出銷售電價的部分，附加在銷售電價中分攤。

（二）《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》對可再生電力電價的制定和費用的分攤做了明確規定。

可再生電價超過所在地脫硫燃煤火電機組標桿上網電價的部分，省級及以上的銷售電量中進行分擔。

生物質發電項目上網電價實行政府定價的，由國務院價格主管部門分地區制定標桿電價，標桿電價由各地區2005年脫硫燃煤機組標桿上網電價加補貼電價組成。補貼電價標準為每千瓦時0.25元，投產后15年內享受補貼電價。自2010年起，每年新批準和核準建設的發電項目的補貼電價比上一年新批準和核準建設項目的補貼電價遞減2%。

風力發電項目的上網電價實行政府指導價，電價標準由國務院價格主管部門按照招標形成的價格確定。太陽能發電、潮汐發電和地熱發電項目上網電價實行政府主管價格部門定價。

可再生能源發電項目補貼、國家投資或補貼建設的公共可再生電力發電項目運行維護費用高于當地省級電網平均銷售電價的部分，以及可再生能源發電項目接網費用等，通過向電力用戶征收的可再生能源電價附加進行補貼。

水電發電價格暫按現行規定執行，不在可再生電價基金補貼范圍。

（三）《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》著力解決電價附加收入跨地區分配問題，并公布了接網費標準

可再生能源發電項目接網費通過可再生能源電價附加回收。接網費按線路長度制定，根據可再生能源上網電量收取：50公里以內為每千瓦時1分錢，50-100公里為每千瓦時2分錢，100公里及以上為每千瓦時3分錢。

三、可再生能源電價政策評價

一是可再生能源接網費用通過電價附加收取的機制，有利于促進可再生能源的協調發展。我國目前尚未建立合理的輸配電價形成機制，電網企業為收購可再生能源電量而建設的配套輸變電工程，其建設運行費用若計入電網企業輸電成本將難以保證能夠通過銷售電價及時回收。

二是生物質能發電補貼標準偏低，生物質能發電企業虧損風險較大。生物質發電機組單位造價比常規燃煤機組高一倍以上，并且運行成本較高，生物質能發電企業虧損風險較大。