可再生能源电力价格制度对中国可再生电力的影响

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一、背景介绍

现阶段，为支持可再生能源发电产业发展中国实行的是嵌入式电价和强制上网消纳制度。这一制度虽在一定程度上促进了可再生能源发电产业的发展，但是无法从根本上消除国内分布式电力发展面临的困难。学界长期有较大争议的是国内的分布式电力发展价格机制是否兼顾有效性和高效性。且参照国际经验，英国、美国、南澳、北欧各国对分布式可再生能源电力的价格机制各有不同，因此本文将结合国际经验，对可再生能源配额制度在国内的有效性进行分析。

可再生能源发电是指生物质发电（包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电）、风力发电、太阳能发电、水能发电、海洋能发电和地热能发电。随着我国对发展可再生能源重要性认识的不断提高和可再生能源技术的逐步成熟，可再生能源开发利用得到迅速发展。虽然，通过市场交易（电量交易）获得相当于普通能源的回报不存在困难（按标杆电价结算的部分），但其为环境保护、能源安全背负保障和化石等非可再生能源替代利益却难以通过市场获得合理回报。为弥补可再生能源显著的经济意义上的正向外部性，预防市场失灵引起的可再生能源投资与产出逆向分布的风险，国家层面出台了一系列的法规政策进行引导。

二、可再生能源电力电价政策

为促进低碳发展，促进可再生电力发展，国家分别颁布了《中华人民共和国可再生能源法》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》，明确了可再生电力有关电价政策。

（一）《中华人民共和国可再生能源法》确立了可再生电力的电价政策框架。

国家于2006年1月1日起施行的《可再生能源法》明确：“电网企业收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，通过财政补贴的方式进行疏导（主要是电价中加收的可再生能源电价附加）。”国家投资或者补贴建设的公共可再生能源独立电力系统的销售电价，执行同一地区分类销售电价，其合理的运行和管理费用超出销售电价的部分，附加在销售电价中分摊。

（二）《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》对可再生电力电价的制定和费用的分摊做了明确规定。

可再生电价超过所在地脱硫燃煤火电机组标杆上网电价的部分，省级及以上的销售电量中进行分担。

生物质发电项目上网电价实行政府定价的，由国务院价格主管部门分地区制定标杆电价，标杆电价由各地区2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价组成。补贴电价标准为每千瓦时0.25元，投产后15年内享受补贴电价。自2010年起，每年新批准和核准建设的发电项目的补贴电价比上一年新批准和核准建设项目的补贴电价递减2%。

风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定。太阳能发电、潮汐发电和地热发电项目上网电价实行政府主管价格部门定价。

可再生能源发电项目补贴、国家投资或补贴建设的公共可再生电力发电项目运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等，通过向电力用户征收的可再生能源电价附加进行补贴。

水电发电价格暂按现行规定执行，不在可再生电价基金补贴范围。

（三）《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》着力解决电价附加收入跨地区分配问题，并公布了接网费标准

可再生能源发电项目接网费通过可再生能源电价附加回收。接网费按线路长度制定，根据可再生能源上网电量收取：50公里以内为每千瓦时1分钱，50-100公里为每千瓦时2分钱，100公里及以上为每千瓦时3分钱。

三、可再生能源电价政策评价

一是可再生能源接网费用通过电价附加收取的机制，有利于促进可再生能源的协调发展。我国目前尚未建立合理的输配电价形成机制，电网企业为收购可再生能源电量而建设的配套输变电工程，其建设运行费用若计入电网企业输电成本将难以保证能够通过销售电价及时回收。

二是生物质能发电补贴标准偏低，生物质能发电企业亏损风险较大。生物质发电机组单位造价比常规燃煤机组高一倍以上，并且运行成本较高，生物质能发电企业亏损风险较大。