电价政策出台或完善后，必须加强监督检查，主要从电价政策、电量上网、附加收入调配、电费结算入手
黄少中：完善电价政策 加强电价监管 促进可再生能源协调有序发展
2011-4-23 中国电力报
一、现行可再生能源电价政策梳理和解析
目前可再生能源电价主要法律及规范性文件可归纳为一个法律，两个办法，若干个规范性和操作性文件。
一个法律，即可再生能源法，全国人大2005年2月颁布、2006年1月1日实施的《中华人民共和国可再生能源法》：对价格制定、费用分摊、附加资金收取、监管等作出方向性、原则性、框架性规定。可再生能源法能在不到两年的时间里研究颁布执行，其效率之高、效果之好、意义之重大，我认为是空前的、历史性的。2009年底通过，2010年4月1日实施的《可再生能源法》修正案，着重对两方面内容做了修改规定，一是确定了可再生能源的全额保障性收购制度。二是确定建立可再生能源发展基金。
两个办法。一是国家发展改革委2006年1月下发的《可再生能源发电价格和费用分摊管理办法》：对可再生能源上网电价确定的原则、价格形式、具体价格和电价附加的构成、征收、监管等作出规定。二是国家发展改革委2007年1月下发的《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》：对电网接网费标准、电价附加收入的财务处理、配额交易、电费结算、监管等作出规定。
若干个规范性和操作性文件。包括2009年8月1日执行对风电价格调整规范的《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号），2010年7月1日执行对生物质能价格调整规范的《关于完善农林生物质发电价格政策的通知》（发改价格【2010】1579号），其他一些具体的核定风能、太阳能、生物质能价格的通知文件，对电价附加标准调整的三次调价文件（煤电价格联动文件），还包括每年下发一到两次的电价附加补贴和调配交易方案等。
可再生能源电价主要政策规定是关于上网电价、接网费用和电价附加及收入分配三部分。
关于上网电价，原则规定可再生能源发电项目上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。实行招标的可再生能源发电项目的上网电价，按照中标确定的价格执行，但不得高于同类可再生能源发电项目的上网电价水平。
关于可再生能源接网费用。可再生能源发电项目接网费用是指专为可再生能源发电上网而发生的输变电投资和运行维护费用（包括输电线路和变电站）。据统计测算，我国风电场接入的投资费用一般要占到风电场投资的12%左右，比丹麦要高出4%左右。目前国家规定的接网费用补贴标准按电量和线路长度制定：50千米以内为每千瓦时1分钱，50-100千米为每千瓦时2分钱，100千米及以上为每千瓦时3分钱。
关于电价附加及收入调配方面，目前我国可再生能源电价附加补贴范围是根据国家发展改革委《可再生能源发电价格和费用分摊管理办法》的规定，有三项费用可通过从销售电价中收取的电价附加支付。一是2006年后由国家核准的可再生能源发电上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分；二是国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分；三是可再生能源发电项目接网费用。需要说明的是，现行有关文件规定，发电消耗热量中常规能源超过20%的混燃发电项目，视同常规能源发电项目，执行当地燃煤电厂的标杆电价，不享受补贴电价；水电发电价格暂按现行规定执行，不在可再生能源电价附加补贴范围。
可再生能源电价附加标准由国务院价格主管部门报经国务院同意后核定收取，按照电力用户实际使用的电量计收，全国实行统一标准。2006年国家发展改革委在下发煤电价格联动文件时确定的标准为每千瓦时1厘钱，在销售电价中附加收取，2008年7月1日将附加标准提高到2厘钱/千瓦时，2009年8月再次将标准提高到4厘钱/千瓦时。按4厘钱/千瓦时标准全国一年能收取电价附加100亿元左右。
电价附加收取对象是省级及以上电网企业服务范围内的电力用户（包括省网公司的趸售对象、自备电厂用户、向发电厂直接购电的大用户）。地县自供电网、西藏地区以及从事农业。生产的电力用户暂时免收。2008年的新标准对居民用电和化肥用电暂不收取。
在收入调配和交易方面，可再生能源电价附加调配、平衡由国务院价格主管部门会同国务院电力监管机构组织实施。可再生能源电价附加由省级电网企业收取与归集，单独记账，专款专用。电价附加计入电网企业收入，首先用于支付本省可再生能源电价补贴，差额部分进行配额交易，全国平衡。实质上是通过省级电网之间的转移支付方式实现电价附加收入的调配和平衡。迄今为止，国家发展改革委和国家电监会已下发近10个调配和交易的通知文件。
据不完全统计，2006、2007、2008、2009和2010年1-10月的近五年时间里，通过电价附加补贴的总金额约为193.28亿元。其中，补贴可再生能源发电项目共543个，补贴金额186亿元，占96%，补贴公共可再生能源独立电力系统65个，补贴金额1.14亿元，补贴可再生能源发电接网工程419个，补贴金额6.14亿元，占3%。
二、现行可再生能源电价政策存在的主要问题
●从上网电价看
1、风能发电。不存在大的问题，但四个价区划分及一些执行时间的规定，也存在不尽公平的问题。
2、太阳能发电。太阳能发电上网电价存在的问题一是尚未形成和制定事先对社会公布的标杆上网电价，基本上还是逐个项目核定价格或是通过招标确定价格，电价政策不够透明；二是定价的原则和水平难以把握。由于技术、规模及市场等因素影响，太阳能发电目前成本仍然比较高，价格定低了发电企业难以维持和发展，定高了，使用的费用昂贵，代价太大，还有可能诱导企业盲目投资，低水平重复建设。
3、生物质能发电。价格政策支持力度已经很大，关键是要落实。此外生物质能发电存在投资过热、布局过密、抢购原料和效益低下等问题，如不切实解决，有可能影响价格政策的作用效果。
●从接网费用看
一是现行每千瓦时1-3分的可再生能源发电项目（不含水电）接网工程的补贴标准偏低，难以满足接网工程投资的还本付息需要，影响电网投资的积极性。电网公司的投资效益并不高，缺乏投资动力，导致某些偏远风电场的电网建设由发电企业自行承担，从而限制偏远地区的风电场建设开发。从电监会的2009年初公布情况来看，电网公司在部分风电接入的电网建设投资缺乏动力。以蒙西地区为例，其电网15个风电项目中，仅5个项目的接入电网工程由电网公司负责建设和管理；其余的均由发电企业建设，黑龙江省的风电项目配套接入电网工程基本上由发电企业承担。
二是现行的接网电价补贴政策仅考虑了可再生能源发电电量就地消纳的接网工程建设运行费用，没有考虑到大型可再生能源发电基地电能远距离输送、送受端电网扩建等因素。而大型可再生能源发电基地电能远距离输送、送受端电网扩建等配套工程投资巨大，主要分布在“三北”等偏远、经济欠发达地区，可再生能源电网配套工程建设运行成本高于常规能源接网工程部分，如通过提高本地销售电价回收，将显著加重当地用户负担，制约当地经济发展；如通过提高可再生能源落地价格来回收，将大大降低可再生能源消纳竞争力。这两种方式都将影响可再生能源的开发和消纳积极性，不利于可再生能源的健康快速发展。
●从电价附加看
一是政策不配套，电价附加资金大量缩水。一些地方税务部门将可再生能源电价附加收入定为企业收入，征收所得税，不同意配额交易卖出方支付电厂补贴的增值税进项税进行抵扣致，也不同意支付公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分进行增值税进项税抵扣，致使电价附加资金大量缩水，据有关部门估计近三分之一的附加资金要上缴财政；二是资金调配时效差。现行电价附加资金调配工作量大、层次多、时效差，调配和补贴的周期至少要半年以上，加大了企业的资金压力；三是征收标准偏低，缺口将越来越大。现行可再生能源附加征收标准偏低，难以满足未来可再生能源项目发展需要。根据《可再生能源中长期发展规划》，我国可再生能源在能源结构中的比例2020年将达到15%，可再生能源的增长速度将远远大于电价附加计征电量的增长速度，补贴缺额情况将越来越明显，如不调整电价附加标准或安排财政专项资金，缺口将越来越大，目前每千瓦时4厘钱的电价附加标准收取的金额，仅能满足支付2010年70%的补贴资金，2011年缺口将会更大。四是可再生能源法规定的可再生能源发展基金管理办法迟迟未能出台。可再生能源法修正案执行已经一年，但由于种种原因，修正案规定的可再生能源发展基金管理办法迟迟未能出台，造成上述问题中的前两个问题难以得到解决。
●从辅助服务费用看
风电并网发电，加剧其他常规水电、火电机组调峰调频等辅助服务负担。由于无法在设计工况下运行，将导致参与调峰、调频等辅助服务的常规水电、火电机组单位发电能耗、发电成本增加（通常常规火电机组在额定功率70%以下工况运行时。其发电能耗将增加20%以上；水电机组在额定功率50%以下工况运行时，其发电效率将降低20%左右）。所以，我国对于常规电源发电机组之间提供辅助服务制定了相关补偿规定。而目前对于火电、水电为风电提供各类辅助服务却尚无相关考核和经济补偿政策，影响火电、水电企业的积极性。
●从电价执行和电费结算看
电监会组织的检查表明，部分电网企业存在电价执行和电费结算不规范的问题。主要是在收购可再生能源发电量时，存在通过考核变相减少发电企业上网电量、压低上网电价、收取无功补偿费用、强行分摊线损、不按期或不足额支付电费等问题，损害了可再生能源发电企业的合法权益，特别是一些地方电网企业与小水电矛盾较为突出。
三、完善电价政策 促进可再生能源协调有序发展
可再生能源协调有序发展需要完善的电价政策。
◆首先要修改完善有关上网电价的办法规定。按照风能、大阳能、生物质能等可再生能源发电技术特点和各地资源状况，分别制定上网电价和相应的定价办法，使得同一地区同类可再生能源发电项目依据资源条件基本可以获得同等水平的上网电价。一是可以考虑研究风电价格是否在进一步细化分类的问题。着手研究引入价格逐年降低机制，明确时限和要求。比如明确目前的政策只到“十二五”末，“十三五”即2016年即开始逐年降价，促使企业降低成本和技术创新；二是要根据海上风电开发建设情况，尽早研究制定海上风电上网电价机制和办法，引导和规范海上风电发展，避免出现陆上风电盲目扩张、无序发展的现象。
◆其次要提高可再生能源发电接网费用标准，改进定价办法，采取不同的政策。对于规模比较小的风电、太阳能基地，建议接网工程标准采用标杆方式，根据风电、太阳能上网电量收取，即继续执行明确的每千瓦时1-3分钱的接网费标准。对于规模较大的风电基地，建议考虑可再生能源发电基地电能远距离输送、送受端电网扩建等因素，单独核定大型可再生能源发电基地电网配套工程电价补贴标准，并明确可再生能源发电基地配套电网工程高于常规能源的建设运行费用通过可再生能源电价附加在全国分摊，举全国主力共同支持可再生能源发展。
◆第三要尽快出台可再生能源发展基金办法。有关部门应尽快落实可再生能源法修正案的规定，抓紧研究出台可再生能源发展基金管理办法，明确可再生能源电价附加免征所得税的政策，减少附加补贴资金的缩水，统一规范管理原来的电价附加资金和财政专项资金，提高资金效率。
◆第四要提高可再生能源电价基金征收水平，促进可再生能源持续发展。根据可再生能源预期发展规划水平，可以考虑今年或者明年将电价附加由目前的每千瓦时4厘提高到6厘左右，到“十二五”末的2015年再提高到每千瓦时8厘左右，到2020年左右再将标准提高到每千瓦时1分钱左右。在资金来源上，应坚持电价附加和财政专项资金两个方面，否则电价上调压力加大，增加通货膨胀预期压力和用户负担。
◆第五要研究建立可再生能源发展的辅助服务补偿机制。解决的思路可以分两步走，近期可参照其他常规电源的做法，设立辅助服务补偿费用，对参与调峰的水电、火电机组给于适当补偿，基本上是电力企业之间内部循环解决。从长远看，应结合电力市场建设和发展，加大改革力度，逐步建立辅助服务市场，通过市场机制和办法来解决问题。
◆第六要加快研究建立上网电价逐年降低机制。受市场竞争、规模化生产、劳动生产率提高等因素的影响，近年来风力发电成本经历了迅速下降的过程，世界风能理事会估计到2020年，陆上风机的总体造价还可以在2006年基础上再下降20%-25%，海上风机的造价可以降低40%以上，发电成本可以同幅下降。目前我国国产陆上风电机组成本已下降到每千瓦时4000元，有些甚至到3000元/千瓦时左右。风电成本逐年下降的趋势，为风电价格逐年下降创造了可能，应参照国外一些成功的做法，尽快研究出台风电上网电价逐年降低机制，促使风电企业不断地降低成本和技术创新，并将由此带来的好处让利于全社会和消费者。
四、加强监督检查 确保政策执行到位
再好的政策如果不加强监管检查，也很难保证执行落实到位，因此，电价政策出台或完善后，必须加强监督检查，主要从电价政策、电量上网、附加收入调配、电费结算入手。要通过检查，纠正并查处违法违规行为，维护市场主体的合法利益。同时要加强对电价信息披露的监管。包括电量上网、价格制定、费用分摊、收入调配、电费结算等方面的信息都要及时公开披露，增加电价等信息的公开、透明、对称，增加投资者对电价信息的知情权，逐步解决各个层面信息不对称问题，维护市场公平交易和市场主体的合法权益。
链接——可再生能源上网电价机关规定
◆1、风力发电
陆上风电，2009年7月，国家发展改革委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将全国分为四类风能资源区，风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。2009年8月1日以后，在四类资源区新建的陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。2009年全国风电平均上网电价为每千瓦时0.554元左右，比全国平均脱硫标杆上网电价每千瓦时0.380元高出0.174元/千瓦时，高出46%。
海上风电上网电价目前还没有统一明确的定价办法。基本上是招标定价，价格水平在0.60-0.73元/千瓦时之间。专家认为，这个价格偏低，已接近陆上风电价格，而海上风电的设备和运行成本实际上远高于陆上风电。
◆2、生物质能发电
2010年7月18日，国家发展改革委发布《关于完善农林生物质发电价格政策的通知》中，将全国农林生物质发电执行的上网电价（约为0.68元/千瓦时），全国统一调高为每千瓦时0.75元（含税），每千瓦时提高约7分钱，提高幅度为11%，应该说价格政策支持的力度是比较大的。此外2010年8月10日，国家发展改革委下发《关于生物质发电项目建设管理的通知》（1803号文），明确规定，生物质发电厂应布置在粮食土产区秸秆丰富的地区，且每个县或者100千米半径范围内不得重复布置生物质发电厂，这样影响生物质发电厂产业发展的另一个核心问题——重复建设、争夺燃料、无序发展等问题，也从政策上有了明确指引。
◆3、太阳能等发电
相关文件规定，太阳能发电、海洋能发电和地热能发电项目上网电价实行政府定价。目前海洋能发电和地热能发电项目开发建设的还比较少。太阳能发电价格实际上基本由招标形成，价格水平相差较大。2007年国家发展改革委核定的内蒙古和上海崇明太阳能发电价格为每千瓦时4元钱。2009年太阳能发电项目引入特许权招标，再加上受国际金融危机的影响，多晶硅价格大幅下降，太阳能发电价格也大幅下降，最近低的中标价仅为每千瓦时0.69元，中间价为每千瓦时1.09元，最高价为每千瓦时1.76元，平均投标电价为每千瓦时1.43元。2010年4月国家发展改革委核定宁夏太阳山等四个太阳能光伏电站临时上网电价为每千瓦时1.15元。
链接——我国可可生能源电价政策取向及作用
◆1、政府扶持是可再生能源发展的基本推动力，必须长期坚持。由于大多数可再生能源企业尚处于产业发展的初级阶段，受技术、成本、市场等因素的制约，目前除水电可以与煤炭等常规能源发电相竞争外，其他可再生能源的开发利用成本都相对较高，还难以与煤炭等常规能源发电相竞争。因此在相当长的时间里必须有法律法规的保障和政府强有力的政策支持，可再生能源才能得到持续、稳定的发展，这也是世界各国通行的做法和经验。政府扶持的措施主要体现在确定总量目标，强制上网，全额收购，分类定价，费用分摊，财税金融政策激励等。在政府扶持的措施中，电价政策在促进可再生能源发展中具有不可替代的作用，是最为直接、灵敏、有效的手段之一，目前也是作用最为明显的一项政策。
◆2、区别不同的可再生能源，采用不同的电价形式和支持力度。可再生能源法按照风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等实行了分类。由于受地理、气候影响，在现有资源、技术和经济条件下，不同可再生能源种类之间发电成本存在相当大的差别，相同的可再生能源在不同地区之间发电成本也存在一定的差别。因此，在一定的时期内对可再生能源发电必须实行分类、分地区上网电价制度，考虑不同的可再生能源，资源条件（地理位置、气候影响等）、技术水平、发电成本、市场潜力等存在差异，分别确定不同的上网电价，以保证在不同地区、不同时段开发利用不同可再生能源获得大体相同的投资回报，保障不同类型、不同地区的可再生能源发电能够获得比较均衡、健康的发展。
◆3、电价政策既要促进可再生能源开发利用，也要经济合理，避免过度保护。这是两条基本的原则，所谓有利于促进可再生能源开发利用，是指所确定的上网电价和适用期限应当体现电力成本和合理利润，可以确保可再生能源企业在一定的经营期内可以得到合理的投资回报，避免价格过低或者规定的价格期限过短带来难以承受的投资风险，因此可以吸引投资者积极开发利用可再生能源，起到促进可再生能源发展的作用。所谓经济合理，是同上述原则起平衡作用的一个原则，是指所确定的上网电价和使用期限，应当体现经济合理和经济效率，政府扶持的可再生能源发电企业所获得的平均利润应大致相当于或略高于发电企业的平均水平，不对可再生能源开发利用形成过度保护。这两条原则看似有些矛盾，实质上是有机的统一，体现了既扶持促进可再生能源发展，又从经济合理出发，尽可能降低社会的费用负担。
◆4、对电价水平实行动态管理，价格逐年降低，体现政府扶持与市场竞争相结合的原则。由于可再生能源在起步阶段，成本偏高，缺乏竞争力，为扶持和促进促进可再生能源发展，价格水平适当高一些。随着可再生能源开发利用技术的发展，装备制造业及可再生能源企业生产规模扩大和管理水平的提高，可再生能源发电的造价和成本将逐渐下降，原定的上网电价水平也需要适时调整，使其所获得的投资回报保持在经济合理的范围内，并使社会分摊的可再生能源发电的额外费用逐年下降。
◆5、电价附加在全国范围内统一分摊调配，既体现国家责任和全民义务相结合的原则，也可以有效地解决地区之间资源分布与经济承受能力不匹配的问题，体现政策和法律的公平负担原则。由于可再生能源资源地理上分布不均匀，如我国风能资源主要分布在西北、华北、东北地区以及东南沿海地区，如果可再生能源发电较高的上网电价由当地企业和居民承担，而该地区经济相对不够发达，用电量又相对较少，必将影响当地积极性，制约当地经济发展，实际上也难以承受，从而影响可再生能源的开发利用。因此，需要建立全国范围内的全社会共同承担的费用分摊制度。费用分摊制度的核心是要求各个地区的电力消费者相对公平地承担发展可再生能源的额外费用，促进可再生能源开发利用的大规模发展。实施费用分摊制度是国际社会可再生能源的基本做法，也是行之有效的一种办法。
电网接入工程尤其是大规模、长距离的电网接入工程费用计入全国分摊范围同样体现上述原则，可减少接网所在省电网公司和省份的经济负担，消除电网公司在投资建设接网工程时的经济利益障碍。
政策作用方面，调动了全社会投资可再生能源的积极性，推动了可再生能源的快速发展，对增加能源供应，改善能源结构，带动可再生能源制造业快速发展，促进节能环保都起到积极的导向作用。