中国生物质能发电定价机制与模式研究

刘华军，闫庆悦，秦 阳

（山东财政学院经济学院低碳经济与环境政策研究中心，山东 济南 250014）

中国生物质能发电定价机制与模式研究

刘华军，闫庆悦，秦 阳

（山东财政学院经济学院低碳经济与环境政策研究中心，山东 济南 250014）

中国的生物质能发电产业刚刚起步，发电定价政策成为制约生物质能发电产业持续发展最重要的瓶颈，因此对生物质能发电定价机制和模式改革就成为生物质能发电产业持续快速发展和国家生物质能产业战略目标实现的必然要求。基于对生物质能发电产业特性及竞争态势的分析，本文探讨了生物质能发电定价所必须遵循的原则，在对中国现行生物质能发电定价机制进行解读的基础上，根据脱硫燃煤机组上网标杆价格和电价补贴的变动情况构建了生物质能发电定价机制二维模型，并基于该模型，为中国生物质能发电定价提供了联动电价补贴模式、浮动电价补贴模式、按比例补贴定价模式、平均成本定价模式、激励性规制定价模式等多种可供选择的定价模式，并探讨了各种的模式优劣及其适用性。

生物质能；电价改革；定价模式；可再生能源

我国生物质能资源丰富，生物质能发电产业发展潜力巨大。根据《可再生能源中长期发展规划》，生物质能发电产业的目标是，到2020年，生物质能发电总装机容量达到3000万千瓦，即从2005年到2020年的15年间，生物质能发电年均增速要达93%。为了实现生物质能发电产业的发展目标，国家采取多种措施扶持生物质能发电，但是与生物质能发电的优势和资源潜力相比，目前政府对太阳能和风能的发展扶持力度比较大，而对利用农作物秸秆和林业剩余物发展生物质能源的扶持力度较小，造成一些生物质发电企业亏损运行，甚至难以为继。造成生物质能发电产业的亏损的因素是多方面的，如上网电价、财税政策、技术进步等，而上网电价却是众多因素当中制约生物质能发电产业发展的关键环节。目前中国生物质能发电定价机制不仅对生物质能发电产业的持续健康快速发展造成了障碍，而且非常不利于国家生物质能产业发展战略目标的实现，因此，有必要对生物质能发电定价机制和模式进行改革。

1 生物质能发电产业的基本特征、竞争态势与定价原则

生物质能发电产业的基本特征是政府对其进行公共规制尤其是价格规制的逻辑起点。从全球范围看，由于电力产业的特性，各个国家都在对电力产业进行以价格规制为核心的公共规制。而生物质能发电作为发电产业的一个组成部分，具备了其他常规能源发电产业的某些产品属性和产业特征，当然也需要政府对其进行规制。但是我们必须注意到，与其他常规能源发电相比，生物质能发电具有特殊的产业特征，这些特征决定了对生物质能发电的价格规制不同于常规能源。

1.1 生物质能发电产业基本特征

（1）具有显著正外部性。生物质能发电产业的正外部性主要体现在生物质能发电具有明显的生态效益和社会效益。生物质发电的过程构成自然界的循环，其所产生的废物主要是二氧化碳和灰渣，对自然界来讲是存量循环概念。排出的二氧化碳能够被植物重新吸收，灰渣是很好的钾肥，可以直接还田使用。开发利用生物质能等可再生能源，对缓解我国能源供应和环境保护意义重大。生物质发电将废弃的农林剩余物收集、加工整理，形成商品，既防止秸秆在田间焚烧造成的环境污染，又改变了农村村容村貌，是我国建设生态文明、实现可持续发展的能源战略选择。

（2）产品供给稳定性差。生物质能发电的电力产品与常规能源发电无差异，但是生物质能发电的原料即生物质供应具有很强的季节性和区域性，而且生物质原料分散在各家各户，其收集、运输都受到一定制约，因此导致生物质能发电原料的供应具有较强的不稳定性，这将直接导致生物质能发电的电力供应连续性和稳定性远远弱于常规能源。

（3）产业进入壁垒较高。一是必要资本量壁垒。生物质能发电项目的建设需要巨大的投资，导致产业进入的门槛较高。例如建设一个25兆瓦燃用秸秆的电站，前期投资需要5亿元左右，是常规火电站的4倍左右。二是生物质能发电项目审批的行政性进入壁垒。生物质能发电项目的审批程序繁琐复杂，相对于常规能源发电如煤电项目，生物质能发电项目规模都很小，但其审批均按照一般发电项目申报审批，耗费的时间、人力和资金都比较大。此外，由于生物质能发电项目的审批涉及国家及省发改委的诸多部门，在所有材料都准备齐全的情况下，生物质能发电项目的审批周期最快也需要3个月。

（4）发电成本远高于常规能源发电。生物质能发电成本远高于常规燃煤发电成本，约为煤电的1.5倍。生物质能发电成本高的原因有四：①初投资高，生物发电单位投资约10000元/KW，而常规火电机组，一般都在6000～7000元/KW。②机组热效率低于常规火电机组，现在新建常规火电机组容量一般都在600MW及以上，而国内可建的生物质发电机组容量一般为12MW～25MW左右。③燃料成本较高，由于生物质秸秆燃料低位热值一般在8000kj/kg，大大低于煤炭，且因比重轻，密度小，体积大，巨大的运输成本导致燃料成本偏高。④自身能耗大导致了发电成本的居高不下。江苏省7家生物质发电厂2008年1～9月的用电率平均水平为12.98%，高出燃煤电厂用电率两倍以上。

（5）规模不大但具有一定的自然垄断性。受制于生物质原料的区域性以及收购过程中所耗费的各种运输成本，即使宽松估计，生物质能发电原料的经济收购半径不宜超过50公里，因此受到燃料因素制约，单个生物质能发电厂的装机容量不宜过大。受生物质能发电厂规模制约，发电厂的发电量位于其平均成本下降的区域内，同时考虑到生物质原料的区域性，生物质能发电产业带有一定的自然垄断性质，换言之，在某个区域半径内，单个生物质能发电厂是成本最低的，两家或多家生物质能发电厂都会使原料价格上涨，导致成本上升。生物质能发电产业所具有的自然垄断性是对其进行价格规制的一个重要原因。

1.2 中国生物质能发电产业的发展及竞争态势

从2006年11月18日我国第一个生物质能发电项目“山东单县生物质能发电厂”正式投产开始，在各种政策的引导下，生物质能发电产业获得了高速发展。目前，国家电网公司、五大发电集团、中国节能投资公司等国有大型企业纷纷投资参与生物质直燃发电建设运营，国内民营企业及外资企业也纷纷进入该领域。截止到2008年，我国投产的生物质能发电厂已经达到67家，还有大批项目已经获得批准处于建设阶段。从目前生物质能发电市场看，国有企业占绝对比重，仅国能生物发电集团（由国家电网公司、龙基电力集团投资）获得政府核准项目40项。截至2008年年底，已有生物质发电厂15家投入运营，累计发电26亿千瓦时，消耗秸秆300万吨，节约标准煤120万吨，减少二氧化碳排放250万吨，占国内生物质发电市场70%的份额。

尽管生物质能发电产业获得了巨大发展，但与其他常规能源及其他新能源发电产业相比，生物质能发电产业仍处于起步阶段，其规模与其他能源无法相提并论。据中电联发布的最新统计快报显示，截止到2008年年底，我国发电设备装机容量达到79253万千瓦。其中，水电17152万千瓦，约占总容量 21.64%；火电 60132万千瓦，约占总容量75.87%；生物质能发电总装机仅为315万千瓦，占总装机容量的0.4%。

1.3 生物质能发电定价的基本原则

电价制定的一般原则包括四个方面：实现资源有效配置，避免收入再分配，企业财务的稳定化，确保企业内部效率［1］。而考虑到生物质能发电的高成本和环境效益等特殊性，国际社会普遍采用价格政策促进生物质能发电产业的发展。尽管不同国家采取的价格政策不同，但政策制定的出发点和原则基本相同，包括四个方面：一是价格政策为实现各国的生物质能发电发展目标提供保障；二是价格政策考虑了化石能源的外部环境成本，体现对生物质能等可再生能源发电的支持；三是价格政策有利于生物质能发电产业的技术进步和成本降低，逐步增强生物质能电力产品的竞争性；四是在竞争性的电力市场环境下，生物质能发电不需要完全直接参与电力市场价格竞争，而是按照政府法规和政策的规定得到特殊的优惠的上网电价或是电价补贴，保障生物质能发电的合理收益。

对于我国的生物质能发电产业来说，考虑到其产业竞争态势以及产业特性，以及国家对生物质能发电产业的战略目标的实现，必须采取带有扶持性质的价格规制政策。我国生物质能发电定价的原则可以概括为以下两个方面：一是在一定时期内必须对生物质能发电项目进行电价补贴，即采取电价补贴政策，以确保制定出的电价可以保证生物质能发电企业有利可图，否则，国家制定的到2020年生物质能发电装机容量达到3000万千瓦的战略目标就难以实现；二是制定电价补贴政策的同时，要考虑合理的电价上限，电价不可过高，优惠政策应当适度，以避免在生物质能发电产业发展的过程中出现当前困扰“风能”、“太阳能”发电产业发展的产能过剩问题。

2 生物质能发电定价机制模型与定价模式

2.1 中国现行的生物质能发电定价机制

我国现行的生物质能发电上网电价实行政府定价，即由国务院价格主管部门分地区制定上网标杆电价。具体而言，生物质能发电电价标准由各省市2005年脱硫燃煤机组上网标杆价格加统一电价补贴组成，电价补贴标准为每千瓦时0.25元。同时国家发改委［2008］640号文件规定，对纳入补贴范围内的秸秆直燃发电亏损项目按上网电量给予临时电价补贴，补贴标准为每千瓦时0.1元。而通过招标确定投资人的生物质能发电项目，上网电价实行政府指导价，即按中标确定的价格执行，但不得高于所在地区的标杆电价。

我国目前所实行的统一的生物质能发电定价机制既有优点也存在缺陷。优点体现在两个方面：一是定价方法简单，交易费用较低。对全国的生物质能发电实行统一的电价补贴，有利于降低交易费用，简化了定价过程。二是对于生物质能发电产业实行电价补贴，在一定程度上缓解了生物质能发电产业初期企业的普通亏损问题，调动了投资者投资生物质能发电项目的积极性，促进了我国生物质能产业的快速发展。但是，现行的统一生物质能发电定价机制中的固定电价补贴政策缺乏灵活性，由此导致以下两个方面的弊端。第一，固定电价补贴无法随时间变动而调整。随着技术的日益更新和市场供需的变化，生物质能发电的实际成本随着时间的推进而不断变化，因此电价补贴应当作出及时的调整，以适应现实情况的变化。而我国目前的秸秆发电电价实行固定补贴制度，缺乏灵活性，无法及时反映各种生物质能发电实际成本的变化。第二，固定电价补贴无法随地区差异而调整。我国各省之间经济发展水平差异较大，技术和资金力量也是各不相同，劳动力成本也存在较大差异，由此而形成的各省的生物质能发电成本不尽相同。因此，采用固定电价补贴模式无法反映出各省市间由于地理原因而导致的发电实际成本差异。

2.2 生物质能发电定价机制的二维模型

目前，我国生物质能发电上网电价由两部分组成，一部分是脱硫燃煤机组上网标杆价格，另一部分是固定补贴电价。用公式表示：P1+P2=P，其中，P1表示脱硫燃煤机组上网标杆价格，P2表示固定电价补贴，P表示生物质能发电的上网电价。考虑P1、P2固定和变动情况，构建生物质能发电定价机制二维模型（见图1）。模型中，将由P1、P2组成的二维图形划分为四个区域，即：区域I：{脱硫燃煤机组上网标杆价格固定、电价补贴固定}；区域II：{脱硫燃煤机组上网标杆价格变动、电价补贴固定}；区域III：{脱硫燃煤机组上网标杆价格变动、电价补贴变动}；区域IV：{脱硫燃煤机组上网标杆价格固定、电价补贴变动}。生物质能发电定价模式或方案均可以放在以上四个区域中。当前的生物质能发电定价模式属于{脱硫燃煤机组上网标杆价格固定、电价补贴固定}类型，即落在区域I中。

2.3 生物质能发电定价模式

图1 生物质能发电定价机制二维模型

（1）联动电价补贴模式。联动电价补贴是在电价补贴一定的条件下，生物质能发电上网电价与脱硫燃煤机组的上网标杆价格进行联动，将动态变化的脱硫燃煤机组上网标杆价格和固定的生物质能发电电价补贴相加得到生物质能上网电价。采取联动电价补贴模式，公式P1+P2=P中的脱硫燃煤机组标杆上网电价P1应该和每期的脱硫燃煤机组上网标杆价格保持一致。用公式表示为：P1i+P2=P。其中，i表示时期，P1i表示第i期脱硫燃煤机组上网标杆价格，P2表示生物质能发电的固定电价补贴，P表示生物质能发电上网电价。采取联动电价补贴模式，必须满足以下两个条件：第一，各地生物质能发电实际成本相差不大，固定电价补贴可以对生物质能发电企业进行合理的补贴。第二，脱硫燃煤机组的上网标杆价格和生物质能发电上网电价的函数关系确定，即两者存在着可以确定的一次线性正相关性。

采取联动电价补贴模式具有以下两个方面的优点：第一，方法简单易行，交易费用低。第二，可以及时反映出脱硫燃煤机组标杆上网价格和生物质能发电上网电价之间的替代关系。传统化石燃料和生物质能之间存在一种替代关系，即当传统化石燃料价格上升而其他条件不变的前提下，发电企业会减少化石燃料的需求，转而增加对生物质能的需求。这样，在生物质能短期供给不变的前提下，根据价格的供需规律，生物质能的价格必然会上升。因此，传统化石燃料价格和生物质能价格之间存在着紧密的正相关性，这种关系反映在发电中，就是脱硫燃煤机组上网标杆价格和生物质能发电的上网电价之间存在着正相关性，因此，联动电价补贴模式充分反映出了两者之间的正相关性。但是，联动电价补贴模式也存在着以下两个方面的弊端：第一，电价补贴固定，没有反映出时间和地区的差异，电价补贴政策缺乏灵活性。第二，该方案假定生物质能发电上网电价和脱硫燃煤机组上网标杆价格的函数关系确定，是一个简单的一次线性关系，但实际上，两者之间的一次线性函数关系并没有经过实证的检验。

（2）浮动电价补贴模式。浮动电价补贴模式是脱硫燃煤机组上网标杆价格随着时间变动而调整的情况下，通过电价补贴影响因素变动情况相应地对电价补贴进行调整。根据机制设计理论模型，生物质能发电的电价补贴可以用如下的函数关系式来表示：P2=f（θ,Ci,Ij,CS,p,p0，R，Ih）。其中，θ表示社会效益（由就业效应、收入分配效应和环境效应三部分组成），Cj表示生物质能发电单位的运营成本 （包括电厂劳动力成本和维护费用），Ij表示生物质能发电项目单位发电量的固定成本 （包括租赁或者构建厂房和机器设备），CS表示生物质能发电项目单位发电量的收储成本 （包括收集成本、运输成本和存储成本），p表示生物质能发电的上网电价，p0表示单位发电量耗用的生物质原料收购成本，R表示煤电项目的投资收益率、Ik表示煤电项目单位发电量的固定成本。其中，社会效益、生物质能发电单位的运营成本、生物质能发电项目单位发电量的固定成本、生物质能发电项目单位发电量的收储成本、单位发电量耗用的生物质原料的收购成本、煤电项目的投资收益率和煤电项目单位发电量的固定成本这七个因素和生物质能发电的电价补贴是正相关，生物质能发电的上网电价和生物质能发电的电价补贴是负相关。

采取浮动补贴定价模式有两个方面的优点：第一，电价补贴可以反映出不同地区间的实际差异和时间变化的影响，即根据各个补贴影响因素的变动对电价补贴迅速作出调整，由此制定的电价补贴是一个动态的变量，保证了国家生物质能发电补贴政策的灵活性。第二，浮动电价补贴还具有联动电价补贴的优点，能及时反映出脱硫燃煤机组标杆上网价格和生物质能发电上网电价之间的替代关系。但是，浮动补贴定价模式也存在两个方面的弊端：第一，电价补贴需要随时作出调整，采集数据的成本较高，交易费用较高。而且影响电价补贴的因素众多，各因素和电价补贴之间的具体函数关系难以准确确定，实际操作性不高。第二，该模式也假定生物质能发电上网电价和脱硫燃煤机组上网标杆价格之间存在简单的一次线性正相关性，缺少实证检验支持。因此，要采用浮动补贴定价模式，必须满足以下两个条件：第一，可以及时、准确获取影响电价补贴因素数据，且收集数据的成本较低；第二，脱硫燃煤机组的上网标杆价格和生物质能发电上网电价的一次线性函数关系经过实证检验可以确定。

（3）按比例补贴定价模式。按比例补贴模式是在脱硫燃煤机组上网标杆价格一定的条件下，根据生物质能发电的实际情况确定合理的补贴电价比例，将固定电价补贴为变动补贴。在此基础上，两者相加得到生物质能发电的上网电价。按比例补贴模式可以用下面的公式表示：P=P1（1+α）=P1+αP1。其中，α为补贴比例，αP1即为电价补贴P2。各地区的脱硫燃煤机组上网标杆价格来源于各地的电网，电价补贴比例是由国家发改委确定，并且随着时间变动而调整。考虑到脱硫燃煤机组上网标杆价格是固定还是变动，按比例补贴模式又可分为以下两种：一是基于固定脱硫燃煤机组标杆价格的按比例补贴模式。采用该模式时，根据固定的脱硫燃煤机组上网标杆价格P1，再根据不同的电价补贴比例α，即可算出生物质能发电的电价补贴P2（即αP1），两者相加即得到生物质能发电上网电价P。二是基于变动脱硫燃煤机组标杆价格的按比例补贴模式。采用该模式时，根据及时调整的脱硫燃煤机组上网标杆价格P1，再根据不同的电价补贴比例α，即可算出相应的生物质能发电的电价补贴P2（即αP1），两者相加即得到生物质能发电上网电价P。

采用按比例补贴定价模式具有以下两个优点：第一，方法简单，操作方便，交易费用低；同时，电价补贴比例的变动可以变固定电价补贴为浮动电价补贴，体现国家电价补贴政策的灵活性。第二，该定价模式可以反映出各地之间的脱硫燃煤机组标杆价格的不同，体现地区间差异。但是，采取按比例补贴定价模式也存在以下两个方面的弊端：第一，补贴的比例难以准确确定。若政府制定的补贴比例过高，增加国家的财政负担，同时不利于激励发电企业改进技术，降低发电成本；若政府制定的补贴比例过低，生物质能发电企业长期亏损运营，不利于调动投资者投资生物质能发电产业的积极性。第二，该模式假定生物质能发电上网电价和脱硫燃煤机组上网标杆价格之间存在一次线性正相关性，缺少实证支持。

采取按比例补贴定价模式必须满足以下两个适用条件：第一，可以准确确定电价补贴比例并且比例系数能够动态调整。对各个地区充分做好实地调查研究，确定好电价补贴比例，同时电价补贴比例必须要根据时间的变化及时调整，以准确反映各地的生物质能发电价格的实际变化。第二，生物质能发电上网电价和脱硫燃煤机组上网标杆价格之间的一次线性正相关性通过实证检验。

（4）平均成本定价模式。平均成本定价是成本定价法的一种，是按照价格等于平均成本的原则，直接确定生物质能发电价格。这种方案不会使生物质能发电企业出现亏损，也不会让它获得超额利润，但是却可以获得正常利润。平均成本定价方案的具体公式如下：P=AC=（C+T+L）/Q。其中，P表示上网电价；AC表示平均成本；C表示总成本；T表示税金；L表示正常利润；Q表示上网电量。其中C又包括燃料费、外购电力费用、水费、材料费、工资及福利费、折旧、修理费用及其他费用。

根据平均成本定价法形成了生物质能发电上网电价即P，考虑到燃煤机组标杆价格是固定还是变动，平均成本定价法又可以划分为以下两种：其一，基于固定脱硫燃煤机组标杆价格的平均成本定价。应用该方案时，首先根据平均成本定价法确定生物质能发电电价P，然后根据固定脱硫燃煤机组标杆价格P1，即可算出生物质能发电的电价补贴P2。即，P2=P-P1。其二，基于变动脱硫燃煤机组标杆价格的平均成本定价。应用该方案时，首先根据平均成本定价法确定生物质能发电电价P，然后根据变动的脱硫燃煤机组标杆价格P1，就可以得到生物质能发电的电价补贴P2。

采取平均成本定价模式具有以下两个优点：第一，可以准确反映发电企业的实际发电成本。采用平均成本定价模式时，把企业的各种发电成本和正常利润都考虑在内，使企业可以获得正常利润，有利于调动投资者投资生物质能发电项目。第二，定价更具合理性。平均成本定价方案不涉及脱硫燃煤机组的上网标杆价格，因此，避免了前面三种定价方案中的脱硫燃煤机组上网标杆价格和生物质能发电上网价格之间的一次线性正相关性的假定。但是，采用平均成本定价模式也存在一定的劣势：第一，平均成本定价会造成消费者损失。根据经济学原理，平均成本定价可以使得企业获得正常利润，但是会造成社会福利损失。而生物质能发电产业提供给广大消费者电力产品，属于公共产品，具有明显的正外部性，因此，社会福利损失应降到最低。第二，由于信息不对称，采用该模式制定出的上网电价可能无法反映出真实的发电成本。这种方案是以企业的生产成本为定价基础，而政府难以了解发电企业的真实发电成本，缺少有效的监督机制，发电企业有可能虚报成本，增加政府补贴的财政负担。第三，生物质能发电的实际成本因各个发电厂规模不同而有很大差异，因此，平均成本定价模式必然是“一厂一价、一机一价”，这样大大增加了生物质能发电定价的费用。第四，该定价模式不利于鼓励发电企业通过采用新技术、提高管理效率等途径来降低生物质能发电的实际成本。因此，要采取平均成本定价模式必须满足以下条件：可以准确及时地收集到发电企业生物质能发电的实际发电成本，并且收集的成本较低，交易费用较低。

（5）激励性规制定价模式。在激励性规制定价模式中，比较常用的是价格上限定价模式。在此，我们以价格上限定价模式为例，为生物质能发电定价提供激励性规制定价模式。价格上限又叫做RPI—X模式，就是把自然垄断产品和服务的价格与生产资料价格指数和劳动生产率结合起来。上限价格是以基期价格为基数，在此基础上确定一个电价增长率。这个增长率与企业的实际成本变化无关，等于市场上生产资料价格增长率减去要求的公共部门生产率增长率。该方法可以用如下公式表示：Pt=Pt-1（1+ RPI-X）。其中，Pt表示现期的生物质能发电电价；Pt-1表示上期的生物质能发电电价；RPI表示零售价格指数；X表示规制机构规定的公共部门的生产率增长率。

根据激励性规制定价方案（价格上限定价法）形成了生物质能发电上网电价，即P。考虑到脱硫燃煤机组上网标杆价格是固定还是变动，激励性规制定价法又可以划分为以下两种：其一是基于固定脱硫燃煤机组标杆价格的激励性规制定价。应用该方案时，首先根据激励性规制定价法确定生物质能发电电价P，然后根据固定脱硫燃煤机组上网标杆价格P1，即可算出生物质能发电的电价补贴P2。即，P2=PP1。其二是基于变动脱硫燃煤机组标杆价格的激励性规制定价。应用该方案时，首先根据激励性规制定价法确定生物质能发电电价P，然后根据变动的脱硫燃煤机组上网标杆价格P1，就可以得到生物质能发电的电价补贴P2。

采用激励性规制定价模式有以下四个方面的优势：第一，发电价格与企业的成本无直接关系，可以避免信息不对称造成的定价过高问题。价格上限定价法不同于成本定价模式，制定出的生物质能发电上网价格独立于企业的成本。第二，有利于鼓励企业降低成本提高生产率。价格上限定价法通过制定一个最高限价，使被规制生物质能发电企业拥有因效率提高、成本改善所带来的收益，实际上是赋予了被规制企业一定的剩余索取权。第三，在价格上限范围内，企业具有定价的自由，有利于促进竞争。只要不超过价格上限，生物质能发电企业还能够自由定价，有利于形成更有效率的价格结构，促进企业间的竞争。第四，价格上限方法减少了政府相关部门对生物质能发电企业信息的需求，还有利于降低政府的规制成本等。但是采用激励性规制定价模式也存在以下两个方面的劣势：第一，最初基础价格难以准确确定。如果基础价格太高，消费者剩余减少；如果基础价格定得太低，生产者没有积极性。第二，生产率增长系数X难以准确确定。如果生产率增长系数定得过高，企业降低成本的利润将大部分转移给消费者，企业的压力太大，也难以实现。因此，要采用激励性规制定价模式必须满足以下条件：能够确定一个合理的最初基础价格。同时，由于生产资料指数也在不断变化，生产资料指数和行业的实际生产率这两个系数可以适时调整。

综上所述，根据脱硫燃煤机组上网标杆价格和电价补贴是固定还是变动，以上五种生物质能发电定价模式分别落在二维模型的不同区域当中，具体如下：区域I：当前生物质能定价方案；区域II：联动电价补贴方案；区域III：基于变动脱硫燃煤机组上网标杆价格的平均成本定价方案，基于变动脱硫燃煤机组上网标杆价格的激励性规制定价方案；区域IV：基于固定脱硫燃煤机组上网标杆价格的平均成本定价方案，基于固定脱硫燃煤机组上网标杆价格的激励性定价方案，浮动电价补贴方案和按比例电价补贴方案。

3 结论与建议

目前，我国已经推出了新能源计划，并把生物质能发电纳入我国的长远发展战略。针对我国生物质能发电企业大部分处于亏损经营的现状以及我国目前处于生物质能发电产业发展初期的实情，建议对我国的生物质能发电定价实行渐进式改革。具体政策建议如下：第一，变固定电价补贴为浮动电价补贴。我国目前正处在生物质能发电产业的初期阶段，国家应该根据实际情况，采取合适的电价补贴方案，变固定电价补贴为浮动电价补贴，以适应生物质能发电实际情况的变化，体现出国家政策的及时性和灵活性。第二，电价补贴的范围应该进行合理的界定。目前，我国有关政策规定，“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。”但是，实际操作中，由于目前技术限制，国内大部分混燃锅炉不能承受超过20%的秸秆掺烧比例。因此，国家在制定相关的电价补贴政策时，应该从实际情况出发，制定出一个合适的享受电价补贴的最低掺烧比例，既能让生物质能发电企业有技术革新的动力，又可以及时让生物质能发电企业享受电价补贴的优惠，促进我国生物质能发电产业的快速发展，这对于还处于发展初期的生物质能发电产业意义重大。第三，引入市场机制，让生物质能发电企业充分参与竞争。目前，我国的生物质能发电产业主要是由国家统筹规划建立，市场准入的门槛较高，民间资本进入生物质能发电产业的难度较大。由于政府的计划性对我国的生物质能发电产业分布和发展影响较大，同时政府规划往往缺少长期性和协调性，这将造成同一地区生物质能发电企业的重复建设，最终导致恶性竞争，阻碍生物质能发电产业的健康发展。因此，在我国生物质能发电产业初具规模之后，应当引入市场机制，鼓励竞争，提高效率，减少社会福利损失。这样不仅有利于资源的合理配置，还可以实现我国生物质能发电产业的健康良性发展。

［1］（日）植草益：微观规制经济学［M］.北京：中国发展出版社，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

山东省自然科学基金项目“我国低碳经济发展与政策责任研究”（ZR2010GM016）。

2011-03-15

刘华军（1979-），男，山东广饶人，经济学博士，副教授，硕士生导师；研究方向：品牌经济、低碳经济等。

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（责任编辑 迟凤玲）