可再生能源电价附加补贴资金效率分析

文／时璟丽

1 可再生能源电价附加补贴资金情况和实施效果

2006年《可再生能源法》实施后，我国逐步建立了较为完善的可再生能源发展的资金支持和费用分摊机制，有效促进了可再生能源发电市场的规模化发展。目前陆上风电、光伏发电、生物质发电项目可享受高于燃煤上网电价的固定电价，在全国范围内征收可再生能源电价附加，附加资金用于可再生能源电价和接网费用以及独立可再生能源运行费用补贴。2006年至2012年，国家发改委和财政部共发放10期补贴（后2期通过可再生能源发展基金发放），累计补贴资金573亿元（见图1）。随着可再生能源发电市场规模的扩大，可再生能源补贴需求不断增加，电价附加的征收标准经过4次调整，从2006年的1厘/千瓦时增加为目前的1.5分/千瓦时。

固定电价和电价附加等政策的实施，极大地推动了可再生能源发电市场的发展，到2013年6月，我国风电装机超过6700万千瓦，预计2013年总发电量达到1400亿千瓦时；2013年6月，光伏发电装机880万千瓦，预计2013年大型光伏电站总发电量超过80亿千瓦时。

2 可再生能源单位电量补贴现状分析

我国对主要可再生能源发电实施固定电价政策（具体见图2），固定电价与各地燃煤脱硫标杆电价之差由可再生能源基金提供电价补贴。因此，可再生能源单位电量电价补贴的数值，一是主要取决于可再生能源固定电价水平，二是受当地脱硫燃煤标杆电价水平变动的影响。此外，可再生能源开发布局也会对全国单位电量平均补贴水平产生影响。具体分析如下。

2.1 单位电量补贴总体上呈现逐步下降的趋势，风电和生物质单位电量补贴水平较低，光伏发电单位补贴下降显著，但相对风电和生物质发电仍较高

可再生能源单位电量补贴呈现下降趋势，如风电单位电量补贴从2006年的0.24元/千瓦时已降至2013年上半年的0.2元/千瓦时左右（见图3），由于2009年后风电固定电价政策没有变化，因此2010至2013年风电度电补贴下降的主要原因是燃煤脱硫标杆电价的调整，以及“十二五”期间东中部风电市场份额的提升。生物质发电度电补贴也主要受燃煤脱硫标杆电价的影响，2010年后总体补贴水平在0.3元/千瓦时左右。光伏发电单位电量补贴下降显著，2009年之前高达3元/千瓦时以上，2011年新建项目降至0.85元/千瓦时左右，2012年后降至0.7元/千瓦时左右，与风电、生物质发电不同，光伏发电度电补贴的下降主要缘于光伏发电成本的显著下降。

2.2 东中部地区电价补贴资金效率普遍高于西部

我国对农林生物质发电、垃圾发电实行全国统一的固定电价政策，对风电、光伏实行了分资源区的固定电价政策，但不同资源区之间的电价差距仅在0.1元/千瓦时，低于各地区燃煤脱硫标杆电价的差距（0.27元/千瓦时），因此，单纯从资金补贴的有效性上讲，东中部地区的单位电价补贴普遍低于西部。以风电为例，按照目前的风电电价水平以及2011年12月至2013年9月的燃煤脱硫标杆电价水平计算，广东风电的单位度电补贴为0.09元/千瓦时，而西部大部分省区在0.20元/千瓦时以上。2013年10月燃煤脱硫电价水平调整后，风电的单位度电补贴在此基础上需要上升2分/千瓦时左右。

2.3 与国际水平相比，我国可再生能源电价水平较低

风电固定电价自2009年开始实施，农林废弃物固定电价自2010年开始实施，其后一直没有调整，2012年调整了垃圾发电电价，但与2006年至2012年的垃圾发电电价水平相比，总体水平变化很小。因此，除了光伏发电电价水平下降明显外，近年来风电、生物质电价水平没有显著变化。出现这一现象的一个客观因素是，我国在实施并确定可再生能源固定电价水平时，起始的电价水平较许多国家的电价水平低。虽然近期欧美日可再生能源电价水平调整频繁，但仍普遍高于我国的可再生能源电价水平（见表1）。

2.4 风电、光伏实际发电成本下降显著

近年来，随着可再生能源规模的不断扩大，我国风电、光伏的实际发电成本有显著的下降。风电设备价格不断下降，从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”地区风电项目单位投资从9000元/千瓦至1万元/千瓦，降至目前的8000元/千瓦左右，发电成本降幅约10%至15%。光伏行业竞争力不断加强，光伏电池组件价格不断下降，已从2006年前后每瓦30元至35元，降到2013年4元/瓦至5元/瓦，大型光伏电站单位投资从5万元/千瓦至6万元/千瓦，降至目前的1万元/千瓦左右，2013年的实际发电成本与2011年相比，降幅约30%

2.5 多种因素影响了可再生能源电价的调整

虽然我国风电、光伏的实际发电成本下降显著，但其他因素的变化影响了电价调整的步伐。对于风电，当前存在的最大问题是“三北”地区的限电问题，2012年全国年均17%的限电比率已经超过风电成本实际下降的幅度，此外，风电企业先期选择开发风能资源和建设、接网条件相对较好的风电项目，也拉升了后期开发项目的电价需求。大型光伏电站也存在集中建设问题，限电也已开始出现。生物质发电固定电价政策实施后，人工成本上涨导致秸秆等原料价格上升，反而使发电成本略有上升。

表1 部分国家可再生能源电价水平

3 可再生能源单位电量补贴变化趋势分析

3.1 可再生能源发电成本未来仍有不同程度的下降空间

根据国内外多个机构研究结果，未来可再生能源发电成本和价格有不同程度的变化和调整空间。对于风电，未来技术的不断进步将降低成本，电力系统对风电的技术设备要求的提升将拉高成本，风电开发的建设成本和运行成本也可能增加，总体看，普遍预计未来风电发电成本仍可能下降，但空间有限。光伏发电的成本下降空间较大，主要取决于技术的进步和光伏电池效率的提升。生物质发电有可能随着原料价格、人工价格、可比的煤炭价格的上涨，发电成本可能还会略有增加。

3.2 缓解和解决限电等问题将有效降低可再生能源度电补贴需求

通过优化电力系统运行管理、优先收购可再生能源电力、优化电源开发布局、推动可再生能源电力跨区域输送和消纳等措施，可缓解限电问题，从而在保证可再生能源开发企业获得合理利润的前提下，降低度电补贴需求，提高可再生能源项目的经济性和竞争力，提高国家补贴资金使用的有效性。

3.3 化石能源价格改革以及反映环境外部性成本的税收的实施将极大提高可再生能源发电的经济性

我国目前的能源价格体系中，化石能源价格没有反映环境损害等外部性成本，通过化石能源价格改革，或征收能源税、环境税、碳税等，适度反映环境外部性损害，提高煤电等化石能源成本，可显著降低可再生能源度电补贴，使风电、光伏等达到与煤电持平价格的时间大大提前。

4 建议

总体上，综合考虑多种因素，未来可再生能源电价总体水平会下降，化石能源成本和价格会上升，可再生能源在不同的时间段，可以实现平价上网。但在近中期，可再生能源发展仍然需要国家政策的有效支持。为提高国家电价补贴资金的效率，建议：一是合理规划和配置各类可再生能源的发展规模以及开发布局，二是采取多元措施缓解和解决限电问题，三是考虑可再生能源成本变动的实际情况以及影响成本的内因外因，及时调整电价水平和支持政策，四是推动能源价格改革和相关环境税制改革。（本文作者为国家发改委能源研究所研究员）