新能源定价机制面临的问题与困境 是该调整的时候了

《可再生能源法》第十九条规定：可再生能源发电项目的上网电价，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。实行招标确定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;但是不得高于同类可再生能源发电项目的政府定价水平。
新能源定价机制面临的问题与困境

1.从价格本身看，目前新能源与传统能源之间的价格关系不合理，成本相对较高，市场竞争力弱。

受资源无价观念影响，传统能源产业中煤炭、石油、天然气、电力、水、土地等价格的价值补偿并不充分，价格没有真实反映其价值，没有充分反映资源稀缺性和环境损害等社会成本，没有使外部成本内部化。而新能源技术属于高新技术，再加上资源分散等特点，在现有技术水平下，相对于煤炭、石油等传统能源来说成本较高、市场竞争力弱。除太阳能热水器外，绝大多数新能源产品(主要包括电力、热力、液体燃料等产品)与传统能源产品相比，其生产成本还高出很多，缺乏市场竞争优势，达不到完全自主商业化发展的能力。扭曲的传统能源价格，新能源与传统能源之间不合理的价格比，不仅影响了新能源、新技术的应用和改善能源利用效率，也给新能源产业生存发展造成了不公平的市场，新能源产业很难与传统能源产业实现平等竞争。

图：新能源发电价格与脱硫燃煤标杆电价对比(略)

2.从定价方式看，新能源价格由政府主导，对市场反映不灵敏，未真正实现完全由市场定价。

由于目前我国电价市场尚未完全放开，新能源发电上网电价采用标杆电价和特许权招标电价两种定价方式，最终定价权仍是政府定价为主导。政府以常规能源电价为基准定价，未明确其与新能源的发展程度等差异，而且这种标杆电价形成的反应机制不灵敏，没有随成本下降作出相应调整，从而导致各方利益相关者在长期都受到影响：

一是风电上网定价实行分风资源区定价，这种政府主导的区域统一定价忽视了区域内风资源的差异，比如出现某些高电价区域的资源与低价区资源条件相当，则其可以获得超额利润;不能通过市场竞争的方式进行资源配置优化，短期内部分企业获利，长期不利于整个风能产业规模扩大、效益提高。从调价机制看，仍是政府调价，2014 年的首次调价与 2009 年首次实施分资源区定价的市场环境已然发生巨大变化，而此次调价仅是价格下调 0.2元/千瓦时，调价机制不明确。

二是光伏发电定价方面，区域统一定价、统一调整标准不合理。区域资源禀赋是光伏发电成本一部分，企业间投入产出效率存在差异，剔除政府补贴、区域同一电价等相同因素后，企业成本低于平均成本 (政府定价成本)则获得超额利润，高于平均成本则亏损。研究发现，一般企业(缴纳 17%增值税)保持内部收益率 6%的前提下，其发电成本在1.4元/千瓦时以下，明显高于三区域标杆电价，即使采用 50% 的增值税优惠政策，2015 年的发电成本也才到 1元/千瓦时。

三是生物质能定价标准近几年未变，而发电技术、资本环境等已改变，价格补贴、税收优惠政策已不适应当前的发展条件。政府主导的全国统一定价虽然简易方便，但其固定定价机制缺乏灵活性，价格不能随时间、市场、企业生产条件变化做出及时调整，滞后性明显。

四是供需信号未充分发挥作用。由于标杆电价主要根据成本确定，与需求侧关联较小。近期受全国电力需求下降及“三北”地区本地消纳能力有限、外送通道建设滞后等因素影响，新能源项目限电情况严重。2015 年上半年，全国弃风率和弃光率分别为15%和10%， 电力行业供大于求的情况未能通过价格信号传导给发电侧投资者。

新能源价格扶持政策有利有弊

我国从财政、税收、价格、贸易等多方面对新能源发展采取了政策支持，以产业链的视角来看，扶持政策主要集中于技术研发、设备制造、电场建设与运营，以及电网建设等环节。以风电为例，在技术研发环节主要是科技部的各类科技攻关项目、重大产业技术开发专项和风力发电设备产业化专项资金的支持;在设备制造环节，主要政策集中在重大设备和关键零部件的进口关税、增值税减免，以及对设备制造企业的直接补贴;电场建设环节的风电补贴政策较少，主要是早年的资金支持和贴息政策;主要补贴政策集中于电场运营环节，包括上网电价补贴，以及增值税和所得税减免等。

在众多扶持政策中，以上网电价补贴为核心的价格扶持政策力度最大，主要体现在：

一是建立了支持可再生能源发展的法律法规体系。2006 年正式实施《可再生能源法》，建立强制上网制度、分类电价制度、总量目标制度、专项资金和费用分摊等五项制度。

二是出台《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》等措施保证风电、光伏发电可再生能源补贴政策的实现。实行风电和光伏电站分区固定上网电价，风电视风能资源条件分别在燃煤脱硫标杆电价基础上补贴 0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦时，光伏电站电价视太阳能资源条件分别补贴0.9、0.95、1元/千瓦时，分布式光伏发电实行按照电量给予 0.42元/千瓦时的补贴，农林生物质发电和垃圾发电分别补贴 0.75、0.65 元/千瓦时。

三是建立费用分摊制度。《可再生能源法》第二十条规定，电网企业依照政府确定的上网电价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，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿，明确要求建立可再生能源费用分摊制度。2006 年6月，结合电价调整，国家正式开始征收可再生能源电价附加，征收标准为0.001元/千瓦时。之后，工商业用电承担的可再生能源电价附加征收标准不断提高，2016年1月1日提高到0.019 元/千瓦时。

四是自 2009 年开始组织实施的“节能产品惠民工程”，对节能家电、汽车、工业产品推广，以财政补贴方式推广高效节能产品，到 2013 年累计安排资金 40多亿元。

但是，扶持政策存在诸多问题。

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可再生能源电价附加资金缺口日益增大，国家面临“涨电价”与“欠补贴”双重压力。我国新能源发电尚处于发展初级阶段，受技术水平制约，其上网电价水平较高，需要政府利用可再生能源电价附加来进行价格补贴。随着新能源发展规模的不断扩大，形成了不断上涨的补贴资金需求，尽管可再生能源电价附加征收标准提高到目前的1.9分/千瓦时，但资金缺口仍日益增大，并且电价附加存在资金缺口的地区(省级电网企业)逐年增多，调配的资金额度逐年增大。据不完全统计，2015 年底，全国可再生能源电价附加缺口累计缺口达到约400 亿元。如果完全满足2015年规划要求的新能源补贴需要，加上弥补拖欠的补贴资金，预计需要在每度电中征收3分钱左右。由于现在新能源标杆电价补贴，是依据企业所报的成本人为测算的结果，企业上报的成本越高，越是可以获得高电价。已定的标杆电价给新能源发电企业留出的利润超过了其他发电方式。新能源是一种随着规模扩大，边际成本下降较快的产业，而标杆电价调整往往具有滞后性和被动性。可以预见，未来会有很多资金投向新能源，国家规划的规模可能大幅度突破。到那时，国家将面临两难选择，要么拖欠补贴，要么就涨电价。当前，我国经济增长的下行压力很大，电价上涨几分钱将极大地影响企业的竞争力，也会冲抵国家结构性减税等措施给企业的优惠。特别是在能源需求增长放缓，能源供给保持增长的情况下，电价不降反升，也不符合市场规律。

价格补贴效率呈下降趋势，而且按规划补贴难以适应新能源发展各地成本不一的挑战。已有研究结果表明，随着价格补贴政策的持续实施，新能源补贴效果2004～2013年10年间下降1/3，平均每年下降3个百分点。另一方面，目前对新能源实行固定价格补贴，降低了投资者的风险，但是由于各地资源条件不同，技术进步速度不一，成本下降的幅度不等，由于每年收取的可再生能源电价附加基金与补贴的新能源发电量恒定，大量本可在市场中获得赢利的光电与风电项目得不到立项，这种按规划补贴限制了可再生能源快速发展。根据国家能源网资料，光伏发电吐鲁番上网电价目前约为0.90 元/千瓦时，但华电公司通过招标的2 万千瓦光伏电站，电价0.785元也能赢利。由于光伏发电、风力发电仍然需要国家的电价补贴，而光伏发电控制指标太少，该项目得不到审批。

现有电价补贴机制可能大幅增加补贴负担，再加上电价补贴和配额交易方案滞后，容易导致“三角债”的出现。现行新能源项目大部分是地方核准，价格补贴却是由全网分摊，等于“地方请客，中央买单”，这种价格补贴费用分摊方式不太合理。另外，由于在征收过程中各种减免政策政出多门，征收过程管理不规范，导致可再生能源附加不能足额征收，并且征收上来的资金绝大多数用于补贴风电，而用于光伏发电、生物质能发电的资金则严重不足。再者，由于“寅吃卯粮”现象普遍存在，再加上补贴资金申报和审批流程繁琐，可再生能源电价补贴延迟发放的时间越来越长，目前长达18～36个月，这使得企业资金紧张并形成大量“三角债”，严重影响企业的正常经营和经济效益，间接增加了新能源发电成本。

三大举措完善新能源价格机制

目前我国新能源产业呈现出良好的发展态势，但相当一部分产业项目处于建设期，市场竞争优势尚未形成，核心竞争力不强，产业配套环境有待进一步提升。因此，必须充分运用多种经济尤其是价格手段，大力促进我国新能源产业发展。

综合来看，促进新能源发展有3种价格作用机制：一是对传统能源征收资源税、碳税、能源税，把化石能源消费的外部成本纳入到能源开发、销售过程中，促进经济主体节约能源，加快技术创新的步伐，提升能源利用的效率，降低能源成本，并激励能耗主体寻求开发利用新能源等其他能源，降低排放的压力。二是对新能源进行补贴，把新能源消费的社会效益纳入到能源生产销售过程中，不断降低可再生能源生产、销售成本，提高其市场竞争力。三是对化石能源征税同时建立绿色基金，对新能源给予补贴，通过补贴与税收并举的方式促进新能源的发展。具体来说，可以采取以下措施：

(一)还原能源商品属性，重构能源价格形成机制，理顺传统能源与新能源产品之间的比价关系。

1.重构能源价格形成机制。在市场经济条件下，让市场供求自行决定能源价格，可以促进能源利用效率的提高，但是，目前市场上自发确定的能源价格并没有包括能源价格的全部构成，使能源价值不能反映能源的真实价格。为此，必须在市场形成价格的基础上，适时、适度地对能源市场价格进行调整。从短期看，能源价格调整要立足于矫正内部价格扭曲;从长期看，应拉平能源外部差价和比价关系。对关系国计民生的重要短缺能源和具有垄断特性的能源实行政府定价管理，加强和改进政府的价格监管和调控，确保市场平稳运行。待能源市场发展成熟后再逐步放开，实现能源价格市场化。

2.理顺传统能源与新能源产品之间的比价关系。资源性产品之间的比价关系是否合理，直接影响到不同产业、不同地区之间的经济利益与区域经济的协调发展。因此，必须逐步理顺能源比价关系。向市场提供准确的价格信号，发挥市场配置能源的基础性作用，限制高耗能、高污染行业盲目发展，优化能源结构，为我国经济的可持续发展奠定基础。

3.创新新能源产品定价机制。一是创新风力发电价格。目前宜根据标准成本以固定价格政策为主、招标价格为辅。同时考虑到各地发电量的经济价值与地区差异，适当进行价格调整。在2020 年前，开展电价竞价试点，宜根据机会成本考虑外部效益确定价格补贴政策， 改变单一招标定价，转而确立政府标杆价与招标定价共存。2020年以后大力扶持技术成熟的风力发电，在政府指导价基础上逐步实现招标风电上网电价。二是创新太阳能发电价格。光伏发电还处于起步阶段，可以采取根据项目条件的不同核定电价的方法保护光伏发电的发展。三是生物质能发电价格也可以借鉴太阳能发电价格的制定，进行固定平摊与分期平摊方式，逐步找到生物质能成本的最佳平衡点，推动生物质能发电业的发展。

(二)坚持价格扶持政策，健全新能源发电上网补贴机制。

1.继续实行价格扶持政策。当前国内新能源行业尚处于产业发展初级阶段，受技术、成本、市场等因素制约，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。按照不同阶段实行不同力度的扶持：第一是“财政投入、价格维持”阶段，第二是“财政退出、微利经营”阶段，第三是“商业运转、正常利润”阶段。当前我国新能源产业处于第一阶段，新能源发电的造价要高于煤电，上网电价一直是制约新能源发展的瓶颈问题，因此应继续实行价格扶持政策。

2.完善新能源发电上网定价和费用分摊机制。在我国电力市场化改革还远未到位的前提下，固定电价制度更适合现阶段新能源的发展。参照国外经验，我国必须改变新能源发电上网定价机制的粗放状态，制定完善的新能源发电上网定价和调整机制。第一，明确“合理成本”的界定范围和标准，按照“合理成本加合理利润”的方法，综合考虑新能源装机规模、发电成本、技术进步等因素，确定合理的新能源发电上网电价，并在此基础上完善成本监审办法。第二，考虑新能源成本变动的实际情况及时调整电价水平和支持政策，明确固定电价的支付期限和逐年递减机制。第三，建立制度实施的评估及报告机制。第四，借鉴国外的绿色电价制度，鼓励一部分居民或企业自愿支付较高的价格购买新能源，利用其差价鼓励新能源发展，探索建立自愿认购与强制分摊相结合的新能源费用分摊机制。

3.健全新能源发电上网补贴机制。首先，适时适当提高新能源电价附加征收水平，保证全额征收。近年来，煤炭价格出现较大幅度下降，燃煤发电上网电价具有一定下降空间。短期内可在销售电价保持不变的情况下，通过燃煤发电降价腾出的空间提高电价附加征收标准，并保证全部电量足额征收，确保补贴资金能够满足产业发展需要。其次，调整补贴期限。建议新能源项目实现平价上网前，所发电量按新能源上网标杆电价收购，直至项目完成贷款还本付息后，调整为按常规化石能源上网电价收购，既保障了新能源发电企业的合理经济效益，也保证了补贴资金的有效利用。此外，调整补贴资金管理机制。明确征收新能源电价附加是新能源补贴的唯一来源，由国家发改委统一审核监管，取消用国家财政年度专项资金补偿可再生能源电价附加资金缺口的规定，提高可再生能源补贴管理效率，杜绝主管机构推诿现象。最后，简化补贴资金征收和拨付程序。建议简化可再生能源电价附加的征收和补贴申报、审批、拨付方式，规定可再生能源电价附加收支均由电网公司代为完成。电网公司根据上网电价水平直接与可再生能源发电企业结算，可再生能源电价附加征收上来直接拨付电网，同时免除可再生能源电价附加在征收、发放过程中的各种税费。政府主管部门负责对电网企业进行检查和监督，确保可再生能源发电企业的利益不受损害。

(三)从长期来看，我国新能源价格改革应与电力体制改革和电价市场化改革相衔接。

还原电力商品属性，形成由市场决定电价的机制，以价格信号引导资源有效开发和合理利用、支持清洁能源发展，促进能源结构优化是我国电力体制改革要解决的问题之一。新能源作为一种重要的发电类型，其价格最终要走向市场化，在政府适当补贴扶持基础上参与市场竞争，通过市场机制获得价格。为此，本课题认为，应根据国内电力市场改革的进展程度，新能源价格改革也应随之进行相关调整：在电力市场化改革前期，市场机制尚未健全，市场主体尚不成熟，新能源技术尚不发达，运行成本还不具备竞争力，所以仍然需要价格补贴以提升其市场竞争力，但同时应当兼顾市场化机制，注意与市场化手段相结合，避免对其过度补贴，因而在此阶段下，“市场价+溢价补贴”机制最为合适。在电力市场建设中期，要使电力系统兼容一个运转良好的电力市场，未来还应当全面实行“市场价+溢价补贴”机制。而在在电力市场化建设成熟时，新能源技术会得到大幅度发展，电价补贴为政府带来财政负担的同时也会引起过度补贴;另一方面，为促进技术进步，培养市场良性竞争，发展适应性更强的新能源技术，应当取消溢价补贴，完全依赖市场形成价格机制。在实行市场价格体系的同时，可根据设置“新能源配额制”和“绿色证书交易机制”来保证新能源的消纳量。

同时，随着我国生活水平的提高，公民环保意识和企业履行社会责任意识的增强，可以参考荷兰等国，供用户选择绿色电价机制，通过这一举措，一方面增强公民环保意识，另一方面促进新能源发展。