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編者按：

在德班氣候大會召開前夕，非政府組織“氣候組織”在北京發布了其第4份年度研究報告《中國的清潔革命IV：財金戰略》。該研究報告通過對具體案例的研究，對我國支持低碳增長的財金戰略進行了梳理，并提出了發展建議。其中，“可再生能源：電價補貼與示范”案例系統總結了近年來我國對可再生能源通過價格政策給予支持的進展、成效和前景，為相關政策的制定和發展提供了理論依據。

“固定電價和財政補貼等經濟激勵政策都有力地推動了可再生能源產業的發展。未來應該在繼續推行扶持性財稅政策的同時，完善政策細節，保障政策執行效果。”――《財金戰略》研究報告提出了這樣的意見。可再生能源發電目前處于商業化前期階段，且成本變化較快，無論從技術角度還是從經濟角度來看，都不能按照純商業化的市場競爭來定價或直接參與電力市場競爭；同時，可再生能源具有較強的正外部效益，需要得到價格政策等經濟政策的有力扶持。因此，可再生能源上網電價政策的主要意義在于可以明確投資回報，并反映可再生能源的外部效益和技術進步潛力，從而實現政府設定的發展目標。本期，我們選編了報告中的有關案例分析，以饗讀者。

可再生能源電價政策取得初步成效

●中國可再生能源電價政策進程

可再生能源法中規定了電價政策制定的原則并建立了費用分攤制度。電價應當根據不同類型可再生能源發電的特點和不同地區的情況，按照有利于促進可再生能源開發利用和經濟合理的原則確定，并根據技術的發展適時調整。費用分攤制度是電網企業根據規定的上網電價收購可再生能源電量所發生的額外費用，通過在全國范圍內征收的可再生能源電價附加予以補償。價格政策有多種形式，其實施效果和經濟代價也不盡相同。應根據不同可再生能源技術發展階段，以較適宜的經濟代價，結合可再生能源技術水平、產業發展、電力市場發展的實際情況分階段地進行選擇。國家目前針對不同種類、不同發展階段的可再生能源，采取了不同的電價政策，以促進可再生能源應用并鼓勵技術進步。

●風電電價政策演變

中國風電價格政策主要經歷了四個階段：審批電價階段、招標與審批電價階段、招標加核準電價階段、固定電價階段。目前風電執行的是2009年出臺的風電標桿上網電價，此標桿價格比特許權招標的價格高出10%左右，比脫硫燃煤發電的價格高出30%左右。

標桿電價的出臺改變了風電價格機制不統一的局面，使項目投資方有了明確的預期，并鼓勵項目方降低成本。按照標桿電價，西部風資源較好地區風電項目理論上能保證10%的內部收益率，但由于目前不能保證全部電量上網，實際收益率較低。未來4類資源區的劃分將無法滿足需要，應制定更加細化、與資源結合更加緊密的風電固定電價政策。另外，標桿價格不能一味地追求“低”，要能夠給予企業合理的利潤空間鼓勵技術創新。

海上風電項目也在逐漸開展，現階段為審批電價和招標電價結合的方式，價格區間為0.62~0.97元/kW。2010年完成的第一批海上風電特許權項目招標雖然最終中標電價沒有采納最低投標價格，但對于投資高出陸上風電場一倍以上的海上風電項目，已經接近于陸上風電的中標價格較難實現盈利。借鑒陸上風電的歷史教訓，海上風電應在給予企業合理盈利空間的同時，促進其采用更先進的關鍵設備和技術，起到引領產業健康發展和技術進步的作用。[NextPage]

●太陽能光伏發電電價政策演變

中國光伏發電價格經歷了審批定價、招標定價、地方固定電價等階段，目前已經出臺了固定電價政策。由于光伏發電相對于風電來說，成本較高且變化較快，光伏發電價格政策一直進展緩慢，直到今年7月發改委才出臺全國統一光伏標桿上網電價，同時提出今后將根據投資成本變化、技術進步情況等因素適時調整標桿電價。光伏標桿電價的出臺為光伏產業和市場提供了明確的投資回報預期，也及時剎住了招標價格越招越低、惡性競爭的形勢。按照目前給予的標桿價格，西部光資源豐富地區項目在保證其所發電量全部上網的前提下可達到10%的收益率。但是有三個方面的問題需要引起重視：首先，借鑒風電脫網事故的教訓，光伏標桿電價的出臺要在鼓勵項目建設和成本降低的同時，保證產品質量和技術的提高。其次，全國統一性標桿電價會使得光伏裝機集中在光照資源好的西部地區，但目前西部地區的電網支持較弱，需要及時解決好并網問題。最后，光伏發電標桿上網電價政策并未明確未來調整標桿電價的時間和補貼年限，全國統一性標桿價格也未考慮到地區資源差別，因此出臺的政策還將會逐步完善。但即使仍需進一步完善，光伏標桿電價的出臺還是對開啟中國的光伏應用市場起到了決定性的作用。

太陽能熱發電技術的發展要滯后于光伏發電。2010年全球太陽能熱發電新增裝機不到20萬千瓦，累計裝機勉強超過1GW，且主要集中在西班牙和美國兩個國家。中國太陽能熱發電還是空白，2011年太陽能熱發電的第一個特許權招標項目――鄂爾多斯50MW槽式太陽能熱發電電站的中標價格為0.9399元/kWh，依然是采用了最低價格中標。

●生物質發電電價政策演變

生物質發電項目上網電價實行政府指導價，電價標準由各省2005年脫硫燃煤機組標桿上網電價加補貼電價組成，補貼電價標準為0.25元/kWh，秸稈直燃發電項目還可以得到0.1元/kWh的臨時補貼。生物質發電價格政策的問題在于補貼標準過于統一，應根據不同種類的生物質發電技術細化不同的補貼標準。另外，以2005年煤電價格為基數不僅無法體現生物質發電電價與煤電聯動的關系，還使西部區域的生物質發電價格過低，不能很好地促進生物質發電的發展。因此，2010年7月國家出臺農林生物質發電項目固定電價政策，固定電價0.75元/kWh。此外，國內一些專家認為，混燃發電項目也應該得到價格政策的支持，但是由于計量等問題比較復雜，關于混燃發電的價格政策一直沒有出臺。

現有政策已經無法滿足補貼需求

可再生能源上網電價、發展總量、經濟支持代價三者是相互影響的，政策制定需要平衡其三者關系。目前可再生能源電價高于傳統能源，單靠政府的力量無法支持如此巨大的經濟代價。因此中國采取了全民分攤發展可再生能源成本的方式，其核心政策為征收可再生能源電價附加和費用分攤機制。

可再生能源電價附加是為扶持可再生能源發展而在全國銷售電量上均攤的加價標準。電價附加使得各個地區在分擔可再生能源發電的額外成本方面有了共同且有區別的責任。發達地區電力消耗多，電力附加征收得也多；落后地區電力消耗少，電力附加也少。同時，農業用電和西藏地區不征收電力附加。電力附加分擔了電網企業收購可再生能源電力的成本，保證了電網的利益，也降低了電網收購可再生能源電力的障礙。電價附加資金的征收標準從2006年的0.1分/kWh經兩次上調至2009年的0.4分/kWh。截至今年6月，國家發展改革委共公布了7批《可再生能源電價補貼和配額交易方案》，補貼金額隨著可再生能源發電量的增加而逐年上升。[NextPage]

2010年征收的可再生能源電價附加已經只能滿足補貼總量70%的需求。雖然國家目前上收風電審批權，提出國家統一規劃外的地方審批項目將不再享受可再生能源電價附加補貼，但隨著“十二五”期間光電的快速推進和可再生能源發展規模的進一步擴大，目前的可再生能源附加征收已經無法滿足補貼需求，國家將繼續上調可再生能源電價附加額度。

以合理的經濟代價推動可再生能源發展

固定電價和財政補貼等經濟激勵政策都有力地推動了可再生能源產業的發展。未來應該在繼續推行扶持性財稅政策的同時，完善政策細節，保障政策執行效果。電價政策需要更加細化固定電價政策是促進可再生能源發電發展的有效措施，它以較小的經濟代價帶動了市場的規模化發展。未來推動可再生能源發展依然需要價格政策的支持，應著重考慮以下三個方面：以合理的經濟代價推動可再生能源以合適的速度和規模發展；給予可再生能源發電投資激勵的同時，鼓勵技術進步和成本降低；引導投資流向，促進可再生能源電力發展的技術和地域的合理布局。

支持方式更具針對性。不同經濟激勵政策起到的扶持效果不同。未來需要發揮不同政策的特點，根據產業發展的階段、項目技術類別、區域發展情況，采用更具有針對性的支持政策。支持方式應當與市場機制相結合，使其更具杠桿效應，以促進有限的政策和資金資源向效率高的地方流動。“十二五”期間，國家發展可再生能源電力的方式逐漸從大規模集中建設變為集中式和分布式并重，國家對分布式可再生能源越來越重視，對其也應給予足夠有力的政策扶持。

扶持資金來源需要拓寬。可再生能源發展初期建設成本較高，建立資金保障體系是促進其發展的重要條件。“十二五”期間，風電和生物質發電項目規模將進一步擴大，太陽能發電產業將進入快速成長期，支撐其發展的補貼資金缺口將進一步增大。僅靠上調可再生能源附加只能解決一時需求，進一步拓寬扶持資金的來源才是長久之計。同時，應逐步引導地方財政和金融機構共同扶持，并通過資金使用機制創新，擴大扶持資金的杠桿作用。

建立并網和消納的激勵機制。在出臺標桿上網電價后，光伏發電產業也會出現類似于風電產業前些年的大規模增長的情況。因此，要對電網建設加大投入，解決好可再生能源電力的并網問題，不僅要在技術層面加大投入，還要建立并網的激勵性機制。另外，應當針對可再生能源電力就地消納出臺相關激勵政策。例如，可以給予民用綠電補貼政策，或利用當地可再生能源電力資源進行農村電氣化建設，這樣可緩解近期內并網壓力，形成多贏局面。（本研究報告內容由非政府組織“氣候組織”撰寫）