深度|可再生能源電價市場化之路

:隨著電力體制改革的逐步深入，風(fēng)電、光伏發(fā)電機組參與競價上網(wǎng)是大勢所趨，但市場化路徑及實現(xiàn)手段存在較大不確定性，且相關(guān)政策的定位為原則性、指導(dǎo)性意見，地方政府實際執(zhí)行情況差異性較大。本文整理了我國風(fēng)電、光伏發(fā)電現(xiàn)行電價形成機制及相關(guān)政策導(dǎo)向，探討競價過程中面臨的主要矛盾，并指出與火電度電成本相當(dāng)是實現(xiàn)市場化競價的基本前提。

風(fēng)電、光伏發(fā)電現(xiàn)有電價形成機制以及競價上網(wǎng)的政策導(dǎo)向

（一）現(xiàn)有標(biāo)桿電價形成機制

國家發(fā)改委于2009年、2013年分別發(fā)布了《關(guān)于完善風(fēng)力發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》（發(fā)改價格[2009]1906號）、《關(guān)于發(fā)揮價格杠桿作用促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知》（發(fā)改價格[2013]1638號），明確了風(fēng)電、光伏發(fā)電按資源區(qū)域執(zhí)行標(biāo)桿上網(wǎng)電價的定價機制，該機制主要呈現(xiàn)以下特點：

1、分區(qū)域核定電價，依據(jù)當(dāng)?shù)刭Y源特點及建設(shè)成本劃分不同區(qū)域相應(yīng)核定上網(wǎng)標(biāo)桿電價，其中風(fēng)電分為四類資源區(qū)、光伏發(fā)電分為三類資源區(qū)。

2、新、舊項目“雙軌制”，即不同時點前后投產(chǎn)的機組執(zhí)行差異化電價。自2009年以來，發(fā)改委連續(xù)三次下調(diào)風(fēng)電標(biāo)桿電價、兩次下調(diào)光伏發(fā)電標(biāo)桿電價[1]，下調(diào)電價僅限于關(guān)鍵時點后核準(zhǔn)并投產(chǎn)的風(fēng)電、光伏發(fā)電機組項目，存量風(fēng)電、光伏發(fā)電項目仍執(zhí)行原上網(wǎng)電價。

3、電價組成“兩部制”。可再生能源標(biāo)桿電價分兩部分組成，一部分為當(dāng)?shù)?ldquo;煤電標(biāo)桿電價”，由當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)公司按月結(jié)算；另一部分為“電價補助”（風(fēng)電電價補助約0.2元/度，光伏發(fā)電電價補助為風(fēng)電的2-3倍），一般在項目投產(chǎn)并申請納入補助目錄后由財政部劃撥，資金來源于全國工、商業(yè)用戶上繳的可再生能源附加費（0.019元/度）。近年來，由于可再生能源補貼基金缺口持續(xù)擴大（公開市場預(yù)測2016年底達到600億元），“電價補助”的到位周期較長，拖欠期可達2年-3年。

如果把“雙軌制”與“兩部制”結(jié)合來看，同一地區(qū)關(guān)鍵時點前后投產(chǎn)的風(fēng)電、光伏發(fā)電項目差異化電價全部體現(xiàn)在“電價補助”部分。例如，內(nèi)蒙古赤峰地區(qū)，2015年前投產(chǎn)以及2016年核準(zhǔn)并投產(chǎn)的兩個風(fēng)電項目，標(biāo)桿電價分別為含稅0.51元/度、0.47元/度，其中兩個項目“煤電標(biāo)桿電價”均為0.3035元/度，而“電價補助”分別為0.2065元/度、0.1665元/度。

綜上，我國現(xiàn)行的風(fēng)電、光伏發(fā)電標(biāo)桿電價形成機制較為復(fù)雜，但初衷是在綜合考慮項目所在地資源、設(shè)備造價、以及施工成本的基礎(chǔ)上，相應(yīng)核定標(biāo)桿電價以確保新建項目具備合理的利潤空間。當(dāng)部分區(qū)域建設(shè)規(guī)模增長過快，或?qū)嶋H發(fā)電成本出現(xiàn)下降，國家能源主管部門會相機動態(tài)調(diào)整標(biāo)桿電價以及補貼標(biāo)準(zhǔn)，以引導(dǎo)新建項目的合理投向并控制其超額利潤。