中国可再生能源发展受电价制约 如何突破成关键

　　新能源产业振兴规划即将浮出水面，引起各方极大兴趣。关注点在于：除了规划发展多少新能源，对如何发展新能源以及相关政策和资金配套，该规划是否也有一定设计等。

　　对于新能源产业来说，规模化仍存在技术瓶颈。比如，尚未完善的电力储存技术、风电的电网接入技术、太阳能光伏发电过程中的间歇性等。短期内，风电和核电等仍难成为商业化的主体替代能源。

　　考虑到当前的技术现实，新能源行业的发展依然需要依靠财政补贴来降低成本，扩大利润空间。与其他国家新能源发展模式基本相同的是，中国新能源行业的发展潜力将很大程度上依赖政府的政策力度；不同的是，中国可再生能源发展更明显地受到电价制约。

　　根据国际经验和中国的实际情况，目前对可再生能源发电实行固定电价应当是合适、有效的选择。

　　中国政府前后出台了许多针对可再生能源的价格政策。2006年1月12日公布的《可再生能源发电价格和费用分摊试行管理办法》(下称“《办法》”)规定：“可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式”，并明确政府指导价就是通过招标确定的中标电价。

　　从小水电来看，国内相关政策和措施已经比较成熟、有效，水电价格具有一定竞争力。水电价格按成本加合理利润空间计算，属于固定电价政策。应当说，除了一些小问题，国内小水电发展比较顺利。但是，需要加强对小水电在生态保护方面的审查和重视小水电建设对生态环境的影响，否则将有悖发展小水电的初衷。

　　对于风电价格政策，《办法》规定，风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按招标形成的价格确定。招标定价政策的实施在一定程度上促进了风电市场的发展。但这同时带来一系列问题。首要问题是，竞标得到的价格可能过低，从而造成合同履行率比较低。这一问题在英国已经得以验证；其次，招标方式形成的不同价格水平，给今后各地制定电价标准造成困难；另外，不明确的价格信号影响了外资和民营企业介入风电市场。

　　厦门大学中国能源经济研究中心最近的一项研究说明，目前国内已实施的风电项目，大部分中标企业是大型国有能源和发电企业，即使每个项目都按合同规定实施，也不能说风电的招标电价是真正成功的。因为，如果国有企业亏损，最终还是老百姓埋单，只是埋单的方式不同。也就是说，如果是民营或外企中了标，而且按时建设运行，老百姓才真正从低标价中得到好处，才算成功。

　　既然竞标价格太低使很多风力发电的中标项目短期内不能赢利，那为什么还有企业愿意去做呢？首先，对于一个大型电力企业，几个亏损风电项目对整体业绩的影响微乎其微，对宣传企业形象却大有益处。其次，风力发电项目的效益与风力资源高度相关，现在的招标项目所在地都是风力资源很好的地方，企业博弈的是今后而不是现在的电价。今后要鼓励风电发展，必然按差的而不是最好的风力资源来定价，其间差价就是级差溢价，这是前亏后盈的道理。但是，企业必须有“先亏”的能力，这正是国有大型企业的优势。因此，目前的风电招标定价无法鼓励民营参与，这将是今后的一个效率问题。而如果由于不赚钱而无效或滞后运行，浪费的是国家的宝贵资源。

　　因此，政府首先应当根据各地已有招标项目上网电价情况来确定电价标准，实施固定电价制度，给投资商明确的价格信号。其次，要适时调整风电上网电价，保证有一定吸引力的电价水平。另外，国家可以根据风力资源分布，实施按大区定价的政策，以更好地促进各地风力发电市场的发展。

　　对于生物质发电，《办法》规定实行政府定价，采用溢价电价政策。具体实施措施是，由国务院价格主管部门分地区制定标杆电价，电价标准由各省(自治区、直辖市)2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价组成，补贴电价标准为每千瓦时0.25元。另外，发电项目自投产之日起15年内享受补贴电价，运行满15年后取消补贴电价。