新政“拯救”新能源？

    三是建立政府发展基金。

    目前，我国建立了可再生能源电价附加资金制度，征收标准为每千瓦时4厘钱。当前可再生能源电价附加通过电网企业网间结算方式调配，一是可再生能源附加计为电网企业收入，所缴纳增值税和所得税等要占全部附加资金的三分之一；二是资金调配周期长，补贴资金不能及时到位，电力企业资金压力较大。

    为此，新法规定把现行可再生能源法规定征收的电价附加和国家财政专项资金合并为政府基金性质的国家可再生能源发展基金，用于支持以下事项：可再生能源开发利用的科学技术研究、标准制定和示范工程；农村、牧区的可再生能源利用项目；偏远地区和海岛可再生能源独立电力系统建设；可再生能源的资源勘查、评价和相关信息系统建设；促进可再生能源开发利用设备的本地化生产等。

    基金具有“资金纵向管理”的明显优点：

    其一，是程序简便，效率高，因此行政成本可以大大降低。

    其二，基金方式可以做到“统一收取、统一发放”，保证可再生能源投资企业按时获得收益，还可以鼓励可再生能源资源丰富地区发展可再生能源的积极性。

    其三，我国可再生能源已经进入快速发展时期，在国家价格政策的有力支持下，发电市场规模将不断扩大，原有的电价附加所收取用于补贴可再生能源得资金量会越来越大，会由现在每年60亿元规模的水平，放大到上百亿甚至几百亿，如果仍按现有的管理模式，将对国家资金造成巨大浪费。

    新政如何更具操作性

    新《可再生能源法》的实施需要出台相应的管理办法。目前正在着手出台的办法包括《可再生能源发电配额指标管理办法》（以下称《配额管理办法》）和《可再生能源发展基金征收使用管理办法》。

    《配额管理办法》制定的目的是为具体落实新法提出的“全额保障性收购制度”。其基本原则包括：配额指标与能源结构调整相协调，配额指标与应对气候变化的国家行动目标相协调，配额指标应有利于培育战略性新兴产业，配额指标应兼顾水电与非水电可再生能源产业发展实际。配额指标应覆盖所有可再生能源，确保我国非化石能源比重和二氧化碳排放强度目标的实现；同时，要规定非水电可再生能源电力应达到的比重，确保风电、太阳能和生物质能等发电产业的发展。从政策制定的有效性考虑，在技术选择过程中，应避免丰富的低成本资源得不到开发，而不丰富和开发成本较高的资源却得到了开发的现象产生。这涉及开发商的开发意愿问题。最好的办法是通过制定分技术指标，对不同技术实行不同的配额。考虑到可操作性，当前可以先划分为包括水电的可再生能源和非水电可再生能源两类。

    配额制实施的难点是义务承担主体确定和配额指标的分配。《可再生能源法》修订后为配额义务承担主体的确定扫清了制度障碍。因此，配额义务的承担主体是电网企业；可再生能源电力总比重目标和非水电可再生能源电力比重目标分配到各电网公司，分配的依据是所在服务区域内可再生能源开发规划所对应的可再生能源电力的能力。

    配额制还应规定考核监管机构，指标发布制度、执行情况跟踪和报告制度、义务考核监管制度、信息公告制度和奖励惩罚制度等。

    《可再生能源发展基金征收使用管理办法》的制定应包括以下内容。一是定机构，由国家发展改革委、财政部、国家能源局、科技部、国资委和电监会等部门共同筹备成立可再生能源发展基金管理委员会，作为可再生能源发展基金筹集、使用和管理的协调机构，下设支付中心，作为负责基金的日常管理的部门。二是定规模，以2020年可再生能源发展目标（2020年可再生能源要占到一次能源消费比重15%）为依据，分解为各年度发展目标，估算出所需资金的基本规模。三是定职责，由国家能源局会同有关业务主管部门根据新《可再生能源法》规定基金的使用范围提出基金使用的年度计划，国家发展改革委（价格司）落实电价附加的水平，财政部负责补足基金使用年度计划中电价附加不足的部分，制定年度基金预算并管理基金专用账户。四是定办法，可再生能源发电相关的电价补贴和电网建设补贴主要依靠可再生能源电力附加，其他专项支持主要来自财政资金；可再生能源电价附加在省级电网公司征收。基金使用则在基金年度计划的范围内，各有关单位按程序逐级向国家能源局上报基金拨付的申请，国家能源局报国家发展改革委和财政部予以审核后，提交可再生能源发展基金管理委员会予以拨付。五是定基金监管制度，由可再生能源发展基金管理委员会组织相关部门，对基金使用过程中出现的重大问题进行讨论，提出解决办法，会同财政主管管理部门审批支持项目。