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　　近年來，太陽能光伏組件和風電整機價格下降迅速。但光伏發(fā)電，尤其是風電的上網電價是在設備價格相對較高的情況下制定的。因此，有觀點認為，應該建立可再生能源電價逐步下降機制，以求可再生能源電價盡快實現平價上網，實現真正的市場化。我國現行的可再生能源上網電價機制對我國可再生能源發(fā)展究竟起到了怎樣的作用？目前是可以做出重大調整的時候了嗎？如果不是，哪些環(huán)節(jié)應該完善，以求能夠更好地促進可再生能源發(fā)展。

　　在2006年之前，我國沒有明確的可再生能源上網電價機制。各地建成的風電等可再生能源發(fā)電項目，大多按照項目定價，電價水平高低不一，與風資源條件、投資關聯不密切。2006年1月1日我國《可再生能源法》的正式實施，則是推動風電等可再生能源發(fā)電大規(guī)模發(fā)展的最關鍵因素。該法將可再生能源的價格保障、費用分攤、稅收優(yōu)惠等以法律形式進行了明確。國家制定可再生能源電價機制的初衷是，使2006年之后建立并運營的可再生能源發(fā)電項目保持合理的盈利水平，既要保證其投資回報，也要盡量避免獲得超額利潤，支持可再生能源健康發(fā)展。經過6年的發(fā)展，雖然針對各類可再生能源的電價水平不同，電價政策也幾經調整，但可再生能源發(fā)電定價機制思路仍是持續(xù)和明確的。

　　風電平價上網時代不遙遠

　　2006~2009年，風電上網電價采用特許權招標方式，雖然有低價競標的情況出現，但是，隨著招標規(guī)模的擴大和項目數量的增多，特許權招標仍是風電固定電價形成的基礎。2009年，我國對風電上網電價機制進行了調整，由以招投標中標價格為準的上網電價改為，按照風資源優(yōu)劣和工程建設條件，劃分為四類風資源標桿上網電價，分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。該政策目前已實施了整三年，對擴大風電市場、促進風電產業(yè)發(fā)展起到了關鍵性作用。在這三年中，我國風電裝機容量每年都實現了大幅攀升，目前已居世界第一位。然而，由于近年來風電整機價格大幅度下降，業(yè)內外對于是否要對該政策進行調整，出現了較多的爭議。這需要從多個因素考慮這一問題，一方面，如果就2009~2012年的風電發(fā)展形勢看，風機價格已大幅度下降，這就意味著風電場運營企業(yè)可以獲得超額利潤，但另一方面，由于“三北”地區(qū)風電集中開發(fā)，風電限電問題日趨嚴重，尤其在采暖季，部分風電場限電高達50%，這就使風電場處于虧損狀態(tài)。同時，這種限電狀況非常不均勻，有的風電場限電可能就是5%，但有的可能達到50%，即在同樣的風電上網電價水平下，有的風電項目虧損嚴重，有的卻贏利不錯。因此，風電電價水平的確定，需要在總的價格機制框架不變的條件下，除風資源條件、工程建設投資之外，再考慮并網情況，以及在短期內只可略微緩解但仍會普遍存在的限電情況，進行系統的研究和政策設計。

　　目前，我國東中部地區(qū)的煤電上網電價已達到了每千瓦時0.4元以上，有的地區(qū)達到了每千瓦時0.5元以上。這與我國風電上網電價每千瓦時最低0.51元的價格已相差不大。如果從風電電價單位補貼的角度考慮，東中部地區(qū)的單位補貼已低于“三北”等風資源條件好的地區(qū)，再考慮靠近電力負荷中心、接納條件等因素，東中部地區(qū)也是風電重要的市場，而在這些地區(qū)，風電平價(和火電價格持平)上網的時代已不再遙遠。

　　2006年，國家發(fā)改委明確生物質發(fā)電項目的上網電價在2005年各省脫硫燃煤機組標桿電價基礎上補貼每千瓦時0.25元，其后又對秸稈等農林廢棄物直燃發(fā)電的電價水平增加了0.1元/千瓦時。盡管如此，部分生物質直燃發(fā)電項目，尤其是西部地區(qū)的生物質直燃發(fā)電項目，仍處于虧損的邊緣。2010年，國家發(fā)改委發(fā)布《關于完善農林生物質發(fā)電價格政策的通知》，出臺了全國統一的農林生物質發(fā)電標桿上網電價標準，即統一執(zhí)行標桿上網電價每千瓦時0.75元(含稅)。同時，國家發(fā)改委也發(fā)布了《關于生物質發(fā)電項目建設管理的通知》，規(guī)范生物質發(fā)電的建設項目，原則上規(guī)定每個縣或100平方公里半徑范圍內不得重復布置生物質發(fā)電廠，這就一定程度上保證了生物質發(fā)電項目的原料來源，促進了我國生物質發(fā)電的持續(xù)發(fā)展。

　　發(fā)展生物質發(fā)電的目的一方面如太陽能、風電等可再生能源一樣是為調整能源結構，但更重要的是跟三農問題結合得更緊密。秸稈等農林廢棄物發(fā)電電價政策的本意是，希望通過合理的生物質電價傳導，對農民和農業(yè)提供一定的扶持和改善區(qū)域環(huán)境。此外，生物質發(fā)電設備相對成熟，生物質發(fā)電的規(guī)模又受資源限制，因此發(fā)電成本下降空間有限，甚至有可能隨著化石能源價格的上漲，導致成本的上升。

　　光伏電價政策易造成窩電、限電

　　我國光伏發(fā)電上網電價機制形成過程和風電比較類似，最初也是通過特許權招標方式來確定，即以中標價格為該項目的上網電價。同樣，該政策也致使中標價格過低，但另一方面也為摸清光伏發(fā)電合理的上網電價奠定了基礎。2011年，我國出臺了光伏標桿上網電價政策，規(guī)定了2011年和2012年后的電價水平。按照2011年光伏電站的成本而言，每千瓦時1.15元、1元的上網電價并不高，甚至有的業(yè)內人士認為這樣的電價水平不會使光伏項目具有經濟性。但市場反應積極，比如，在光照資源非常優(yōu)質的西部地區(qū)出現了扎堆建設大型光伏電站的現象。2011年底，青海省已建成大型太陽能發(fā)電項目共42個，總容量95萬千瓦，這么大的規(guī)模，未來極有可能出現大量窩電或限電問題。如果出現這種情況將對企業(yè)造成沉重打擊。

　　造成上述現象的原因是，目前的光伏標桿上網電價為全國一個價格，并未按照太陽能資源的優(yōu)劣來實施不同的電價。這樣，光伏開發(fā)企業(yè)可能會優(yōu)先選擇光照資源最好的地區(qū)來建設光伏電站，短時間內集中到西部地區(qū)建設光伏電站的現象也就出現了。因此，光伏標桿上網電價一方面可以借鑒風電上網電價機制，針對不同的資源制定不同的價格；而另一方面，光伏發(fā)電系統投資水平變動快，可以借鑒德國的經驗，建立聯動的電價調節(jié)機制，最終實現平價上網。

　　與大型光伏電站相比，分布式光伏發(fā)電項目更容易實現平價上網。我國目前的工商業(yè)電價一般比較高，如北京市的工商業(yè)平峰電價約為0.8元/千瓦時，高峰電價達到1.2元/千瓦時。如果能夠實現用電側的光伏發(fā)電的自發(fā)自用，則上述電價與目前的每千瓦時1元的光伏上網電價相比，根本不需要電價補貼就可以實現平價上網。而西部地區(qū)主要是集中的大規(guī)模光伏電站，其每千瓦時1元的光伏上網電價，相比西部地區(qū)不超過0.35元/千瓦時的脫硫燃煤標桿電價，差距仍非常大。

　　近期國務院常務會議明確表示，支持自給式太陽能等新能源產品進入公共設施和家庭。但“自給式應用”就不僅僅涉及到電價政策，更重要的是并網政策。分布式光伏發(fā)電項目涉及到商場、工業(yè)園區(qū)、家庭等千差萬別的個體，涉及并網，補貼發(fā)放、合適的標準、監(jiān)管程序等非常復雜的問題。因此從經濟性和易操作性而言，可以繼續(xù)實施類似金太陽工程的投資補貼政策，也可以探討實施專門針對分布式光伏發(fā)電的電價政策。目標是通過3-5年左右的支持，進一步推進光伏產品的技術、質量提升和成本下降，最終不需要補貼就可以實現平價上網。同期，建立起較為完善的分布式光伏系統自發(fā)自用并網機制、運行機制、監(jiān)管機制等，使分布式光伏發(fā)電真正實現市場化發(fā)展。 　　(作者系國家發(fā)改委能源研究所研究員。本文僅代表作者個人觀點。)