深度||关于“风光”补贴缺口和大比例弃电问题的研究

No.2

在短期，迎难而上、及时果断调整现有高额补贴政策

在当前环境税和全国碳交易市场尚未出台的背景下，或者未来推行的环境税和碳交易价格不足以真实反映燃煤发电的大气污染和碳排放外部性成本，维持对风电和光伏发电的补贴则是纠正燃煤发电外部性问题的必要手段。而在未来环境税和碳交易市场都全面推行且环境税和碳价具备足够强度的情形下，考虑产业发展的连续性，我们也建议设置补贴过渡期：在此过渡期内，对新增装机沿用既有补贴政策框架，但需对补贴政策做大幅度调整；过渡期满，取消对新增装机的发电补贴，对已建成的存量风电和光伏发电项目则按原有合同继续补贴直至补贴期满。

过渡期既可以按时间设限，例如设置不超过3-5年的过渡期，也可以按风电和光伏发电累计装机容量设限。设置补贴过渡期的关键是，向市场发出补贴政策将适时退出的明确信号，从而激励企业往技术创新、精细化管理、降低发电成本的方向上努力，而不是在补贴政策下进行各种寻租活动。在补贴政策退出之前，对新增装机沿用既有补贴政策框架，但需对补贴做法做如下大幅度调整。

努力扩大上网电价竞标项目范围

对于政府而言，风电和光伏发电企业的真实成本存在着高度的信息不对称。在风电和光伏发电成本快速变化的背景下，如何制定合理有效的固定上网电价始终是难解之题。中国原有的特许权招标制度恰恰能以上网电价竞价的方式，在切实有效还原风电和光伏发电真实成本的同时，将稀缺项目资源配置到经营效率最高的企业手中，是最有效率的补贴方式。在2009年以来风电和光伏发电成本分别下降近50%和90%的背景下，早期部分风电和光伏发电特许权竞标价格至今仍低于当前政府制定的标杆上网电价。2016年9月，在一类资源区包头光伏发电示范基地的项目竞标中，更是出现最低每千瓦时0.52元的报价，比当时每千瓦时0.8元的标杆上网电价下降近35%。其中，报价每千瓦时0.5元-0.6元的企业达十余家。

很显然，缺乏弹性的固定标杆上网电价难以适应风电和光伏发电领域快速变化的形势。因此，我们建议，借鉴巴西和德国的做法，果断退出既有固定上网电价政策，全面推广上网电价竞标制度。若短期内难以做到全面推广，也应考虑每年划出一定装机容量，在全国范围内实施上网电价竞标，并根据项目竞标实施情况逐步扩大竞标容量范围，直至全部新建项目转入以上网电价竞标为主的补贴模式。

我们建议，上网电价竞标项目应面向全国进行统一竞标：每年先由国家能源局确定当年全国上网电价竞标的总项目容量；再由各省自主确立若干上网电价竞标项目并实施竞标，风电和光伏发电补贴额度的实际支付应为项目中标上网电价与当地燃煤机组标杆上网电价之差；最后由国家能源局以“补贴低者得”原则，将之前确定的装机容量按项目每千瓦时实际补贴金额，从低到高配置到各个地区。该办法旨在全国范围内对电价补贴进行竞价，以获得最高补贴效率。在早期特许权招标项目实施过程中，有企业“中标不建”，致使招标项目流产。对此，可采取没收竞标押金、取消未来所有项目竞标资格等惩罚性措施来预防此类企业投机行为的发生。

上网电价与弃风弃光率挂钩且逐月下调

对于不纳入竞标的新建风电和光伏发电项目，我们有如下建议：

首先，挂钩各资源区上一年度平均弃风弃光率水平，一次性大幅度下调现有新建风电和光伏标杆上网电价。前文指出，弃风弃光率高低是电价补贴额度过高或过低的直接反映指标。因此，建议依据资源区内平均弃风弃光率越高、下调幅度亦越高的原则，尽快一次性大幅度下调各资源区现有风电和光伏发电标杆上网价格。

其次，增加新建风电和光伏发电项目标杆上网电价的调整频率。中国政府每隔若干年对风电和光伏上网标杆电价进行断点式下调，使得各地在电价调整日前出现“抢装潮”。调研发现，“抢装潮”不但加重电源建设和输电线路建设之间的紧张，也蕴藏潜在装机质量安全风险。因此，我们建议在一次性大幅度调整各类资源区标杆上网电价后，增加对新建风电和光伏发电项目上网电价的调整频率。

考虑到风电和光伏发电装机成本下降速度较快，建议对新建项目的上网电价进行每年一次的调整，并根据新增装机规模或弃风弃光率确定下调幅度。如有可能，可进一步考虑在每年初，根据上一年度新增装机规模或弃风弃光率，制定当年内新建项目上网电价按季度或按月下调的计划。该办法在减缓“抢装潮”、“验收申请潮”确保项目装机质量安全的同时，也给市场提供稳定价格预期。

最后，在充分利用价格工具调整全国风电和光伏发电项目新增建设规模的基础上，适时取消年度装机容量计划指标管制。2014年以来国家能源局对各地新增风电和光伏发电装机容量进行年度计划指标管理的办法，对抑制风电和光伏发电装机过快增长起到重要作用。但经济规律表明，当发电价格和装机容量受到双重管制，只要固定上网电价过高，装机计划指标的稀缺性便会通过企业公关、项目倒卖等各种寻租方式产生经济租。其中，光伏发电项目的寻租活动尤为明显：公开媒体报道有关光伏发电项目“路条”买卖的现象屡见不鲜，如上文所述，课题组调研也发现，5万千瓦光伏发电项目指标“黑市”价可高达2000万元。在过高的上网电价水平下，计划指标管制将部分补贴资金变现为指标价格，而后者的水平高低由上网电价决定：上网电价越高，项目投资收益和需求则越高涨，进而诱发越发普遍的寻租活动和更高的指标租值。只要容量计划管制存在，寻租乱象就难以避免。

因此，我们建议，应充分利用价格工具调整新增装机规模，尤其是通过上述更加灵活和及时的固定上网价格下调机制抑制风电和光伏发电项目的新增建设需求。只要上网电价的调整及时到位，风电和光伏发电项目的投资回报率便能回归市场平均回报率，进而形成新增装机规模有序增长的局面。届时，年度装机容量指标管制便可择机取消。

No.3

全额征收居民用电的可再生能源电价附加

截至2016年底，中国风电和光伏发电补贴资金缺口已达600多亿，再考虑到未来新增装机容量，即使如前所述及时大幅度调整补贴政策，补贴资金缺口也将愈滚愈大。在经济下行、企业转型艰难的背景下，进一步大幅度提高可再生能源电价附加以弥补资金缺口势必加重全社会企业负担，非上选之策。

长期以来，中国大部分省份居民用电的可再生能源电价附加始终停留在每千瓦时0.1分的水平(少数省市居民电价的可再生能源附加为0或略高于每千瓦时0.1分)，未经任何上调。而在当前经济新常态下，居民用电量恰恰是增长最快的用电部门。以2016年为例，全国居民用电8054亿千瓦时，增幅11.2%，远高于全社会用电量5%的增长速度。我们建议，对居民用电全额征收每千瓦时1.9分的可再生能源电价附加以应对不断增加的补贴缺口。

首先，中国广大城乡居民是发展风电和光伏发电、减少污染排放的最直接受益者。基于“谁受益、谁付费”的原则，中国居民理当承担相应的绿色发展成本。

其次，对居民用电全额征收可再生能源电价附加，中国每年至少可增加近150亿元的补贴资金，而居民承担的成本则在人均每年10元左右。居民负担完全可控。

最后，从全球范围来看，由于供电成本的差异，居民用电价格一般而言是要高于工商业用电价格。例如在美国，居民、商业、工业和运输业在2015年的平均电价分别为每千瓦时12.67、10.59、6.89和10.17美分；德国居民电价也将近是工业电价的2倍，分别为29.5欧分和14.9欧分。而中国的情况却恰恰相反，工商电价两倍于居民电价且对后者进行长期补贴，电价中的可再生能源附加也基本上由工商电价承担。基于电力商品属性的角度，中国居民电价有相当大的涨价空间。对居民用电全额征收每千瓦时1.9分的可再生能源电价附加，不但可行，而且也为减少电价交叉补贴以及居民电价的扭曲程度做出贡献。

No.4

可考虑以风电和光伏发电占比15%为原则，制定合理、切实可行的最低保障利用小时数，促进风电和光伏发电参与电力市场交易

在当前严峻的弃风弃光问题的“倒逼”下，国家能源局在2016年上半年出台《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，对弃风弃光比较严重地区核定最低保障收购年利用小时数，并鼓励风电和光伏发电核定小时数以外的发电量通过电力市场交易的方式进行消纳。

《可再生能源法》要求对风电和光伏发电进行全额保障性收购。但实际的情况是，在用电需求疲软、输电线路建设滞后、电力市场分割、保障电网安全运行等诸多因素的影响下，以行政命令要求所有地区实现全额收购既不可能，也做不到。相比之下，国际上主要国家的风电和光伏发电，依托电力市场并凭借风电和光伏发电的低边际发电成本的优势，通过市场竞价实现全额上网。因此，国家能源局从实际出发，主动放弃全额保障性收购，以保障收购和参与市场竞争并举的方式实现风电和光伏发电全额上网的做法值得肯定。

但是，国家能源局核定的最低保障收购年利用小时数，也存在偏离实际、要求过高的情况。以甘肃省为例，国家能源局制定的风电和光伏发电最低保障收购年利用小时数分别为1800小时和1500小时。实际情况是，2016年上半年甘肃风电和光伏发电设备利用小时数分别只有591小时和540小时，距离国家能源局制定的最低保障收购小时数甚远。但在现有条件下，甘肃省已尽最大努力消纳风电和光伏发电：2016年上半年，风电和光伏发电已占到全省发电量的18.24%、可调发电量的20%。该占比已与当前德国风电和光伏发电占全国总发电量的比例持平，实属不易。脱离实际的要求，难以落地执行，最终也将形同虚设。

我们建议，以风电和光伏发电量占比为依据，根据各省实际情况制定各省相应的最低保障收购年利用小时数。建议先由国家能源局制定各省风电和光伏发电占全省可调发电量的最低比例。对于风电和光伏发电占比尚未达到该最低比例的省份，由电网公司对省内风电和光伏发电进行全额保障性收购；对于风电和光伏发电占比超过该最低比例的省份，则可进一步考虑：

比例内的发电总量，按现有办法根据风电和光伏发电装机容量进行等比例分配，并以此作为制定各省风电和光伏发电最低保障利用小时数的依据；比例外的风电和光伏发电则参与市场交易。

该办法意在通过保障性收购电量比例来制定合理可行的最低保障利用小时数。我们建议，可以由国家能源局在全国层面将此最低比例制定在15%左右的水平，并鼓励各省自主制定不低于15%的保障性收购电量比例。

结合当前逐步推进的电力市场化改革，最低保障利用小时数以外的发电量则由风电和光伏发电企业直接参与电力市场交易。届时，风电和光伏发电的价格由两部分组成：电力市场交易价格以及补贴价格。其中，补贴价格是各省风电和光伏发电固定标杆上网电价与当地燃煤标杆上网电价之差。这就在确保最低保障利用小时数基础上，以“应补尽补，其余交于市场”的原则理顺风电和光伏发电的定价机制。