对全额保障性收购制度落实堵点的思考

第十三届全国人民代表大会常务委员会第十五次会议上披露的全国人民代表大会常务委员会执法检查组关于检查《中华人民共和国可再生能源法》实施情况的报告，显示了可再生能源法执行中存在8个问题，包括全额保障性收购制度落实尚不到位。报告具体显示，个别省份暂未达到国家规定的最低保障收购年利用小时数，且存在以低于国家有关政策明确的电价水平收购的情况。宁夏2018年自行制定风电最低保障性收购利用小时数为750～850小时，远低于国家核定的1850小时最低保障收购小时数。甘肃2018年自行设置的风电、光伏发电保障性收购小时数分别为774小时和479小时，距国家保障性收购政策规定的风电1800小时和光伏发电1500小时差距较大。

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”ID：nyqbyj）

整体来看，新能源的发展成绩大于问题，特别是弃风、弃光问题得到有效缓解。据国家能源局公布数据显示，2019年1～6月，全国风电发电量同比增长11.5%；全国平均风电利用小时数1133小时，同比下降10小时。全国弃风电量同比减少77亿千瓦时；全国平均弃风率4.7%，弃风率同比下降4.0个百分点。全国弃风电量和弃风率持续“双降”。然而，要走能源高质量发展的道路，还要关注可再生能源可持续健康发展的内在动力。客观存在的问题充分说明，现实对新能源消纳和开发企业利益的保障程度还不够。“小病不治，大病难医。”对于这个问题，本文尝试从现象的背后进行一些解析，供参考。

在经济下行和电力过剩的整体环境及国家大力降低工商业电价的要求下，《关于做好2019年降成本重点工作的通知》提出鼓励清洁能源参与交易。实际上，部分地方政府压低保障利用小时数后，新能源企业被迫选择拿出更多电量参与市场交易。对地方来说，从发电侧降低电价，相当于降低了地方用电企业的成本。对电网企业而言，按照地方政府确定的保障小时数执行调度交易，可大幅提高电网企业对新能源消纳的成绩。据国家电网公司介绍，2019年其经营区内新能源并网容量同比增长14%、发电量同比增长15%。但此类“保量不保价”的行为，表面上增加了新能源发电利用小时数，减少了弃电，完成了国家要求的保障小时数，但却损害了可再生能源开发企业的应得收益。发生上述情况背后的主要原因是利益驱动。

根据《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，可再生能源并网年发电量分为两种情况。一是，最低保障收购年利用小时数内的电量，上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网按标杆上网电价和最低保障收购年利用小时数全额结算，也就是“保量保价”；高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。二是，超出最低保障收购年利用小时数的部分，参与市场化交易。参与市场化竞争和成交的电量可享受可再生能源补贴，度电补贴即新能源标杆上网电价与当地煤电标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）的差额。中发9号文出台之后，《国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知》是首个有关燃煤标杆电价的指导性文件，规定全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约2分钱。其后，燃煤电厂标杆电价经过调价，但平均价格仍低于新能源资源区的标杆上网电价。

因此，新能源企业一方面争取保障小时数，一方面需要争抢市场化交易电量，而市场交易的结果相当于“割地求和”。当前实际风电、光伏发电利用小时数中，大部分电量属于低价市场化交易。出于生存压力，企业不断降低参与市场化竞争电量的电价，有些地方甚至出现“零电价”交易，只为争取并网消纳，通过完成交易得到与电网的结算合同，从而获得市场化竞争电量的可再生能源补贴资金。而由于新能源开发企业不论是通过全额保障性收购还是市场化交易，都有国家补贴可依赖，虽然账面上的补贴数字难以到位，但地方政府并不需要为其经济损失承担责任，也就对出台“保量不保价”和压低保障性收购小时数政策怀有冲动。

但是，国家可再生能源补贴长期拖欠的现状已经众所周知，补偿缺口逐步扩大。2012年，财政部、国家发展改革委、国家能源局印发《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》，明确了可再生能源补贴资金的发放以补贴目录申报的形式进行发放。截至第七批补贴目录，全国共有约52GW的光伏电站、154GW风电以及18GW的生物质项目进入了补贴目录。截至2019年6月底，我国风电装机1.93亿千瓦；光伏发电装机1.86亿千瓦；生物质发电装机1995万千瓦。根据统计，截至2018年底，我国可再生能源补贴累计缺口已超过2000亿元。从可再生能源电价附加收入情况来看，目前征收总额仅能满足2015年底前已并网项目的补贴需求，“十三五”期间90%以上新增可再生能源发电项目补贴资金来源尚未落实。第1～7批补贴目录项目中拖欠2016～2018年的补贴何时到位，也仍是一个未知数。2016年可再生能源电价附加征收标准提高到每千瓦时1.9分后再未作调整，若以年增3000多亿千瓦时的增长电量推算，年度新增的可再生能源电价附加补助资金约为60～70亿元，或仅够补贴当年的新增新能源项目。

由于补贴发放有排序，有些项目存在不能及时到位，甚至不能全额补贴的问题。2017年，国家发展改革委出台的《关于印发北方地区清洁供暖价格政策意见的通知》规定，国家可再生能源电价附加补贴资金优先支持生物质热电联产项目。2018年，财政部、国家发展改革委、国家能源局、国务院扶贫办发布《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录（光伏扶贫项目）的通知》，对列入可再生能源电价附加资金补助目录内的光伏扶贫项目，将优先拨付用于扶贫部分的补贴资金。2019年6月财政部发布的《关于下达可再生能源电价附加补助资金预算的通知》要求，资金拨付时应优先保障光伏扶贫、自然人分布式光伏、公共可再生能源独立电力系统等涉及民生的项目；对于其他发电项目，应按照各项目补贴需求等比例拨付。目前，共有七批可再生能源补贴目录，根据上述规定，补贴目录里的项目在获得补贴时，已经有了默认的序列，即先光伏扶贫、自然人分布式光伏、公共可再生能源独立电力系统等涉及民生的项目、生物质热电联产项目，随后是商业项目，而且商业项目中，除了风电、光伏项目，还有生物质发电项目分享补贴额度。

因补贴拖欠带来的财务压力日益加剧，资金来源不足导致有些企业已经资不抵债，还有部分企业反映因资金链断裂而举借高息贷款，新能源发电获得的收益还不够支付银行还款、利息及缴税，因而不少新能源民营企业被迫选择出售电站资产来维持企业正常运转。有风电开发企业反映，虽然风电上网电量增加了，弃风率下降了，但是企业收益反而下滑，形成“发电小时数增长、企业利润下降”的尴尬境地，新能源开发企业经营更加艰难。

我国电力辅助服务市场建设有助于促进可再生能源的消纳，东北地区电力调峰辅助服务市场做的比较好，但是新能源企业也苦不堪言。深度调峰费用由发电企业分摊主体按照各自实时出力占比共同分摊，但风电、核电、火电的上网电价不同、边际成本不同，购买辅助服务的意愿和弹性空间也不同，执行同一分摊标准也难以精确量化落实。从企业所属上来看，难免出现同一发电集团内部的互相博弈。

在整体经济形势、能源供给形势变化的大背景下，从用户端降价向上传导，发电企业两面承压。但是对于全额保障性收购制度的落实并不到位，存在国家政策和地方政府政策方面上下级不协调、地方与中央要求脱节的问题。

我国各地可再生能源体量不同，对应的管理部门不同，使得相关政策的制定和协调不够畅通。国家能源主管部门、价格主管部门、财政基金管理部门在制定宏观政策时需要加强统筹协调。对于保障利用小时数，也需要进一步结合各省区资源条件、消纳利用情况，以及工程造价情况等因素，综合细化评估可再生能源全额保障性收购制度在各省的可执行性。“十三五”期间，可再生能源各能源品种发展规模超前，在“十四五”期间，可考虑将可再生能源进行整体统筹，对适合多种可再生能源互补开发的地区优化布局。

另一方面，政策实施过程当中，要恪尽职责，加强信息披露和行业监管。曾有媒体透露，黑龙江工信委2018年曾口头通知当年光伏保障利用小时数、参与市场交易的电量、上网电价等内容。有些地方也以相似形式进行非书面通知。这些不仅和《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》相违背，也违反《可再生能源法》相关规定。未来，还是要增加部门间沟通和协调，增强监管部门的执法监督力量，为可再生能源发展建立良好的法治环境，真正实现有法可依，违法必究。