國家發改委：促轉型建機制降成本電價改革助力供給側結構性改革

2017-10-23 10:15:27 北極星電力網　點擊量：評論 (0)

近日國家發改委發布了《促轉型建機制降成本電價改革助力供給側結構性改革——黨的十八大以來電價改革助力供給側結構性改革紀實》。報告指出，近年來，國家發展改革委通過建立健全清潔能源發電價格機制、完

近日國家發改委發布了《促轉型建機制降成本電價改革助力供給側結構性改革——黨的十八大以來電價改革助力供給側結構性改革紀實》。報告指出，近年來，國家發展改革委通過建立健全清潔能源發電價格機制、完善煤電價格聯動機制、推動競爭性環節價格市場化改革、多措并舉著力降低實體經濟成本，在供給側結構性改革方面作出重要貢獻。詳細情況如下：

電力是國民經濟的基礎行業，電力價格對行業發展具有重要的導向作用，是市場調節和資源配置的有效手段。通過電力價格政策引導，有利于優化電力能源資源配置，有利于營造公平公正公開的市場競爭環境，有利于降低實體經濟成本，是推動供給側結構性改革的重要內容。近年來，國家發展改革委通過建立健全清潔能源發電價格機制、完善煤電價格聯動機制、推動競爭性環節價格市場化改革、多措并舉著力降低實體經濟成本，在供給側結構性改革方面作出重要貢獻。

1.9分錢支撐起全球最大的風電、太陽能發電裝機

為推動能源生產方式革命，實現能源轉型，世界主要國家均采取了積極的支持政策，減少化石能源生產，發展風電、太陽能等清潔、可再生能源。黨的十八大以來，國家發展改革委不斷完善價格支持政策，用較小的代價，促進了風電、太陽能全產業鏈迅猛發展，成為全球領先。

各國可再生能源附加征收標準普遍高于我國。德國在銷售電價中收取的可再生能源附加為7.68歐分，合人民幣0.6元。英國在2017年之前也采取征收可再生能源附加的辦法，今后將轉向強制配額制度，折合每度電的標準約1便士，合人民幣0.1元。美國主要采取稅收減免和可再生能源強制配額的辦法促進新能源發展，兩者合計折合每度電約1美分，合人民幣6分多。目前，我國的可再生能源附加征收標準為每度1.9分，以較低的成本撬動了新能源全產業鏈的快速發展。風電、光伏發電裝機規模已多年領跑全球，設備制造、原材料生產也居世界領先地位。那么，電力用戶每度電多支付的1.9分，是怎么花的呢?

——風電、光伏發電標桿價格政策助力風電、光伏大發展。長期以來，我國上網側電力以燃煤發電為主。燃煤發電成本低，發電穩定，可以參與調峰、調頻，滿足電力系統對安全穩定運行的需求。但未經環保改造的燃煤發電污染重、排放高。風能、太陽能源于自然、清潔環保，取之不竭、用之不盡。為鼓勵新能源行業發展，根據資源、建設成本等綜合條件，結合技術發展水平，國家發展改革委分別于2009年、2013年出臺風電、光伏發電分資源區標桿價格政策，標桿電價高出燃煤發電標桿上網電價的部分，通過向用戶收取每度電1.9分的可再生能源電價附加予以補償。分資源區的標桿電價，保障了風電、光伏企業的合理收益，調動了風電、光伏產業發展積極性，同時帶動全產業鏈發展。2013年至今，風電裝機由7716萬千瓦增長到1.55億千瓦，翻了一番;光伏發電裝機由1943萬千瓦增長到1.02億千瓦，約增長4.3倍。同時，價格引導帶動新能源全產業高速發展，國內風電企業新增裝機占全球產量的40%以上，光伏組件產量在全球總產量中占比約70%。此外，僅風電、光伏兩個產業就提供就業崗位達146萬。

——根據技術進步，建立新能源電價退坡機制。在價格政策支持下，新能源產業駛入快車道，全產業鏈技術水平不斷提升。為營造健康有序發展的價格環境，根據新能源技術進步和工程造價降低情況，國家發展改革委研究建立新能源電價退坡機制。2016年底，實行光伏發電、陸上風電標桿上網電價退坡機制，較大幅度降低2017年新投產光伏電站標桿電價，適當降低2018年新投產陸上風電標桿電價。機制的建立，一方面促進發電項目合理布局，抑制投資沖動;另一方面激勵新能源企業提高技術水平，不斷降低生產成本，提升競爭力。自2009年以來，風電、光伏產業技術水平顯著提升，工程造價明顯下降，風電工程單位造價從2009年以前的每千瓦超過1萬元下降到目前的7500元左右，光伏發電工程單位造價從2013年以前的每千瓦超過1萬元下降到目前的6500元左右。

——維持分布式光伏發電補貼標準不降低。電力不能存儲，任何時刻，發電量需與用電量相匹配。因此，電源規劃、電網規劃需要統籌協調，有序發展。為鼓勵分布式發展，提高電能消納比例，國家發展改革委在2013年的光伏價格政策文件中明確，分布式光伏發電實行按照電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元，同時免收分布式光伏發電系統備用費、政府性基金附加。在2016年實施退坡機制時，沒有下調分布式發電項目的度電補貼標準，促進了分布式光伏的快速發展。2017年上半年，新建分布式光伏發電能力711萬千瓦，較去年同期增長2.9倍。

——支持探索新能源行業新興技術發展。風能、太陽能利用形式多樣，除了傳統的陸上風電、光伏發電外，海上風電、光熱發電也正處于規模化探索階段。為鼓勵新型技術發展，2014年，國家發展改革委出臺海上風電上網電價政策，明確2017年前投運的近海風電和潮間帶風電項目上網電價分別為每千瓦時0.85元和0.75元，同時鼓勵通過特許權招標等市場競爭方式確定海上風電項目開發業主和上網電價，以發現價格和促進技術進步。政策出臺后，市場反響積極，普遍認為價格水平適中，有利于吸引社會投資，助力啟動我國海上風電市場，進一步優化能源結構。2016年，出臺太陽能熱發電標桿上網電價政策，對列入國家能源局第一批示范項目的太陽能熱發電，實行每千瓦時1.15元的標桿上網電價。制定全國統一的太陽能熱發電標桿上網電價政策，對一定裝機規模進行價格支持，引導企業比選采用先進技術、開發優質光熱資源，既有利于對光熱發電產業適當規模發展的經濟性進行探索和試驗，支持友好型可再生能源健康發展;也有利于防止相關產業依賴高額補貼盲目擴張，盡可能降低全社會用電成本，提高電價附加資金補貼效率。

此外，積極支持沿海地區核電建設。沿海地區負荷集中、電力需求高，缺乏發展風電、光伏等清潔能源的條件，但部分地區具備發展核電的條件。2014年，國家發展改革委印發完善核電上網電價形成機制的政策，實現全國統一標桿電價，每千瓦時0.43元;同時規定在核電標桿電價低于所在地燃煤機組標桿上網電價的地區，對承擔核電技術引進、設備國產化任務的首臺或首批核電示范機組，其上網電價可在0.43元基礎上適當提高，鼓勵清潔能源技術創新。

一公開四明確煤電聯動價格機制更加公開透明可預期

我國發電機組中約70%為燃煤機組，發電成本中燃料成本占70%左右，煤價變化對電價影響較大。為理順煤電價格關系，促進煤炭與電力行業全面、協調、可持續發展，2004年，國家發展改革委改革了過去“一機一價”的定價辦法，實行了分省燃煤發電標桿電價政策，并建立了煤電價格聯動機制，以半年為周期，當周期內平均煤價變化幅度超過5%時，相應調整電價。同時，為減緩煤炭價格上漲對推高用電成本的影響，規定由發電企業內部消化30%的煤價上漲因素。