2013年8月31日，國家發改委出臺了《國家發展改革委關于調整可再生能源電價附加標準與環保電價有關事項的通知》（以下簡稱“通知”），通知涉及兩方面內容：可再生能源方面，上調了可再生能源電價附加標準；火電上網電價方面，提升了脫硝電價的補貼標準和新增了除塵電價的補貼標準。通知指出：（1）自今年9月25日起，將除居民生活和農業生產用電之外的其他用電可再生能源電價附加標準由每千瓦時0.8分錢提高到1.5分錢﹔（2）將燃煤發電企業脫硝電價補償標準由每千瓦時0.8分錢提高到1分錢﹔對煙塵排放濃度低于30毫克/立方米（重點地區20毫克/立方米）的燃煤發電企業實行每千瓦時0.2分錢的電價補償。
此舉將暫時填補可再生能源發展的資金缺口，在一定程度上促進可再生能源的有序健康發展。但在用電需求并不旺盛的前提下，每年征收金額增長有限；加之，未來兩年可再生能源裝機依然保持較快增長，預計2015年征收標準將不能滿足補貼需求，未來解決可再生能源發展的最有效的途徑還是降低發電成本，實現平價上網。環保電價中包含了脫硫電價、脫硝電價和除塵電價，火電上網電價進一步完善，有利于調動火電企業節能減排的積極性，預計未來脫硝及除塵設施的安裝將加速。
2013年8月31日，國家發改委出臺了《國家發展改革委關于調整可再生能源電價附加標準與環保電價有關事項的通知》（以下簡稱“通知”），通知涉及兩方面內容：可再生能源方面，上調了可再生能源電價附加標準；火電上網電價方面，提升了脫硝電價的補貼標準和新增了除塵電價的補貼標準。通知指出：（1）自今年9月25日起，將除居民生活和農業生產用電之外的其他用電可再生能源電價附加標準由每千瓦時0.8分錢提高到1.5分錢﹔（2）將燃煤發電企業脫硝電價補償標準由每千瓦時0.8分錢提高到1分錢﹔對煙塵排放濃度低于30毫克/立方米（重點地區20毫克/立方米）的燃煤發電企業實行每千瓦時0.2分錢的電價補償。
可再生能源電價附加征收標準的提升，將填補近幾年可再生能源發展的資金缺口，但其補貼只供一時之需，不能作為清潔電源發展的長久之計
2006年通過的《可再生能源法》規定，電網企業按照中標價格收購風電、光電等可再生能源，超出常規火電上網標桿價格的部分，附加在銷售電價中分攤。可再生能源電價附加的征收標準最初為0.1分/千瓦時，2009年11月起調至0.4分/千瓦時，2012年的《可再生能源發展基金征收使用管理暫行辦法》又將標準上調至0.8分/千瓦時。隨著可再生能源的迅速發展，原有的征收標準已經不能覆蓋可再生能源發展的資金缺口，國家為促進可再生清潔電源的發展，2013年9月將實行1.5分/千瓦時的征收標準。
可再生能源電價附加征收的金額用于以下三種情況：（1）可再生能源發電項目上網電量的補助標準，根據可再生能源上網電價、脫硫燃煤機組標桿電價等因素確定。（2）專為可再生能源發電項目接入電網系統而發生的工程投資和運行維護費用，按上網電量給予適當補助，補助標準為：50公里以內每千瓦時1分錢，50-100公里每千瓦時2分錢，100公里及以上每千瓦時3分錢。（3）國家投資或者補貼建設的公共可再生能源獨立電力系統的銷售電價，執行同一地區分類銷售電價，其合理的運行和管理費用超出銷售電價的部分，通過可再生能源電價附加給予適當補助，補助標準暫定為每千瓦每年0.4萬元。其中，補助金額占比最大的是第一種情況。
具體來看，1.5分/千瓦時的征收標準對可再生清潔電源的支撐力度有多大？中債資信基于以下假設進行估測：（1）全國用電量增速保守估計每年為5%，其中農業用電及居民用電增速也為5%；（2）可再生電源標桿電價為0.4元/千瓦時，多出的部分需要國家補貼，其中風電上網電價按照區域裝機占比及上網電價綜合測算；（3）可再生電源裝機以國家最新的各電源規劃順利完成目標，發電利用小時數以2012年各電源的發電利用小時數為基準。
近幾年可再生能源裝機增長迅速，從2010年開始，征收金額不能覆蓋補貼金額，出現補貼資金缺口。其中，2011年資金缺口為46.10億元；2012年上調征收標準后，暫時緩解可再生能源補貼之需。受2012年可再生能源裝機大幅增加影響（太陽能裝機增速為151.52%，生物質裝機增速為81.82%），預計2013年其發電量迅速增加，即使9月份開始按照新的標準征收，但全年看，可再生能源補貼仍將存在30億元左右的資金缺口。預計2014年，可再生能源電價附加征收金額約為700億元，較以前年度標準高出約350億元，能覆蓋補貼需求。2015年作為“十二五”的結點，按照各可再生能源的規劃，預計風電裝機將為1億千瓦、太陽能發電裝機為3，500萬千瓦、生物質發電裝機為1，300萬千瓦，其發電量也迅猛增加，預計三者所需補貼合計約為747億元，其征收金額又將不能完全覆蓋補貼需求。
需要指出的是，表1的測算只針對第一種情況的補貼，實際的資金缺口要比表1測算結果大。整體看，近幾年可再生能源裝機規模大幅增長，所需補貼資金規模增長迅速。國家逐步提高可再生能源電價附加征收標準，但征收金額只能填補一時之需。可再生能源的發展僅靠國家補貼不是最終出路，其必須在成本端降低建造成本，使其發電成本與主流電源相契合，上網電價達到標桿電價，與主流電源平價上網。只有這樣，可再生電源的發展才具有可持續性。
脫硝電價補貼標準的上調和除塵電價補貼標準的新增，進一步完善了火電上網電價的組成結構脫硫、脫硝和除塵是完成全國“十二五”減排目標和落實“大氣十條”的重要保障。截至2012年底，有250臺（9，670萬千瓦）火電機組建設脫硝設施，脫硝機組總裝機容量達到2.26億千瓦，占火電裝機容量的比例從2011年的16.9%提高到27.6%；新投運脫硫機組裝機容量4，725萬千瓦；289臺1.27億千瓦現役機組拆除脫硫設施煙氣旁路，綜合脫硫效率從85%提高到90%以上。剩余的72.4%的火電機組要在2015年之前完成脫硝改造。對于火電企業，安裝脫硝設施無疑是增大了其發電成本，近兩年國家也新增了脫硝電價補貼。
2011年11月，發改委出臺燃煤發電機組試行脫硝電價政策，對14個省（區、市）符合國家政策要求的燃煤發電機組，上網電價在現行基礎上每千瓦時加價8厘錢，用于補償企業脫硝成本。2012年底，發改委下發了《關于擴大脫硝電價政策試點范圍有關問題的通知》：自2013年1月1日起，將脫硝電價試點范圍擴大為全國所有燃煤發電機組，脫硝電價標準為每千瓦時8厘錢。但安裝脫硝裝置給火電企業帶來的發電成本的增加普遍超過國家的補貼。
新建機組增加的脫硝設施帶來的發電成本在1分錢/千瓦時左右，其中百萬千瓦超臨界機組成本增加約為0.8分/千瓦時，國家補貼能夠覆蓋其成本；但是對于大部分在役機組來說，安裝脫硝設施并不僅僅只是簡單的脫硝改造，可能會伴隨著更換其他部件和提高機組其他性能的改變，因此其成本增加較多，一般維持在1.2~1.5分/千瓦時，國家補貼不能覆蓋其成本增加。因此，火電企業缺乏脫硝設施改造的積極性，2013年5月14日，環保部公布的《“十二五”主要污染物總量減排目標責任書》曝光了多家電力企業脫硝改造不達標以及監測數據弄虛作假的問題。此次國家將脫硝電價補貼由0.8分/千瓦時上升到1分/千瓦時，在一定程度上緩解了火電企業對現役機組進行脫硝改造的成本壓力。且隨著脫硝技術的進步，脫硝設施成本或將逐漸減少。未來國家脫硝補貼電價有望覆蓋火電機組的脫硝成本。
此外，國家新增除塵電價，對煙塵排放濃度低于30毫克/立方米（重點地區20毫克/立方米）的燃煤發電企業實行每千瓦時0.2分錢的電價補償。近兩年，國內多地出現了較為嚴重的霧霾天氣，2013年環保部召開“京津冀及周邊地區重污染天氣應對工作會議”，進一步強調了大氣治理的必要性，且將PM2.5與地方政績掛鉤，凸顯了國家對節能減排的重視。
這次電價調整，進一步優化了火電上網電價的組成結構，新增了除塵電價補償，提高了脫硝電價標準。再加上已有的脫硫電價，在火電上網電價中已初步形成了較為完整的環保電價體系。此次的電價調整將對我國大氣環境質量的改善產生積極作用。
|
