國家發(fā)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(fā)改委發(fā)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(fā)展改革委通過建立健全清潔能源發(fā)電價格機制、完

近日國家發(fā)改委發(fā)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(fā)展改革委通過建立健全清潔能源發(fā)電價格機制、完善煤電價格聯(lián)動機制、推動競爭性環(huán)節(jié)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(yè)，電力價格對行業(yè)發(fā)展具有重要的導向作用，是市場調節(jié)和資源配置的有效手段。通過電力價格政策引導，有利于優(yōu)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(huán)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(fā)展改革委通過建立健全清潔能源發(fā)電價格機制、完善煤電價格聯(lián)動機制、推動競爭性環(huán)節(jié)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(fā)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(fā)展風電、太陽能等清潔、可再生能源。黨的十八大以來，國家發(fā)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(yè)鏈迅猛發(fā)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(fā)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(yè)鏈的快速發(fā)展。風電、光伏發(fā)電裝機規(guī)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(fā)電標桿價格政策助力風電、光伏大發(fā)展。長期以來，我國上網側電力以燃煤發(fā)電為主。燃煤發(fā)電成本低，發(fā)電穩(wěn)定，可以參與調峰、調頻，滿足電力系統(tǒng)對安全穩(wěn)定運行的需求。但未經環(huán)保改造的燃煤發(fā)電污染重、排放高。風能、太陽能源于自然、清潔環(huán)保，取之不竭、用之不盡。為鼓勵新能源行業(yè)發(fā)展，根據資源、建設成本等綜合條件，結合技術發(fā)展水平，國家發(fā)展改革委分別于2009年、2013年出臺風電、光伏發(fā)電分資源區(qū)標桿價格政策，標桿電價高出燃煤發(fā)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(qū)的標桿電價，保障了風電、光伏企業(yè)的合理收益，調動了風電、光伏產業(yè)發(fā)展積極性，同時帶動全產業(yè)鏈發(fā)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(fā)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(yè)高速發(fā)展，國內風電企業(yè)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(yè)就提供就業(yè)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(yè)駛入快車道，全產業(yè)鏈技術水平不斷提升。為營造健康有序發(fā)展的價格環(huán)境，根據新能源技術進步和工程造價降低情況，國家發(fā)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(fā)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(fā)電項目合理布局，抑制投資沖動;另一方面激勵新能源企業(yè)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(yè)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(fā)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(fā)電補貼標準不降低。電力不能存儲，任何時刻，發(fā)電量需與用電量相匹配。因此，電源規(guī)劃、電網規(guī)劃需要統(tǒng)籌協(xié)調，有序發(fā)展。為鼓勵分布式發(fā)展，提高電能消納比例，國家發(fā)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(fā)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(fā)電系統(tǒng)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(fā)電項目的度電補貼標準，促進了分布式光伏的快速發(fā)展。2017年上半年，新建分布式光伏發(fā)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(yè)新興技術發(fā)展。風能、太陽能利用形式多樣，除了傳統(tǒng)的陸上風電、光伏發(fā)電外，海上風電、光熱發(fā)電也正處于規(guī)模化探索階段。為鼓勵新型技術發(fā)展，2014年，國家發(fā)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(fā)業(yè)主和上網電價，以發(fā)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(yōu)化能源結構。2016年，出臺太陽能熱發(fā)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(fā)電，實行每千瓦時1.15元的標桿上網電價。制定全國統(tǒng)一的太陽能熱發(fā)電標桿上網電價政策，對一定裝機規(guī)模進行價格支持，引導企業(yè)比選采用先進技術、開發(fā)優(yōu)質光熱資源，既有利于對光熱發(fā)電產業(yè)適當規(guī)模發(fā)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(fā)展;也有利于防止相關產業(yè)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(qū)核電建設。沿海地區(qū)負荷集中、電力需求高，缺乏發(fā)展風電、光伏等清潔能源的條件，但部分地區(qū)具備發(fā)展核電的條件。2014年，國家發(fā)展改革委印發(fā)完善核電上網電價形成機制的政策，實現全國統(tǒng)一標桿電價，每千瓦時0.43元;同時規(guī)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(qū)，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(chuàng)新。

一公開四明確煤電聯(lián)動價格機制更加公開透明可預期

我國發(fā)電機組中約70%為燃煤機組，發(fā)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(yè)全面、協(xié)調、可持續(xù)發(fā)展，2004年，國家發(fā)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(fā)電標桿電價政策，并建立了煤電價格聯(lián)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(guī)定由發(fā)電企業(yè)內部消化30%的煤價上漲因素。