光伏补贴从哪儿来？电价补贴又有哪些机制？

三、可再生能源补贴电价发展趋势

3.1、调峰电价

由于新能源电力具有随机性、不可控的特点，需要电网具备一定的可调容量，目前对于国内各省，其网内均存在一定可再生能源的调峰能力，如能提出合理的系统备用电源比例及系统调峰整体解决方案，适时推出调峰电价优惠政策。将合理补偿传统能源因调峰产生的损失；充分利用电网的调峰能力，减少可再生能源的储能的二次投资浪费。

因此，用于可再生能源的调峰电厂的有明确的调峰电价补贴时，国内的各类的电站将不再依靠行政指令，而根据其机组的特性，选择性的为可再生能源调峰。从而减少可再生能源的弃光、弃风等现象。

在撰写本文过程中，国家发改委国家发展改革委办公厅关于开展可再生能源就近消纳试点的通知（发改办运行[2015]2554号）中“三（一）节中的可再生能源在局域电网就近消纳”中明确提到：

在可再生能源富集地区，一方面积极加强输电通道和配电网建设，促进可再生能源外送，扩大消纳范围；另一方面以可再生能源为主、传统能源调峰配合形成局域电网，减少外送线路建设需求，探索在试点地区局域电网内考虑输电距离因素测算确定输配电价，积极承接东部产业转移，促进可再生能源积极消纳的良性循环。通过企业自备燃煤火电机组公平承担社会责任，履行调峰义务，参与交易，提高调峰能力，加大可再生能源就近消纳力度。

 在“三（三）节中可再生能源有限发电权”中明确：

通过建立优先发电权，提出可再生能源发电的年度安排原则，实施优先发电权交易，并在调度中落实，努力实现规划内的可再生能源全额保障性收购。建立利益补偿机制，鼓励燃煤发电对可再生能源发电进行调节。

在三（四）节中其他鼓励可再生能源消纳的运行机制中再次明确：

鼓励对燃煤机组进行技术改造、对热电联产机组加装蓄热器，实施深度调峰，提高电网可再生能源消纳能力。充分发挥抽水蓄能机组和储能设备的快速调峰能力，实施风光水储联合运行。建立有利于可再生能源消纳的风电、太阳能发电出力预测机制。建立提高可再生能源消纳的需求响应激励机制。

3.2、动态电价考核机制

无独有偶，国家能源局近期的《国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知》（国能新能[2015]358号）中明确提出“提升新能源管理水平，建立健全事中事后管理机制，规范可再生能源电价附加补助资金管理”。

该新平台的上线，将及时采集全国各可再生能源项目信息。可实现动态的对预期的电价补贴总量进行预估；动态预测各时段、各省份的补贴发放情况。其中“事中事后管理机制”，预计将首先对目前国内各地区的可再生能源的电价进行梳理，完成电价梳理后将评估各地区的风电、光伏 电价的真实成本。为将来补贴电价调整提供技术依据。

参考德国的实际案例，未来补贴电价的调整可能根据市场变化将越来越频繁。甚至将实现：资源类似地区统一电价，而非目前主要按照省份的定价模式；补贴电价将委托中介机构依据当年的资源情况，完成“一年一议”；实现项目开发商的退出机制。

3.3、电价补贴的上游转移

近年来，随着风电、光伏的标杆电价确定以及风电标杆电价下调。风电、光伏的项目开发商为追求企业本身利润的最大化，均采用设备的最低价中标方式进行招标。而风电、光伏的设备制造商迫于市场竞争压力，设备的价格不断下降。光伏组件、光伏逆变器 以2008年分别约35元/W、3元/W的价格降低至目前约3.5~4.0元/W、0.25~0.3元/W。

项目开发商在收益不断提高的情况，设备制造商压力倍增。部分设备制造商纷纷成为项目开发商，部分设备制造商的重心不再关注产品本身的质量、研发的投入，长此以往，将不利于我国新能源类产品、设备的行业发展。

另一方面，国内部分地区在新能源项目中向项目开发商收取1~2分/千瓦时的“资源费”，更是与国家的可再生能源电价补贴的初衷相悖。

如“可再生能源发电项目信息化管理”中包含风电、光伏主要设备的制造商信息，其将可根据电站实际运行容量实现源头的补贴，真正的实现目前“领跑者”政策的落实；促进新能源行业的健康发展。