【深度】光伏并网电价下调能解产业顽疾吗？

三、光伏发电定价策略层面的问题及其原因

　　3.1、主要问题

今电价政策制定调整法律不完善，政策的稳定性不够，我国从2011年到2013年，两次调整降低了标杆电价，对企业的投资积极性产生了极大的影响。同时调整的依据、力度、时间节点等均是以国家发改委的一纸通知来确定，没有从法律和制度的层面确定明确的调整依据和规范程序，现行的调整制度，使得企业无法进行投资预期，对企业的正常经营往往会造成很大的冲击。

国家虽然制定了光伏发电等可再生能源全额收购办法，但由于没有配套的鼓励性措施和政府政策支持，规划的缺失，电力不能就地消纳，电网建设的滞后，电力无法远程送出，导致了西北地区弃光、弃风、弃水等现象的持续发生，造成了资源的极大浪费。目前在各级政府及电力监管机构共同努力下，只能基本做到保障性收购，全额收购至少在西北区域是短期内无法实现的，这对发电企业的经营效益造成了巨大影响。

3.2、原因分析

规制政策的滞后和不完善。现行的《电力法》和《价格法》实行了近20年，已远远不能满足现实情况的需要。如作为独立电力监管机构的国家电力监管委员会是在2002年才成立，2005年颁布的《电力监管条例》中，为了避免与其他现行的有关法律法规等上位法相抵触，为了更好的衔接，对电价监管只做了原则性规定，且没有配套的实施细则作支撑，在实践工作中缺乏具体的可操作性，在由全国人大及其常委会制定的法律中，没有任何法律层面的条文来支撑它开展电价监管工作。在电价监管方面，电监会一直作为一个弱势的监管机构尴尬的存在着。又如2005年出台了《可再生能源法》（2009年进行过修改），对各部门职责进行了规定，例如国家发改委的负责有关可再生能源项目审批、价格等职能等。

但没有任何一个部门能进行有效统筹、监管和协调关乎可再生能源发展的资源普查、规划发展等事项。而且有关政策制定和项目决策征求意见不充分，信息不透明，缺乏公开性，配套政策不完善等也是造成《可再生能源法》统一规制执行不力的原因。在《可再生能源法》规制中普遍存在责任不清，职能相互交叉的问题。各监管主体往往只看重对自身有利的方面、根据各自习惯和喜好进行管理，例如发改委偏重于用传统的项目审批方式来进行市场调节，对公共利益的考虑在某些时候有意无意的被放在了次要位置。《可再生能源法》条文原则性的规定比较普遍，在具体实践中不容易操作。同时价格调整的不稳定性和定价机制、测算过程的不透明性，导致国家发改委多次以一纸文件形式进行上网电价调整而广受业界垢病。

缺乏光伏电价规制政策的后评估制度。光伏电价规制政策绩效如何，电价规制部门、监管机构很少进行认真评估，即使是业内人士，也很少有人进行专门研究。除了原电监会每年定期主动发布有关监管报告，就电价政策执行情况进行披露，粗略的指出问题并提出监管意见外，几乎没有其他部门主动进行政策后评估并公布评估结果。电价政策的调整往往是社会环境、经济形势、改革压力、产业发展状况等原因集合促使电价规制部门开展相关工作，价格规制部门很少主动去调整规制政策。

从总体来说，我国对电价规制政策的效果、政策合理性、绩效等情况以及与相关政策的比较是否达到了预期目的，是否最大程度的保证了公共利益，是否存在继续调整的空间等等都缺乏相应的后评估制度，导致了公众知情权的缺失。同时因为光伏发电价格规制权力分散，规制主体责任不清，致使有关部门只要完成份内工作，在原则和实施过程中不出差错即可，具体细化的政策绩效评价基本都未纳入规制部门视线。《可再生能源法》也是如此，法律的执行缺乏明确的、规范化的报告评价制度和体系，整个社会公众对电价规制的知情权也得不到保证，同样不利于可再生能源电力的长远发展。

3.3、光伏发电价格规制体系层面的问题及其原因

　　（1）主要问题

●上网电价的定价机制方面存在不合理性，单一的固定电价制度往往不能及时反映实际的情况，电价的调整往往滞后于发展情况，造成政府财政补贴浪费。

●不同地区上网电价一刀切现象严重，即使目前的固定电价制度，对全国的光照资源划区不尽合理，资源分区过于粗放，没有统筹仔细考虑光照强度和光照时间、投资成本之间的关联度，没有形成合理有效价差体系。对企业而言，也未能形成合理的投入与产出比。

●补贴缺乏地区针对性，对于以水电为主的地区（例如青海）电网企业来说，以当地火电标杆电价为基准进行电价超出部分的价格补贴，导致政府补贴的不足部分需要电网企业负担，严重影响了电网企业的利益和经营效益，导致其不愿意或寻找各种理由规避、故意拖延收购可再生能源。

（2）原因分析

电价规制政策的制定粗放单一，针对性不足。目前中国对风电、光伏等可再生能源的上网电价制定了类似的电价规制政策。都是先开展特许招标竞价上网，后又试行固定电价（标杆电价）政策。光伏发电上网电价政策也一样，最初实行的是特许权招标定价（2009年前），随后以2011年12月31日并网发电的时间节点为界，制定全国统一的光伏发电标杆上网电价。2013年8月26日，国家发改委再次对太阳能光伏上网标杆电价进行了调整，将全国分为三类太阳能资源区，分区制定相应的光伏电站上网标杆电价。截至目前，不仅风电、光伏发电，而且潮汐能发电和地热能发电项目等可再生能源发电全部实行了固定电价政策。

但是，固定电价规定依然比较粗放，没有考虑各省实际情况进行分省制定，补贴政策的一刀切，结果就对不同的地区产生不同的影响，有些甚至是导致电网企业比较大的亏损问题出现，以青海省为例，国家目前对当地光伏发电试行固定电价，上网电价以1元/千瓦时为例，以当地火电标杆电价为标准，对超出部分电价向电网企业进行补贴，当地火电标杆电价（含脱硫电价）为0.354元/千瓦时，即每电网企业每收购一度太阳能电力，国家就给电网企业补贴0.655元，从这个角度看，无论电网企业收购可再生能源还是火电，均没有任何损失，但是青海省却是以水电为主的省份，其黄河上游拉西瓦、积石峡、公伯峡等几大水电站每度电的收购价格均0.23元，龙羊峡水电站的收购电价更低，但是光伏补贴却是以当地火电标杆电价为基础的，所以，电网企业每收购一度太阳能电力，就相当于自己要背负约0.12元的损失，2013年，青海省电力公司全年还是盈利的，但是，2014年由于太阳能发电的迅猛发展，法律要求的可再生能源全额收购，导致青海省电力公司全年亏损约3亿元。这给电网企业带来严重的经营困难，同时使电网企业不愿意大量的接纳太阳能等新能源。

单一的固定电价机制，使得在市场运行过程中，没有了就势调整的弹性，近几年光伏产业发展速度及规模超出了电价规制部门的预期，为了保证政策的稳定性，就丧失了灵活性，未能及时调整的价格规制政策，往往造成了盲目投资和资源浪费，同时也使可再生能源发展基金的补贴投向、额度出现了偏差。

配额制在我国也是刚刚引入可再生能源领域，目前还不完善，正在征求各方意见中，绿色电力还未深入人心，同时可交易的绿色证书政策还没有采用，发达国家的经验告诉我们配额制和可交易绿色证书政策能大力促进光伏发电产业发展。另外中国往往是以火力发电的标准为基础来制定其他能源电力价格的。实际上这对不同技术类型的可再生能源成本特性并补偿其超额成本并不具有参考性，并且会对光伏发电产业的技术进步和维护其自身利益带来负面影响。

责任编辑：solar_robot