3月19日，国家发改委价格司就2019年光伏电价政策征求意见当天，由《石油观察》主办的“CEW中国能源周——2019行业影响力年会”同步开启。会上，国家发改委能源研究所研究员、国家可再生能源中心政策研究部主任时璟丽带来了《新能源电价补贴政策方向》的主题分享，系统阐述了我国电力体制改革、电价机制变革的历程和方向。
会上，时璟丽研究员从我国电力定价机制演变、可再生能源电价机制和政策、陆上风电、光伏发电标杆电价补贴退坡机制、可再生能源发电费用补偿机制、机制变革驱动力及其方向等六个方面作了深入浅出的介绍和分析。
一、我国电力定价机制演变
时璟丽研究员介绍说，2015年，我国启动了新一轮电力体制改革，核心内容有六个方面：一、电价改革：单独核定输配电价，分步实现公益性外的发售价格由市场形成;二、电力交易机制改革：完善电力市场化交易机制;三、发用电计划改革：建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台;四、售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务;五、确保可再生能源发电依照规划保障性收购;六、开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制。
从电力体制改革的历程来看，我国电力定价机制演变主要分为四个阶段。第一阶段(1986-1995)：依项目按照还本付息定价—还本付 息成本+合理利润;第二阶段(1996-2004)：依项目进行经营期定价——经营期成本+合理利润;第三阶段(2004年后)：标杆电价— —经营期成本+合理利润，煤电实施煤电联动;第四阶段(2015年后)：标杆电价+ 新电改下的市场竞价、直接交易电价、启动电力现货市场。
二、可再生能源电价机制和政策
时璟丽研究员指出，在电价定价机制演变过程中，与新能源、可再生能源相关的是在第三、四阶段。第三阶段始于2004年国家开始实施发电侧标杆定价机制。2015年后的第四阶段属于多元化标杆定价阶段，涉及新电改下的市场竞价，直接交易的电价，以及即将启动的电力市场，多种模式组成了发电侧电价体系。
“我国可再生能源发电的定价机制，是在两个框架之下来确定的，一个就是发电侧总的电力定价原则，另外一个是从2006年实施的《可再生能源法》。为了支持可再生能源电力发展，法律规定了对可再生能源按照成本加成确定固定电价。具体来说，光伏发电采取的是标杆电价+定额补贴+招标电价的定价模式，风电主要是标杆电价+竞争配置电价模式。进入‘十三五’以来，一些相对成熟的风电和光伏发电成本下降比较迅速，最近几年以来对于风电和光伏发电实施了电价补贴水平退坡机制。”时璟丽说。
三、陆上风电、光伏发电标杆电价补贴退坡机制
时璟丽研究员指出，我国陆上风电和光伏发电标杆定价采取的分区定价机制，视各地区风、光资源分布情况并考虑工程建设费用而定。风电资源区分为四类，光伏资源区分为三类，标杆定价基准也因地而异。
电价水平确定依据成本加成确定。随着可再生能源的发展，标杆定价采取退坡机制，尤其是光伏发电电价退坡明显。
四、可再生能源发电费用补偿机制
对于可再生能源上网电价，目前政策执行是电网按照燃煤标杆定价，向可再生能源发电企业支付相应的购电费用，同时可再生能源电价和燃煤标杆电价之差由国家可再生能源发展基金提供补贴，基金资金来源为可再生能源电价附加。2006年最开始是1厘/千瓦时，经过5次调整之后，2016年电价附加的标准是0.019元/千瓦时。
从政策执行即2006年到2018年的13年情况来看，通过增收电价附加的模式，全国对可再生能源提供的电价补贴资金已超过了4000亿元。当然，可再生能源发电在过去的十几年实现飞速发展，所以补贴资金需求目前超过预期，到现在存在累计超过1000亿元的补贴资金缺口。
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