能源基金会支持项目 G1602-24284 报告一 可再生能源电价改革方向分析 （终稿） 项目名称 电力体制改革框架下可再生能源电价及补贴形成机制 研究 项目来源 能源基金会 项目承担单位 国家发展改革委能源研究所 国网能源研究院 报告完成单位 国家发展改革委能源研究所 国家可再生能源中心 报告完成时间 2017 年 3 月 项目名称 电力体制改革框架下可再生能源电价及补贴形成机制研究 项目来源 能源基金会 项目指导单位国家发展改革委价格司 国家能源局新能源司 项目承担单位国家发展改革委能源研究所 国网能源研究院 项目负责人 时璟丽 李琼慧 主要研究人员陶 冶 高 虎 袁婧婷 王红芳 樊丽娟 杭 宇 郭晓雄 王彩霞 雷雪姣 李梓仟 报告一 可再生能源电价改革方向分析 完成单位 国家发展改革委能源研究所，国家可再生能源中心 执笔人 时璟丽 陶 冶 高 虎 报告二 可再生能源参与电力市场模式研究 完成单位 国网能源研究院新能源所 执笔人 雷雪姣 王彩霞 李琼慧 李梓仟 报告三 电力体制改革框架下可再生能源电价补贴形成机制研究 完成单位 国家发展改革委能源研究所，国家可再生能源中心 执笔人 时璟丽 高 虎 王红芳 袁婧婷 樊丽娟 杭 宇 郭晓雄 “ 目 录 一、研究背景 1 （一）可再生能源电力已处于规模化发展阶段. 1 （二）新形势下可再生能源电价和补贴机制面临多重问题. 1 （三）电力体制改革对可再生能源电价补贴机制调整提出新要求. 2 二、现行可再生能源电价补贴机制 3 （一）固定电价政策原则和内涵. 3 （二）标杆电价水平调整. 4 （三）费用补偿政策原则和内涵. 6 （四）费用补偿政策调整. 7 三、可再生能源电价补贴政策实施效果 8 （一）风电. 9 （二）光伏发电. 11 （三）生物质发电. 12 四、可再生能源电价补贴机制面临的问题 13 （一）标杆电价水平调整 13 （二）补贴资金缺口 17 （三）补贴资金管理模式 22 五、电力体制改革对可再生能源电价补贴机制的新要求和发展方向 24 （一）输配电价改革 24 （二）计划电量机制改革 25 （三）放开发电和用电电价，由市场形成电价 26 （四）直接交易机制 27 ““ 一、研究背景 （一）可再生能源电力已处于规模化发展阶段 2006 年可再生能源法实施后，我国可再生能源在系统性的法规政策支 持下快速发展，“ 十二五” 时期可再生能源进入规模化发展阶段，为实现 2015 、 2020 和 2030 年非化石能源在一次能源中的占比目标和今后更大规模发展打下了 良好基础。 尤其突出的是以风电、 光伏发电为代表的可再生能源电力， 得益于有 效的电价和费用分摊政策， 我国风电、 光伏发电市场和产业规模均已位居世界第 一。 风电累计装机从 2010 年的 3131 万千瓦增加到 2015 年的 1.29 亿千瓦， 装机 占比从 3.3 增加到 8.6 ， 2016 年底达到 1.49 亿千瓦； 光伏发电累计装机从 2010 年的 30 万千瓦增加到 2015 年的 4318 万千瓦， 装机占比达到 2.8 ， 2016 年底超 过 7700 万千瓦； 生物质能发电平稳发展， 2015 年底装机达到 1031 万千瓦， 2016 年底超过 1200 万千瓦，电量贡献和占比不断提升。可再生能源电力已经进入到 大规模增量替代、 区域性存量替代阶段， 成为推动能源生产和消费革命的重要途 径， 是实现由化石能源为主的能源体系向清洁低碳能源体系转变的核心和不可或 缺的手段。 “ 十三五” 是我国实现全面建成小康社会奋斗目标、 全面深化改革、 加快转变 经济发展方式、 建设生态文明和推进能源转型的关键时期。 虽然可再生能源发展 在过去十年内取得了长足进步， 但随着应用规模的不断扩大， 可再 生能源电力在 发展空间、电力系统融入、技术创新、政策保障等方面面临愈加严峻的挑战。 （二）新形势下可再生能源电价和补贴机制面临多重问题 在价格和补贴政策方面， 新形势下我国可再生能源电价补贴机制面临多重问 题和挑战。2006 年我国建立了支持可再生能源电力发展的固定电价和费用分摊 制度，其后，陆续颁布了陆上风电、光伏发电、生物质发电（农林剩余物发电、 垃圾发电、沼气发电） 、海上风电、光热发电上网标杆电价以及分布式光伏发电 的度电补贴政策，并依据各类可再生能源技术发展形势进行相应的调整。此外， 2011 年底设立了可再生能源发展基金， 在全国范围内征收可再生能源电价附加， 用于可再生能源电价补贴和接网费用以及独立可再生能源运行费用补贴。 电价和 费用分摊政策的实施， 一方面有效推动了风电、 光伏发电等可再生能源发电成本 的下降，另一方面随着风电、光伏发电等可再生能源装机和发电量的迅速增加， 可再生能源电价补贴资金需求不断增高， 根据初步测算， 按照可再生能源相关规 划中提出的风电、 光伏发电、 生物质发电发展规模， 考虑目前的煤电 标杆电价水 平不变以及风光等可再生能源电价不断降低 ，2020 年当年可再生能源电价补贴 需求将达到 1700 亿元以上。由于电价补贴来源目前仅有可再生能源电价附加这 一唯一渠道，虽然电价附加标准已经在 2015 年底调整到 1.9 分/ 千瓦时，但仍存 在较大缺口，财政部估算到 2016 年底，可再生能源发展基金收入与电价补贴需 求之间累计存在约 520 亿元的资金缺口。 如保持现有政策不变， 未来缺口还将增 大。 当前我国实行的标杆电价定价机制仅仅是反映了煤电、 风光等各类电源的直 接成本， 未能考虑化石能源的外部成本或者可再生能源的外部资源环境生态效益， 这就导致风电、光伏发电的直接表观成本显著高于煤电，在经营期价格模式下， 可再生能源标杆电价水平也显著高于煤电。 尤其是 2014-2015 年， 由于国内外化 石能源价格持续走低， 我国连续几次调低了煤电标杆电价， 虽然风电、 光伏发电 等可再生能源发电成本和电价有不同水平的下降，但由于煤电价格的显著下降， 光伏发电的度电补贴水平下降有限， 风电的度电补贴水平不降反升， 煤电价格不 反映其外部成本， 显著降低了可再生能源的经济性和竞争力， 同时也是造成可再 生能源电价补贴资金需求飙升的主要缘由之一。 从促进可再生能源长期持续健康 发展角度， 需要在价格方面为其发展提供保障， 或是通过将化石能源外部性成本 以资源、 环境、 碳等税费形式外部化， 提升化石能 源的成本， 或是将可再生能源 的外部效益反映出来，对可再生能源予以持续的合适的经济政策支持。 （三） 电力体制改革对可再生能源电价补贴机制调整提出新 要求 2015 年 3 月， 我国政府颁布了 关于进一步深化电力体制改革的若干意见 ， 同年 11 月又颁布了 6 个电改配套文件， 2016 年全国在多个地区陆续成立了电力 交易中心， 电改的重点之一是推进电价改革， 理顺电价形成机制， 主要包括输配 独立和单独电价核算、公益性外的发售价格由市场形成、推进发用电计划改革、 电量逐步转向市场化交易 （发售直接交易、 长期交易、 跨区交易） 并形成市场化 交易电价等。电力体制改革对可再生能源和电价补贴机制创新又提出了新要求， 从改革方向看， 未来可再生能源需要全部参与电力市场， 可再生能源价格形成机 制一方面可以以市场化为目标进行相应的调整、 变革， 另一方面也可以成为电价 改革的先头示范。 因此， 以电力体制改革框架为平台， 借鉴国际经验， 研究促进 我国可再生能源电力发展的、 以市场化为基础的可再生能源电价和补贴新机制既 有长远意义，也是现实迫切需要。 报告一的第二部分主要总结了可再生能源标杆电价政策和补贴政策发展历 程以及电价补贴水平； 第三部分分析了电价补贴政策对可再生能源发展起到的积 极作用； 第四部分分技术类别、 分地区、 分年度对 2016-2020 年可再生能源电价 补贴资金需求以及现有政策下资金缺口进行了测算， 并根据可再生能源发展情况 和电力体制改革形势要求， 着重剖析现有可再生能源电价机制在标杆水平调整方 面存在的问题， 以及可再生能源补贴管理方面存在的问题； 第五部分分析了电价 改革框架下可再生能源电价机制面临的任务以及发展方向。 二、 现行可再生能源电价补贴机制 2006 年我国开始实施 可再生能源法 ， 确立以 固定电价和费用分摊制度支 持可再生能源发电发展的机制。 其后， 陆续颁布了陆上风电、 光伏发电、 生物质 发电 （ 农林剩余物发电、 垃圾发电、 沼气发电） 、 海上风电 、 光热发电 标杆电价， 确定了分布式光伏发电补贴标准， 并依据各类可再生能源技术发展形势对电价和 补贴标准进行相应的调整， 有效促进可再生能源发电市场的规模化发展。 到 2016 年底，我国风电、光伏发电、生物质发电并网累计装机分别达到 1.49 亿千瓦、 7742 万千瓦和 1214 万千瓦， 2016 年风电、 光伏 发电、 生物质 发电电量分别达到 2410 亿、662 亿、647 亿千瓦时， 合计 占当年全社会用电量的 6.3 。 可再生能源 发电已成为新增电源和电量中不可忽视的组成部分。 （一）固定电价政策原则和内涵 我国对可再生能源发电实施固定上网电价制度， 其基本原则源自 可再生能 源法 ，规定 （1 ） 可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根 据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况， 按照有利于促进可再生能 源开发利用和经济合理的原则确定； （2） 根据可再生能源开发利用技术的发展适 时调整可再生能源发电项目的上网电价；（ 3） 实行招标的可再生能源发电项目的 上网电价， 按照中标确定的价格执行， 但是不得高于依照前款规定确定的同类可 再生能源发电项目的上网电价水平。 在国家发展改革委出台的多项可再生能源电价文件中， 遵循并重申了上述原 则。 但在 2015 年 12 月国家发展改革委颁布的 关于完善陆上风电光伏发电上网 标杆电价政策的通知中，增加了一项原则，即对于陆上风电、光伏发电/ 光 伏电站等技术成熟、 发展规模大的可再生能源技术， 实施上网标杆电价随发展规 模逐步降低的价格政策。 （二）标杆电价水平调整 随着电力供求关系和电力管理体制的变化， 我国电力价格形成机制经历了几 次调整，2003 年颁布了 电价改革方案 ， 其后， 在发电端陆续出台了煤电标杆 电价政策和煤电价格联动机制， 制定了脱硫、 脱硝、 除尘等环保电价以及核电和 各类可再生能源标杆电价。 目前实施标杆电价政策的可再生能源有陆上风电、 海上风电、 光伏发电、 农 林剩余物发电、 垃圾发电、 沼气发电 、 光热发电 （见图 2-1，表 2-1、表 2-2、表 2-3 ） ， 此外， 对分布式光伏发电也实施了基于销售电价和煤电 标杆电价的度电补 贴政策。 可以看出， 在目前尚未将化石能源的外部环境成本纳入电价体系的情况 下， 可再生能源发电成本和电价水平普遍高于煤电电价 ， 尤其是 2014-2015 年几 次较大幅度降低煤电标杆电价， 其中的三次调整使煤电标杆电价水平普遍下降了 0.05 元/ 千瓦时左右，更增大了可再生能源标杆电价和煤电标杆电价 的差距。 可再生能源标杆电价水平较高的原因与我国对于各类电源的价格形成机制 直接相关， 目前主要采用经营期定价 方式， 即对于某一发电技术， 在经营期内考 虑同类项目的社会平均先进水平成本， 依“ 经营期成本 税金 合理利润” 来确定电 价水平， 合理利润通过明确的投资收益率水平确定。 但是， 在考虑成本时， 现行 ’ 的可再生能源标杆电价和煤电标杆电价仅仅是反映了各类电源的直接成本， 未能 考虑化石能源的在资源环境生态等方面的外部成本或者可再生能源的外部效益， 这就导致风电、光伏发电的直接表观成本显著高于煤电，在经营期价格模式下， 可再生能源标杆电价水平也显著高于煤电。 图 2-1 2016 年主要电源电价水平 （资料来源根据国家发展改革委网站公布的可再生能源电价文件整理 ） 表 2-1 风电标杆电价 资源区 标杆电价（元/千瓦时） 地区 2009- 2014 2015 2016- 2017 2018 Ⅰ 类 0.51 0.49 0.47 0.40 内蒙古自治区除赤峰市、 通辽市、 兴安盟、 呼伦贝 尔市以外其它地区；新疆维吾尔自治区乌鲁木齐 市、 伊犁哈萨克族自治州、 克拉玛依市、 石河子市 Ⅱ 类 0.54 0.52 0.50 0.45 河北省张家口市、承德市；内蒙古自治区赤峰市、 通辽市、 兴安盟、 呼伦贝尔市； 甘肃省张掖市、 嘉 峪关市、酒泉市 Ⅲ 类 0.58 0.56 0.54 0.49 吉林省白城市、 松原市； 黑龙江省鸡西市、 双鸭山 市、七台河市、绥化市、伊春市，大兴安岭地区； 甘肃省除张掖市、 嘉峪关市、 酒泉市以外其它地区； 新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市、 伊利哈萨克族自 治州、 （昌吉回族自治州） 、 克拉玛依市、 石河子市 以外其它地区；宁夏回族自治区 Ⅳ 类 0.61 0.61 0.60 0.57 除Ⅰ 类、Ⅱ 类、Ⅲ 类资源区以外的其他地区 （ 资料来源根据国家发展改革委网站公布的电价文件整理 ） 表 2-2 光伏发电标杆电价 资源区 标杆电价（元/千瓦时） 地区 2011 2012- 2013 2013- 2015 2016 2017 Ⅰ 类 1.15 1 0.9 0.80 0.65 宁夏，青海海西，甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、 敦煌、金昌，新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依， 内蒙古除赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔以外地区 Ⅱ 类 0.95 0.88 0.75 北京， 天津， 黑龙江， 吉林， 辽宁， 四川， 云南， 内 蒙古赤峰、 通辽、 兴安盟、 呼伦贝尔， 河北承德、 张 家口、 唐山、 秦皇岛， 山西大同、 朔州、 忻州， 陕西 榆林、延安，青海、甘肃、新疆除Ⅰ 类外其他地区 Ⅲ 类 1 0.98 0.85 除Ⅰ 、Ⅱ 类资源区以外的其他地区 （资料来源根据国家发展改革委网站公布的电价文件整理） 表 2-3 生物质发电标杆电价 类别 时间 电价 （元/千瓦时） 说明 农林剩余 物发电 2006 年 1 月-2007 年 6 月 0.50-0.689 各省（ 市 、区 ）不同， 在 2005 年煤 电标杆电价基础上0.25 元/千瓦时 2007 年 7 月-2010 年 6 月 0.60-0.789 各省（ 市 、区 ）不同， 在 2005 年煤 电标杆电价基础上0.35 元/千瓦时 2010 年 7 月至今 0.75 全国统一水平电价 沼气/ 生 物质气化 发电 2006 年 1 月-至今 0.50-0.689 各省（ 市 、区 ）不同， 在 2005 年煤 电标杆电价基础上0.25 元/千瓦时 垃圾发电 2006 年 1 月-2012 年 3 月 0.50-0.689 各省（ 市 、区 ）不同， 在 2005 年煤 电标杆电价基础上0.25 元/千瓦时 2012 年 4 月至今 0.65 全国统一水平电价，其中省（市、 区）需分摊电价补贴 0.1 元/千瓦时 （资料来源根据国家发展改革委网站公布的电价文件整理） （三）费用补偿政策原则和内涵 除了固定上网电价政策外， 可再生能源法中还明确提出对可再生能源发 电电价高出常规能源电价的部分给予费用补偿。 具体规定是 （1） 电网企业依照 本法规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用， 高于按照常规能源 发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额， 由在全国范围对销售电量征收可 再生能源电价附加补偿；（ 2） 电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接 网费用以及其他合理的相关费用， 可以计入电网企业输电成本， 并从销售电价中 回收；（ 3 ） 国家投资或者补贴建设的公共可再生能源独立电力系统的销售电价， 执行同一地区分类销售电价， 其合理的运行和管理费用超出销售电价的部分， 依 照本法规定补偿。 （四）费用补偿政策调整 根据现有政策， 可再生能源标杆电价与各地 煤电标杆电价 （含环保电价） 之 差由可再生能源发展基金提供电价补贴。可再生能源单位电量电价补贴的数值， 一是主要取决于可再生能源标杆电价水平， 二是受当地燃煤标杆电价水平变动的 影响。此外，可再生能源开发布局也会对全国单位电量平均补贴水平产生影响。 目前可再生能源发展基金提供的电价补贴仅有一项资金来源渠道， 即在全国 范围内征收可再生能源电价附加。可再生能源电价附加从 2006 年 6 月底开始征 收，征收标准最初为 1 厘/ 千瓦时，其后随着可再生能源发电发展规模的扩大， 电价附加标准也相应提升，经过五次调整，自 2016 年开始为 1.9 分/ 千瓦时，对 居民用户电价附加标准为 0-8 厘/ 千瓦时且各省（市、区）执行标准不同，对农 业生产用电和西藏用电予以免收。 2006-2011 年，国家发展改革委通过省（市、区）间可再生能源电价附加资 金调剂的方式，共发放 8 期电价补贴，累计补贴资金达到 339 亿元。2011 年底 可再生能源发展基金正式成立后，自 2012 年开始，可再生能源电价补贴由可再 生能源发展基金发放，2012-2015 年基金累计补贴额为 1543 亿元。2016 年可再 生能源发展基金收支数据尚未公布， 按照调整后的可再生能源电价附加水平以及 征收比例不变、 考虑全社会用电量增长情况 估算， 可再生能源发展基金可提供的 电价补贴资金约 690 亿元。 * 图 2-2 可再生能源电价附加标准调整以及补贴发放情况 （资料来源根据国家发展改革委和财政部网站公布的文件整理） 三、 可再生能源电价补贴政策实施效果 可再生能源标杆电价和费用分摊政策的实施， 极大 地推进我国可再生能源市 场规模化发展，并 进而带动风电、 光伏发电等可再生能源产业成为世界第一。 就 我国风电、 光伏发电、 生物质发电发展轨迹来说， 电价政策是基 石性的经济政策， 直接推动了国内可再生能源发电相关产业的全面发展， 风 光等非水可再生能源成 为实现 2015 年非化石能源在一次能源消费中占比 11.4的目标的重要力量 （2015 年风电、 光伏 发电、 生物 质发电在一次能源消费中的占比达到 2.02 ， 超过核电 1.2 的占比） ， 并为实现 2020 年和 2030 年非化石能源在一次能源消费中占比 15 和 20 的国家目标打下坚实基础。 图 3-1 可再生能源发电发展情况和“ 十三五” 预期 （资料来源国家发展改革委能源研究所） （一）风电 到 2015 年底， 我国 累计并网风电装机达到 1.29 亿千瓦，“ 十二五” 期间新增 装机近 1 亿千瓦， 无论是风电新增装机还是累计装机， 我国均 位居世界第一。 2015 年风电发电量超过 1800 亿千瓦时， 在全社会用电量中的占比达到 3.3 。 就分布 看，不考虑港澳台，全国 31 个省（市、区）均有风电场建设，且 2015 年底， 我国“ 三北” 以外地区的风电累计装机容量达到 2485 万千瓦。 2016 年， 我国新增并网风电装机 1930 万千瓦， 累计装机 1.49 亿千瓦。 从新 增装机分布看， 2016 年风电开发地域转移特征明显， 东中部和南方地区与“ 三北” 地区新增装机几乎相当， 主要原因一是低风速风机和风电场技术发展使东中部和 南方地区的风电开发潜力和经济性提升， 二是风电标杆电价调整幅度在各地区程 度不同从而影响了项目收益， 三是“ 三北” 地区并网消纳困境导致风电开发企业在 这些地区的投资意愿降低， 在部分省区风电项目已经缓建甚至停滞。 发电量方面， 2016 年我国风电上网电量 2410 亿千瓦时， 占全社会用电量的比例为 4.1 。 内蒙 古、 新疆、 河北、 云南、 山东、 甘肃、 山西、 宁夏和辽宁的上网电量均超过 100 亿千瓦时，部分省区风电上网电量占全社会用电量比重达到较高水平。 制造业方面，2006 后在国内风电市场带动下，风电设备制造业进入快速成 长期，研发设计和制造能力不断提升，企业规模迅速扩大。目前 20 余家企业已 经具备了兆瓦级风电机组设计和批量生产的能力，近 10 家企业开始了 5 兆瓦及 以上单机风电机组的研制。 全国已经形成完整的设备制造和配套零部件专业化产 业链，内资机组市场份额逐年增加，产品逐渐走向国际市场。2016 年，已有风 电机组下线并保持运营生产的企业为 26 家，相对于 2010 年前后 80 余家风机制 造企业， 风电产业整合基本完成， 集中度提高。 国内排名前五的整机制造企业分 别是金风科技、 联合动力、 明阳风电、 远景能源和 海装， 均进入全球前十，2015 年这 5 家整机制造企业占国内市场份额的 55 ，占全球市场份额的 29 。 , 图 3-2 2010-2016 年风电装机及其增速 （资料来源国家发展改革委能源研究所可再生能源电力发展信息简报第 19 期 ） 图 3-3 2016 年风电新增和累计装机 （ 数据来源国家能源局 ） 图 3-4 2010-2016 年风电上网电量和年等效利用小时数 （资料来源国家发展改革委能源研究所可再生能源电力发展信息简报第 19 期） （二）光伏发电 2006 年后， 在国际光伏 发电市场需求驱动下， 我国光伏产业凭借制造业和成 本优势迅速发展，产能和产量翻倍增加，2010 年后光伏制造业成长为产量世界 第一、 产业技术国际领先、 具有国际竞争力的战略性新兴产业， 且具有显著的价 格竞争优势。2011 年， 随着 国内光伏发电标杆电价的出台， 尤其是 2013 年调整 了光伏发电标杆电价政策和出台了分布式光伏发电度电补贴电价政策后， 国内光 伏发电市场迅速扩张， 2015 年新增光伏 发电装机 1513 万千瓦， 累计装机达到 4318 万千瓦，2011-2015 年均增速超过 100 。2015 年光伏发电上网电量达到 392 亿 千瓦时，占全社会用电量的比例为 0.7 。 2016 年， 受光伏发电标杆电价调整影响， 我国光伏发电装机增长迅猛， 全年 新增装机 3424 万千瓦， 其中集中式光伏发电新增装机 2998 万千瓦， 分布式光伏 发电新增装机 426 万千瓦。 到 2016 年底， 光伏发电累计装机 7742 万千瓦。 从装 机分布看，累计装机超过 300 万千瓦的省区有 11 个，超过 200 万千瓦的省区有 15 个。装机集中的西北五省区（新疆、甘肃、青海、宁夏和内蒙古）尽管增速 下降， 但仍是累计装机最为集中的区域， 合计占全国总装机的 44 ， 中东 部地区 的江苏、山东、浙江、安徽、河南和江西六省合计装机占全国累计装机的 28。 2016 年，全国光伏发电量 662 亿千瓦时，占 全社会用电量的比例为 1.1，其中 集中式光伏发电量 610 亿千瓦时，分布式光伏发电量 52 亿千瓦时。 国内光伏发电市场的发展成为光伏制造业产业整合调整的重要契机， 光伏制 造业产业升级， 在多种电池效率提升、 平衡部件技术进步、 系统集成技术创新等 方面取得了显著成绩 。 目前光伏设备制造产业链建设已基本完成，“ 晶硅材料、 制造装备、 应用市场三头在外” 的局面不复存在，2015 年国产多晶硅已占到国内 50 的市场份额， 并呈逐年增长的态势， 硅片、 光伏电池片和组件的产量位居世 界首位， 相关配套服务体系也逐步建立。 2015 年国内 16 家多晶硅企业产能达 19 万吨， 产量达 16.5 万吨， 产量占全球总产量的 48 。 硅片总产能约 6430 万千瓦， 产量为 4800 万千瓦， 产量全球占比达到 80 。 光伏电池片总产能约 5300 万千瓦， 产量为 4100 万千瓦，产量占全球总产量的 66 。国内 206 家光伏组件制造企业 的产能约 7100 万千瓦，产量 4580 万千瓦，产量占全球总产量的 69 。 图 3-5 2011-2016 年光伏发电累计装机及其增速 （ 资料来源国家发展改革委能源研究所可再生能源电力发展信息简报第 19 期 ） 图 3-6 2015-2016 年光伏发电装机分区域分布 （资料来源国家发展改革委能源研究所 ） （三）生物质发电 生物质发电包括利用农林剩余物或城市生活垃圾的直接燃烧发电， 以及以生 物质为原料进行气化或者产生沼气进行发电等。我国生物质发电市场自 2006 年 启动， 已有十余年， 农林剩余物和垃圾焚烧发电、 垃圾填埋气发电技术成熟， 装 备设计和制造能力已经基本能够满足产业发展需求， 应用规模稳步增长， 是目前 商品化生物质能最主要的应用形式。 “ 十一五” 是农林剩余物发电装机增长较快时 期，“ 十二五” 期间受原料收集及价格因素影响，农林剩余物装机增长规模有限， 但垃圾发电新增装机一直保持稳定的规模， 也是今后生物质发电装机主要增长领 域。2015 年全国生物质发电累计装机 1031 万千瓦， 其中， 农林 剩余物发电累计 装机 530 万千瓦， 垃圾焚烧发电 累计装机 468 万千瓦， 沼气和生物质气化等其他 发电累计装机 33 万千瓦。2015 年当年生物质发电量达到 527 亿千瓦时， 在全社 会用电量中的占比为 0.9 。 2016 年，我国生物质发电新增装机 182 万千瓦，与 2015 年基本持平，华东 和华北地区新增装机占比超过 55。分技术看，垃圾垃圾成为新增装机的主力， 新增 105.7 万千瓦， 农林生物质发电新增 74.6 万千瓦， 沼气发电新增 1.9 万千瓦。 截至 2016 年底， 生物质发电累计装机达到 1214 万千瓦， 其中农林生物质发电装 机 605 万千瓦， 垃圾发电装机 574 万千瓦， 沼气发电 35 万千瓦。2016 年， 全国 生物质发电量 647 亿千瓦时，在全社会用电量中的占比为 1.1 。 图 3-7 2013-2015 年生物质发电累计装机 （ 资料来源国家发展改革委能源研究所可再生能源电力发展信息简报第 19 期 ） 四、可再生能源电价补贴机制面临的问题 （一）标杆电价水平调整 在以标杆电价和费用分摊政策实现可再生能源市场迅速扩大、 可再生能源贡 献量在电力供应中占比不断提升的同时， 我国可再生能源技术不断进步， 并通过 技术创新和规模效益， 实现了可再生能源成本的较大幅度下降， 尤其突出的是光 伏发电和风电， 光伏发电投资 从 2010 年的 4 万元/ 千瓦左右， 降低到 2013 年的 1 万元/ 千瓦左右，再到 2016 年的 8000 元/ 千瓦以内，并且根据产业发展预期，到 2020 年光伏发电成本还可降低四分之一以上； 目前风电投资普遍在 8000 元/ 千瓦 以内， 较 2010 年的 9500-10000 元/ 千瓦的投资水平， 降低 15 以上， 到 2020 年 有望通过技术进步再使风电发电成本下降 15 以上。 尽管如此， 如果延续当前不 考虑煤电的环境等外部性成本的经济评价体系，可再生能源电价需求水平较高 、 补贴刚需的情况仍将在未来一段时间内存在。 图 4-1 2008-2016 年风电和光伏发电单位初始投资变化情况 （资料来源根据调研情况整理 ） 在标杆电价机制建立的十年中， 根据各类可再生能源发电成本变化情况， 我 国对可再生能源标杆电价水平也进行了相应的调整，具体见表 2-1、表 2-2、表 2-3 。同时不断完善标杆电价水平的确定原则，2006 年开始，可再生能源标杆电 价水平按照经营期定价， 对于风电、 光伏发电， 主要考虑不同地区风光资源情况 和建设成本。 在 2015 年 12 月国家发展改革委颁布 关于完善陆上风电光伏发电 上网标杆电价政策的通知 文件中， 又新增了一项原则， 即 标杆电价水平随发展 规模逐渐降低的原则（原文为“ 实行陆上风电、光伏发电（光伏电站）上网标杆 电价随发展规模逐步降低的价格政策” ） 。 从当前形势和近期需求看， 在可再生能源标杆电价机制不变的情况下， 标杆 电价水平的调整需要考虑的问题和面临的挑战主要在以下几点。 1、 电价水平调整难以及时反映可再生能源发电成本变化 根据可再生能源法 ，可再生能源标杆电价水平确定的原则是按照促进可 再生能源开发利用和经济合理的原则确定， 但 近年来部分可再生能源技术的发电 成本变化较大， 且难以提前预期， 典型的是光伏发电， 影响成本的因素多且变化 大， 并且由于国际国内政策和市场的 变化以及未来发展的不确定性， 多晶硅、 光 伏组件、 逆变器等主要部件和发电系统的价格也不能完全反映成本， 这一现象在 德国、 日本等国家也是普遍存在的 ， 并且也是今后电价水平调整的难题， 即电价 水平调整与成本变化难以很好衔接。 2、 电价水平调整 的 幅度大、 频次低导致可再生能源发电市场的大幅度 ’ 波动，不利于产业持续良性发展 相对于德国、英国等欧洲国家，我国可再生能源电价水平调整的频次较低， 且调整频次低又导致每次调整的幅度相对大，如风电在 2009 年确定四类地区标 杆电价后，仅在 2014 年底、2015 年底进行了两次调整（分别于 2015 年、2016 年实施）， 同时确定了 2018 年电价水平，2016 年底的电价调整文件则只是更改 了之前一年确定的 2018 年电价水平； 光伏发电 标杆电价于 2011 年确定， 在 2012 年、2013 年、2016、2017 年经历了四次调整，并且由于给予风电、光伏发电一 定时间段的缓冲期（一般为半年左右） ，造成风电、光伏项目开发企业赶政策末 班车现象。2015 年全国新增风电装机 3297 万千瓦，其中仅 12 月一个月新增装 机就达到 1541 万千瓦， 如果扣除 12 月的新增装机， 则 2015 年 1-11 月的新增装 机与“ 十二五” 期间风电年新增装机数量是相当的，自 2016 年 1 月风电新增装机 开始回归正常水平。2016 年 6 月，光伏发电市场也出现了政策末班车现象，6 月份当月新增装机达到 1134 万千瓦，7 月份装机也达到 510 万千瓦，自 8 月份 开始回归正常水平（见图 4-2） 。 图 4-2 分月度风电和光伏发电新增装机情况 （资料来源国家发展改革委能源研究所可再生能源电力发展信息简报第 1-21 期 ） 市场的骤起骤降传导至整个产业链，2016 年上半年，光伏制造业全线产品 供不应求， 质量无论优劣， 产品几乎全部可以售出， 多晶硅组件价格维持在 3.8-4.0 元/ 瓦的水平， 与 2014-2015 年水平持平， 光伏系统投资也维持在 8000 元/ 千瓦左 右； 下半年， 由于市场竞争激烈， 光伏产品价格迅速下降， 多晶硅组件价格在 9 月份达到 3.2 元/ 瓦，10 月份则普遍低至 3 元/ 瓦，业内估计已接近成本底限，光 伏系统投资下降到 7000-7500 元/ 千瓦。整个产业在短期内的剧烈变化对产业整 体发展弊端明显。 3、 相关政策执行不到位加大 了 电价水平调整难度， 影响了可再生能源 项目实际收益 一些可再生能源政策执行问题影响了可再生能源开发企业的实际收益， 造成 电价水平难以调整到位。 一是可再生能源限电问题。 随着可再生能源发电规模扩大， 在一些资源丰富 地区出现了集中的并网消纳困难和较高比例的限电问题。 特别是随着近期能源和 电力需求增长趋缓，可再生能源消纳问题集中爆发，如 2015 年甘肃、新疆等地 弃风、弃光率超过了 30，部分月份甚至超过了一半以上。2016 年弃风和弃光 的范围、 比例扩大， 问题更加突出， 全年弃风电量 497 亿千瓦时， 其中新疆、 甘 肃、 内蒙古弃风电量分别 137、124 、104 亿千瓦时， 弃风比例超过 30的省区有 甘肃、 新疆、 吉林， 弃风比例超过 5 的省区有 10 个。 从近两年的弃风、 弃光形 势看， 宏观背景是当前我国正处于经济转型、 电力供需形势不断缓和的新常态局 面， 深层次的原因是适应可再生能源特点的电力系统运行机制还没有建立， 特别 是通过电力市场机制调节各类发电电源在电力系统中角色的机制还没有建立。 可 再生能源全额保障性收购制度难以落实， 严重影响可再生能源发电 企业收益， 虽 然可再生能源电价水平调整不应考虑限电情况， 但在 实际操作中， 限电问题成为 阻碍电价下降或使电价下降难以到位的主要因素之一。 如， 蒙西 等风电一类资源 区， 无限电情况下年等效利用小时数均 值应至少为 2500， 根据 2016 年风电投资 和风电场运维成本水平，无限电情况下达到 8的资本金内部收益率的电价需求 为 0.40 元/ 千瓦时左右， 但 2016 年新投运项目的电价水平为 0.47 元/ 千瓦时或 0.49 元/ 千瓦时，电价实际是没有调整到位的。从风电实际运行 情况看，2016 蒙西电 网风电年等效利用小时数为 1938 ， 尚未达到可再生能源全额保障 性 收购小时数 的要求 （ 蒙西为 2000） 。 如果 按照年等效利用小时数 2000 测算， 则 0.47-0.49 元/ 千瓦时的电价水平与合理收益水平下的电价需求基本匹配。 图 4-3 2010-2016 年风电限电情况 （资料来源国家发展改革委能源研究所可再生能源电力发展信息简报第 19 期 ） 二是可再生能源补贴资金延迟问题。 可再生能源发展基金规模与补贴资金之 间存在的缺口， 造成了可再 生能源补贴资金发放普遍延迟。 据测算， 对于新建光 伏发电项目， 如 补贴资金拖欠时间为 2 年， 在第三年将拖欠资金补齐， 则电价需 求增加约 0.02-0.03 元/ 千瓦时，如拖欠时间为 3 年，在第四年将拖欠资金补齐， 电价需求增加约 0.04-0.06 元/ 千瓦时。 同限电问题一样， 虽然补贴资金延迟与电 价水平调整不应有直接关联，但也是电价水平调整实际操作中的阻碍因素。 三是土地、 税收、 金融政策问题。 目前可再生能源发电项目开发和运营过程 中， 土地政策的不明确和不规范、 土地税费标准不同加大了各地区的可再生能源 开发成本差距。 此外， 风电、 生物质发电的税收政策是明确的， 但光伏发电的增 值税 50 即征即退政策是存在有效期的政策 （参见财政部 2016 年 7 月颁布的 关 于继续实行光伏发电增值税政策的通知文件，规定 2016 年 1 月 1 日至 2018 年 12 月 31 日， 对纳税人销售自产的利用太阳能生产的电力产品， 实行增值税即 征即退 50 的政策） ，2018 年增值税优惠政策到期之后该政策能否持续存疑。 光 热发电则没有增值税优惠政策， 税收政策的不确定性一定程度上也影响了电价调 整的幅度。 金融、 并网等政策对可再生发电项目的实际成本也有较大的影响， 如 对于光伏发电， 如果贷款利率在目前的基础上降低一个百分点， 则对电价需求的 影响为 0.03-0.04 分/ 千瓦时。 （二）补贴资金缺口 可再生能源电价补贴资金存在缺口且未来可能持续增大， 进而影响可再生能 源产业持续发展是目前补贴政策面临的最大挑战。 尽管可再生能源电价附加征收 * 标准不断调整， 但一方面由于煤电成本外部性没有得以反映且煤电标杆电价持续 走低， 另一方面由于可再生能源发展规模增加较快， 可再生能源电价补贴资金仍 出现较大缺口， 造成电价补贴延迟发放的情况， 从而增加了可再生能源开发运营 企业的财务成本， 影响其自身的营利性， 并通过产业链传导， 对整个可再生能源 发电行业发展产生了一定的负面影响。根据财政部数据，截止 2016 年底，可