可再生能源电价附加标准翻倍风电上网电价调整呼声渐起

　　近日，国家发改委宣布，从12月1日起修改可再生能源电价附加标准，将可再生能源电价附加标准由现行每千瓦时0.4分钱提高至0.8分钱。

填补资金缺口

　　据了解，为了促进可再生能源发展，我国《可再生能源法》规定，将在全国范围内分摊解决发展可再生能源发电的高成本。为此，我国政府在销售电价中设立了可再生能源电价附加，由省级电网企业收取，单独记账、专款专用，并在省级电网企业间实现费用分摊和资金的调配。

　　 “从2006年6月开始征收可再生能源电价附加开始，该标准已经经历四次调整，从最早的每千瓦时0.1分钱变为如今的0.8分钱。”时    丽如是说。她表示，从开始征收到2010年9月，我国一共发布了7次可再生能源电价补贴，到目前为止，补贴资金达220亿元。

　　目前，随着可再生能源发电的迅猛发展，通过可再生能源电价附加获得的资金，已无法满足可再生能源的补贴需求。电监会的数据显示，我国去年征收的可再生能源电价附加，仅能满足国内企业约70%的补贴资金需求。与此同时，相关资金调配时效性较差，经常存在半年乃至一年的迟滞。

　　由中国政府、世界银行、全球环境基金共同出版的《CRESP——可再生能源政策制定与实施总结报告》（以下简称“报告”）中披露，2010年，我国所需可再生能源电价附加费用总计147.8亿元，但当年所征收的可再生能源电价附加仅为102.7亿元，资金缺口达45亿元；2011年，我国所需可再生能源电价附加费用总计214.8亿元，今年所征收的可再生能源电价附加仅为115.4亿元，资金缺口进一步扩大到99.4亿元。

　　因此，在业内专家看来，此次可再生能源电价附加标准的上调，对于处于资金饥渴状态的可再生能源发电行业来说无疑是一个政策红包，确保了行业发展所需的资金保障，有利于进一步推动新能源产业的发展。

　　鉴于我国可再生能源的快速发展，报告同时建议以基金形式管理可再生能源电价附加。

    报告指出，单纯以可再生能源电价附加来补贴可再生能源发电高成本费用，存在较大资金缺口，需要一再上调补贴标准。但如果采取基金方式管理，除了电价附加外，还可以拓展多种资金渠道。报告提出，可以参照国际经验，国家财政每年为基金安排和提供一定数额的资金，也可以利用其他能源税费为基金注入资金，还可以扩大到接纳国内国际赠款、绿电自愿计划等渠道，为未来我国可再生能源发电的持续健康发展提供资金保障。

风电电价是否面临调整

　　在我国提高可再生能源电价附加标准的同时，风电的开发成本也在进一步降低。因此，业内有人提出，跟2009年制定风电上网电价时相比，风电开发成本已明显下降，再加上国家提高补贴标准，我国风电上网电价是否存在下调的空间。

　　随着技术进步，加上行业竞争日趋激烈，我国风电整机价格近年来出现连续下滑。“风电整机价格从2008年的6000元/千瓦左右，降到2009年的4500元/千瓦，再到2010年跌破4000元/千瓦，直至如今的3500元/千瓦，较三年前几乎腰斩。”时    丽如是说。

    然而，是否应该因此调整风电的上网电价，时    丽对此并不认同。在她看来，近期并不具备调整风电上网电价的条件。“目前，风电机组价格下降带来的利润空间正好与目前风电限电所带来的损失相抵消。”

　　由于我国风资源丰富的地区大多分布在三北地区（东北、华北、西北），因此，我国在开发风电之初就制定了在三北地区建设大的风电基地的政策，然而由于三北地区消纳能力有限，又处于电网末端，因此，随着我国风电基地建设的逐步推进，由此带来的风电并网消纳问题也日益突出。

　　“今年风电限电情况很严重，”时    丽坦言，“虽然全年的数据还没有出炉，但是从1-10月的数据来看，情况不容乐观。而这正好抵消了由于风电机组价格下降带来的利润空间。”

    对此，大唐新能源副总经理胡国栋表示认同，在他看来，“十二五”期间风电上网电价并不存在调低的空间。他表示，大唐在三北地区虽然还有大约5000万千瓦的待开发项目，但由于风电送出受阻，只能搁置，转而开发南方地区的低风速风场。但由于这些地区风速低、发电量较低，所以收益不会太高，如果调低电价，其收益率就难以保证。

　　但电监会价格与财务监管部副主任黄少中对于风电上网电价调整尚存一些希望，他表示，风电上网电价标准在“十二五”期间内原则上是不变的，但是不排除在2013年开始降低。