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(来源:能源研究俱乐部 ID:nyqbyj 作者:郑徐光)
“可再生能源发展遇到的最大瓶颈,就是补贴机制问题”
记者:作为组织并主持了《可再生能源法》研究起草工作的专家,您如何评价该法实施以来我国可再生能源发展的成就,以及该法所起的作用?
李俊峰:《可再生能源法》于2005年获表决通过,于2006年1月1日正式实施。可以看到,我国可再生能源经历了从2005年到2018年的产业化高速发展。2005年,我国风电、光伏发电装机合计130余万千瓦,约占全国总装机容量的0.2%。截至去年底,可再生能源装机突破7亿千瓦,其中,风电、光伏发电装机分别约1.84亿千瓦和1.75亿千瓦,合计占全国发电总装机近五分之一,而且并网装机量多年保持全球第一。十多年来,风电、光伏发电上下游产业链发展日渐成熟,产业化技术水平不断提升,发电成本大幅下降,产业体系逐步健全,产业竞争力占据全球前列。
我认为,《可再生能源法》是推动可再生能源发展的基础,它确立了可再生能源的法律地位、基本制度和政策框架,明确了政府和社会在可再生能源开发利用方面的责任和义务,对风电、光伏发电产业化发展起到了至关重要的引领和推动作用。它的一些基本原则不能变。
但是,可再生能源发展遇到了最大瓶颈,就是补贴机制问题。截至去年底,可再生能源补贴缺口累计超过1400亿元人民币。
“出现补贴拖欠,很大程度是政府相关主管部门没有认真履行征收义务,导致35%到40%的比例没有征收上来”
记者:为何会产生如此大规模的可再生能源补贴缺口?
李俊峰:首先明确,可再生能源补贴不是“补贴”,而是全社会电力用户为促进可再生能源发展承担的一份义务。按照《可再生能源法》第二十条,电网企业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,附加在销售电价中分摊。所以说,“可再生能源补贴给国家财政带来负担”的说法是不准确的,实际上,可再生能源补贴没有占用国家财政一分钱,而是来自全社会电力用户的可再生能源电价附加收入。
根据《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》,可再生能源电价附加在除西藏自治区以外的全国范围内,对各省、自治区、直辖市扣除农业生产用电(含农业排灌用电)后的销售电量征收。按照现在平均1.9分/千瓦时的征收标准,足以筹集支撑可再生能源发展的电价附加资金。出现补贴拖欠,很大程度是政府相关主管部门没有认真履行征收义务,导致35%到40%的比例没有征收上来。
这主要包括三部分:一是近一万亿千瓦时的居民生活用电量未征收,大约190亿元,二是自备电厂约一万亿千瓦时的自发自用电量未征收。这两项加起来约400亿元,跟当前一年的补贴资金缺口相当。按照可再生能源上述法律法规,这两项资金都应该征收。而征收部门自作主张,扣除居民生活用电电价附加;同时,由于执法力度不够,自发自用自备电厂的供电用户逃避缴费责任。三是垃圾焚烧发电不该补贴,却享受补贴,这接近一百亿元。垃圾发电是环保处置城乡垃圾、解决污染问题的一种措施,各地对垃圾发电进行补贴,使垃圾发电成了“香饽饽”,等于变相激励社会产生垃圾,加大了可再生能源发展补贴资金压力。而且,一个地区的垃圾处理成本凭什么由全国电力用户承担?无法律依据。地方财政可以补贴,但不能从可再生能源电价附加这笔钱走账。
“如果认为可再生能源电价附加入不敷出,可依法调高征收标准”
记者:现阶段,您认为应如何解决可再生能源补贴资金缺口?
李俊峰:开源节流并举。首先,对居民用电和自备电厂用电未收的电价附加征收上来。有舆论认为居民用电不能收。实际上,以一个居民家庭一年用电量2000千瓦时计算,对这部分电量征收1.9分/千瓦时的电价附加,一个家庭一年的电费负担增加不到40元,一般家庭可能也不会在意。而且,国家可以通过财政对贫困、低保家庭给予电费补贴。其次,如果认为可再生能源电价附加入不敷出,可依法调高征收标准。我国可再生能源电价附加的征收标准是从0.1分/千瓦时逐步提至目前的1.9分/千瓦时,仍可以继续提高。
有人认为,电价涨一分钱是天大的事情。近五年间,煤炭、石油价格从低谷价上涨约一倍,社会经济运行照常。只有电价没有升高,反而下降。2015年末,环渤海5500大卡动力煤价格指数下跌至370元/吨,之后回升,2017年达到700元/吨。有研究计算,煤价上涨平均推高电力价格0.1~0.15元/千瓦时,按最低值算,我国煤电约5万亿千瓦时,煤价推动整个社会成本增加5500亿元。再看油价,2014年下半年,国际油价进入下行周期,2015年布伦特油价低估时约35美元/桶,2018年油价反弹超过70美元/桶,按照我国全年6亿多吨(约43.2亿桶)石油消费量,石油价格上升约增加社会成本1500亿美元,约折合人民币1万亿元。
煤价的上升和油价的上升合计增加社会成本16000亿元,而可再生能源电价附加涨一分钱,增加社会负担400亿元,孰轻孰重?后者仅仅是前者的四十分之一。如果说为了保实体经济,煤炭、石油产业是实体经济,可以涨价,电力就不是实体经济,不能涨价吗?
更为重要的是,为了落实中央关于改善能源结构,减少煤炭消费,增加清洁能源使用的要求,为了更好履行中国在《巴黎协定》中的承诺,早日实现中国碳排放达峰,提高征收标准有充分的理由。
最后,推进技术不断进步,推进风电、光伏发电竞价上网,促进成本不断降低,逐步减少可再生能源发展对国家补贴的依赖。这一点正在积极推进,2019年新增的光伏和风电项目基本上不需要补贴了,可再生能源附加主要是解决历史欠账问题。
“政府要积极推动可再生能源发展,理顺电价机制,恢复可再生能源电价的基本属性”
记者:在您看来,如何促进可再生能源高质量发展,迎接其全面平价时代的到来?
李俊峰:第一,政府要积极推动可再生能源发展。国家发展改革委、国家能源局和财政部相关部门要充分协调、积极推进,落实好中央“改善能源结构,减少煤炭消费,增加清洁能源使用”的要求。政府积极推进与否,效果迥异。在2012年之前,国内光伏发展极其缓慢,2013年国家密集出台文件,认真促进国内光伏应用市场建设,光伏发电就出现了2015年至2017年连续三年大发展的好势头。风电在2016年、2017年连续两年新增装机量负增长,2018年,国家积极开展工作,新增风电装机增速由负增长转为正增长,2019年推动风电竞价上网,促进跨区消纳,提速海上风电发展,开创了风电发展的新局面,预示着今明年风电发展会有一个比较令人满意的结果。同时,政府在制定产业政策时要集思广益,在最大的范围内形成统一的意见。
第二,创新机制,促进高耗煤地区,特别是高耗煤经济发达地区消纳清洁能源。目前,山东、河南、河北、江苏、浙江、安徽等六省煤炭消费量接近15亿吨,煤电发电量占地区发电量的比重均在80%左右,同时,2017年,这六个省可再生能源的消纳水平远远低于全国平均水平,除了浙江水电比重略高,可再生能源电力消纳比重为19.3%,其余五省可再生能源电力消纳比重低于全国平均水平(26.5%)10个百分点以上,如果这六个省份可再生能源电力消纳比重达到全国平均水平,将增加约3000亿千瓦时的清洁电力消纳。要在政治上给这些地方施加压力,在技术上提供解决方案,从政策上形成约束机制,促进其承担更大的清洁能源消纳责任,不能让经济发达地区在清洁能源消纳问题上“掉队”。
第三,参照乌兰察布风电项目经验,充分发挥政府协调作用,推进风电、光伏发电竞价上网和跨区消纳。去年底,内蒙古乌兰察布风电基地一期600万千瓦示范项目获核准,该项目所发电量将按照可再生能源优先发电原则,参与京津冀电力市场交易,和火电一样实施平价上网,由电网公司解决输送通道。这种机制既减少了受端地区煤炭消费,改善了环境,又不增加该地区的平均用电电价水平,将实现发电企业、电网企业、送受端省份的多方共赢。
第四,理顺电价机制,恢复可再生能源电价的基本属性。目前风电、光伏发电采用燃煤标杆电价+补贴的两部制电价,补贴发放要委托专门机构制作补贴目录,国家能源主管部门、财政部门去核实目录的真实性,这都需要跟电网企业沟通。恢复一部制电价,由电网企业按照国家核准的一部制电价收购可再生能源电力,然后直接跟财政部门划转可再生能源电价附加和补贴支出,甚至两者之间可以挂账,可将复杂问题简单化。因为都属于国有资本,财务、审计以及经营上都便于合规操作,对双方影响很小。
最后,着眼于长远,中央部门要带头清欠可再生能源补贴债款。前不久国务院常务会议决定开展专项行动,解决拖欠民营企业账款问题。这应该包括政府部门还债。目前,可再生能源补贴拖欠企业达千亿量级,相关企业的经营成本提升,影响了社会对发展可再生能源的信心。有关部门应该取信于企业,落实中央的政治要求,抓紧解决可再生能源补贴拖欠问题。
原文首发于《电力决策与舆情参考》2019年2月1日第5期
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