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摘要：在国家价格等各项利好政策推动下，风电、光伏发电等新能源发展迅速，产业也逐步趋于成熟。本文通过系统梳理现行新能源电价和补贴机制，发现新能源产业发展过程中，现行电价和补贴机制下存在的补贴缺口逐年扩大且难以有效解决、市场化交易项目补贴标准如何确定尚不明晰、标杆电价机制与产业发展阶段不匹配等诸多问题。结合电力市场化改革不断深化、产业发展阶段转变等多种因素，提出创新补贴方式、改革电价机制、完善定价规则等几方面的建议措施，以促进新能源产业高质量发展。
关键词：新能源；电价和补贴机制；高质量发展
0引言
自2006年《新能源法》实施以来，国家制定了价格、补贴等在内的多项政策措施，推动新能源发展。在各项利好政策作用下，我国风电、光伏发电装机规模持续领跑全球，生物质发电装机也呈现快速增长趋势。随着电力市场化改革的不断深化，以及产业发展阶段的转变，现行的电价和补贴机制也暴露了一些发展中的问题，因此需要不断创新、改革优化现有体制机制，推动新能源产业高质量发展。
1现行新能源电价和补贴机制
国家针对风电、光伏发电、生物质发电等不同新能源发电类型，已建立了较为完备的新能源发电价格和补贴政策体系。
1.1新能源电价政策
新能源发电执行标杆电价政策，即以“标尺竞争”理论为基础[1]，在采取“成本加收益”的定价方法时，以不同企业的平均成本而不是企业的个别成本为基础制定价格。考虑到全国风能及太阳能资源差异、兼顾建设条件影响，对全国统一标杆电价政策进行细化，即将风电分为四类资源区、光伏发电分为三类资源区，不同资源区内的发电项目，均按所属资源区执行对应的标杆电价水平。同时，为推动产业升级和技术进步，同步建立新能源发电标杆电价退坡机制，根据成本下降情况，逐步下调标杆电价水平。2018年，产业发展较为成熟的集中式光伏电站、风电上网电价已明确要通过市场竞争方式形成，且上网电价不得高于国家确定的分资源区标杆电价水平。
1.2新能源补贴机制[2]
与常规燃煤发电相比，新能源发电成本较高，不同能源发电类型标杆电价均高于各地燃煤发电标杆电价，电网企业收购新能源电量所发生的费用，高于常规能源发电平均上网电价的差额，由新能源发展基金予以补贴。新能源发展基金主要来自于随全国工商业销售电量（农业电量免征、居民电量减征）征收的新能源电价附加，现行征收标准约1.9分/kWh。
2新能源电价和补贴机制存在的主要问题
近年来，新能源装机规模快速扩大，风电、光伏发电产业发展已较为成熟，随着电力市场化改革的不断提速，现行的电价和补贴机制也暴露出补贴缺口扩大难以有效解决、市场化交易项目补贴标准如何确定尚不明晰、标杆电价机制与产业发展阶段不匹配等诸多问题。
2.1补贴缺口扩大难以有效解决的问题
新能源标杆电价高出当地燃煤标杆电价的部分，通过国家新能源发展基金予以补贴，补贴期限原则上为20年。随着新能源高速发展，补贴资金需求逐年递增。目前，新能源发展基金主要来源于新能源电价附加资金，电价附加征收标准已从2006年的1厘/kWh分5次提高至目前的1.9/kWh，但仍不能满足新能源补贴资金需求，截至2017年底，新能源补贴资金累计缺口已超过1000亿元，预计2020年累计缺口将超过2500亿元。新能源企业难以及时拿到补贴资金，一定程度上也带来相关投资企业资金周转失灵等问题。
2.2市场化交易项目补贴标准如何确定尚不明晰的问题
按照电力体制改革总体思路，各地积极推进电力市场化改革，目前除西藏、海南外的29个省份均建立了省级电力交易中心，部分地区全额保障收购确定的小时数[3]以外的风电和光伏发电也参与了市场交易，但补贴标准如何确定仍不明晰。地方上在具体执行过程中，将标杆电价拆分为燃煤标杆电价和差价补贴两部分，即风电、光伏发电项目以燃煤标杆电价为基础参与市场竞价，标杆电价高出燃煤标杆电价的部分，仍然由国家新能源发展基金予以补贴。
2.3标杆电价机制与产业发展阶段不匹配的问题
标杆电价机制是在新能源产业发展初期建立，以社会平均成本为基础进行测算的政策，旨在鼓励新能源发展。截至2017年底，新能源装机6.5亿kW，占全国规模以上电厂总装机的36.6%[4]。随着产业高速发展，新能源发展目标也应从规模化发展向高质量发展转变，标杆电价机制也需作同步调整。在规模难以有效控制的情况下，若继续以社会平均成本为测算基础制定标杆电价水平，容易形成低质量重复建设的发展格局，不符合产业高质量发展的要求，也与产业发展阶段不相匹配。
3市场化改革下完善新能源电价和补贴机制的建议
2015年，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9）文件[5]明确了进一步深化电力体制改革的总体思路。在电力价格改革方面，要分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。为了做好与电力体制改革的衔接，促进新能源又好又快发展，需要进一步完善新能源电价和补贴机制。
3.1创新补贴方式，多途径解决补贴资金缺口问题
中央经济工作会议明确要求降低企业用能成本，2018年《政府工作报告》[6]提出“一般工商业电价平均降低10%”的具体要求，在当前降低实体经济成本的大环境下，难以提高新能源电价附加。若财政专项资金不能有效足额补充，建议通过多种途径拓宽补贴资金来源：一是研究建立强制配额和绿色电力证书机制[7]。二是研究建立新能源专项债，筹措社会资本优先用于解决补贴拖欠问题，考虑到2020年风电、光伏等主要新能源发电类型可实现平价上网，届时新增风电、光伏发电项目将无需国家补贴，通过延长新能源电价附加征收时限，结合工商业电量增长等因素，未来新能源电价附加资金可用于解决存量项目补贴以及偿还新能源专项债，以时间换空间，解决当下补贴拖欠的问题。
3.2改革电价机制，做好与电力市场化改革的衔接
目前，上网侧参与市场化竞价的主要为燃煤发电机组，部分地区水电、核电也已进入市场交易，对于电力富余地区，也应允许新能源电量参与市场交易，提高新能源电量消纳比例。结合电力市场化改革进程，建议研究改革现行新能源发电差价补贴机制，具体可以考虑三种方式：一是将现行标杆电价机制改革为“市场竞价+固定补贴”机制，并合理确定固定补贴标准，价补分离后，鼓励新能源电量参与市场，发挥其边际成本较低的优势；二是进一步明确新能源发电参与市场竞价降价空间分配关系，合理确定燃煤标杆电价和差价补贴降低的比例；三是通过与政府签订差价合约，保障新能源发电企业合理收益水平。
3.3完善定价规则，推动新能源高质量发展
近年来，风电、光伏发电等新能源产业呈现高速发展态势，尤其是光伏发电，2017年装机规模增长约60%。与常规燃煤火电相比，新能源行业准入门槛不高，民营企业较多，存在建设质量良莠不一的实际问题。价格政策是新能源产业发展的重要影响因素，为促进产业高质量发展，助推能源战略转型，建议结合产业发展阶段，建立新能源电价定价规则动态调整机制。
4结语
新能源健康发展是我国能源战略转型的重要保障，价格和补贴机制对产业的发展具有重要意义。应结合电力市场化改革情况以及产业发展阶段等，不断完善新能源电价和补贴机制，促进产业又好又快发展。
参考文献：
[1]刘兰菊.标尺竞争机制下的配电网增量成本定价模型[J].水电能源科学，2013，1（31）：203-206.
[2]国家发展和改革委员会.新能源发电价格和费用分摊管理试行办法（发改价格[2006]7号）[Z].2006.
[3]国家发展和改革委员会.新能源发电全额保障性收购管理办法（发改能源〔2016〕625号）[Z].2016.
[4]国家发展和改革委员会能源研究所.新能源电力发展信息简报（第1期）[Z].2018.
[5]中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔2015〕9号）[Z].2015.
[6]2018年政府工作报告[Z].2018.
[7]时璟丽.新能源发展促进政策机制分析及建议[J].中国能源，2017，39（9）：5-9.