在經濟下行和電力過剩的整體環境及國家大力降低工商業電價的要求下，《關于做好2019年降成本重點工作的通知》提出鼓勵清潔能源參與交易。實際上，部分地方政府壓低保障利用小時數后，新能源企業被迫選擇拿出更多電量參與市場交易。對地方來說，從發電側降低電價，相當于降低了地方用電企業的成本。對電網企業而言，按照地方政府確定的保障小時數執行調度交易，可大幅提高電網企業對新能源消納的成績。據國家電網公司介紹，2019年其經營區內新能源并網容量同比增長14%、發電量同比增長15%。但此類“保量不保價”的行為，表面上增加了新能源發電利用小時數，減少了棄電，完成了國家要求的保障小時數，但卻損害了可再生能源開發企業的應得收益。發生上述情況背后的主要原因是利益驅動。
第十三屆全國人民代表大會常務委員會第十五次會議上披露的全國人民代表大會常務委員會執法檢查組關于檢查《中華人民共和國可再生能源法》實施情況的報告，顯示了可再生能源法執行中存在8個問題，包括全額保障性收購制度落實尚不到位。報告具體顯示，個別省份暫未達到國家規定的最低保障收購年利用小時數，且存在以低于國家有關政策明確的電價水平收購的情況。寧夏2018年自行制定風電最低保障性收購利用小時數為750～850小時，遠低于國家核定的1850小時最低保障收購小時數。甘肅2018年自行設置的風電、光伏發電保障性收購小時數分別為774小時和479小時，距國家保障性收購政策規定的風電1800小時和光伏發電1500小時差距較大。
整體來看，新能源的發展成績大于問題，特別是棄風、棄光問題得到有效緩解。據國家能源局公布數據顯示，2019年1～6月，全國風電發電量同比增長11.5%；全國平均風電利用小時數1133小時，同比下降10小時。全國棄風電量同比減少77億千瓦時；全國平均棄風率4.7%，棄風率同比下降4.0個百分點。全國棄風電量和棄風率持續“雙降”。然而，要走能源高質量發展的道路，還要關注可再生能源可持續健康發展的內在動力。客觀存在的問題充分說明，現實對新能源消納和開發企業利益的保障程度還不夠。“小病不治，大病難醫。”對于這個問題，本文嘗試從現象的背后進行一些解析，供參考。
在經濟下行和電力過剩的整體環境及國家大力降低工商業電價的要求下，《關于做好2019年降成本重點工作的通知》提出鼓勵清潔能源參與交易。實際上，部分地方政府壓低保障利用小時數后，新能源企業被迫選擇拿出更多電量參與市場交易。對地方來說，從發電側降低電價，相當于降低了地方用電企業的成本。對電網企業而言，按照地方政府確定的保障小時數執行調度交易，可大幅提高電網企業對新能源消納的成績。據國家電網公司介紹，2019年其經營區內新能源并網容量同比增長14%、發電量同比增長15%。但此類“保量不保價”的行為，表面上增加了新能源發電利用小時數，減少了棄電，完成了國家要求的保障小時數，但卻損害了可再生能源開發企業的應得收益。發生上述情況背后的主要原因是利益驅動。
根據《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》《國家發展改革委關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知》，可再生能源并網年發電量分為兩種情況。一是，最低保障收購年利用小時數內的電量，上網電價在當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵電價）以內的部分，由當地省級電網按標桿上網電價和最低保障收購年利用小時數全額結算，也就是“保量保價”；高出當地燃煤機組標桿上網電價的部分通過國家可再生能源發展基金予以補貼。二是，超出最低保障收購年利用小時數的部分，參與市場化交易。參與市場化競爭和成交的電量可享受可再生能源補貼，度電補貼即新能源標桿上網電價與當地煤電標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵）的差額。中發9號文出臺之后，《國家發展改革委關于降低燃煤發電上網電價和工商業用電價格的通知》是首個有關燃煤標桿電價的指導性文件，規定全國燃煤發電上網電價平均每千瓦時下調約2分錢。其后，燃煤電廠標桿電價經過調價，但平均價格仍低于新能源資源區的標桿上網電價。
因此，新能源企業一方面爭取保障小時數，一方面需要爭搶市場化交易電量，而市場交易的結果相當于“割地求和”。當前實際風電、光伏發電利用小時數中，大部分電量屬于低價市場化交易。出于生存壓力，企業不斷降低參與市場化競爭電量的電價，有些地方甚至出現“零電價”交易，只為爭取并網消納，通過完成交易得到與電網的結算合同，從而獲得市場化競爭電量的可再生能源補貼資金。而由于新能源開發企業不論是通過全額保障性收購還是市場化交易，都有國家補貼可依賴，雖然賬面上的補貼數字難以到位，但地方政府并不需要為其經濟損失承擔責任，也就對出臺“保量不保價”和壓低保障性收購小時數政策懷有沖動。
但是，國家可再生能源補貼長期拖欠的現狀已經眾所周知，補償缺口逐步擴大。2012年，財政部、國家發展改革委、國家能源局印發《可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法》，明確了可再生能源補貼資金的發放以補貼目錄申報的形式進行發放。截至第七批補貼目錄，全國共有約52GW的光伏電站、154GW風電以及18GW的生物質項目進入了補貼目錄。截至2019年6月底，我國風電裝機1.93億千瓦；光伏發電裝機1.86億千瓦；生物質發電裝機1995萬千瓦。根據統計，截至2018年底，我國可再生能源補貼累計缺口已超過2000億元。從可再生能源電價附加收入情況來看，目前征收總額僅能滿足2015年底前已并網項目的補貼需求，“十三五”期間90%以上新增可再生能源發電項目補貼資金來源尚未落實。第1～7批補貼目錄項目中拖欠2016～2018年的補貼何時到位，也仍是一個未知數。2016年可再生能源電價附加征收標準提高到每千瓦時1.9分后再未作調整，若以年增3000多億千瓦時的增長電量推算，年度新增的可再生能源電價附加補助資金約為60～70億元，或僅夠補貼當年的新增新能源項目。
由于補貼發放有排序，有些項目存在不能及時到位，甚至不能全額補貼的問題。2017年，國家發展改革委出臺的《關于印發北方地區清潔供暖價格政策意見的通知》規定，國家可再生能源電價附加補貼資金優先支持生物質熱電聯產項目。2018年，財政部、國家發展改革委、國家能源局、國務院扶貧辦發布《關于公布可再生能源電價附加資金補助目錄（光伏扶貧項目）的通知》，對列入可再生能源電價附加資金補助目錄內的光伏扶貧項目，將優先撥付用于扶貧部分的補貼資金。2019年6月財政部發布的《關于下達可再生能源電價附加補助資金預算的通知》要求，資金撥付時應優先保障光伏扶貧、自然人分布式光伏、公共可再生能源獨立電力系統等涉及民生的項目；對于其他發電項目，應按照各項目補貼需求等比例撥付。目前，共有七批可再生能源補貼目錄，根據上述規定，補貼目錄里的項目在獲得補貼時，已經有了默認的序列，即先光伏扶貧、自然人分布式光伏、公共可再生能源獨立電力系統等涉及民生的項目、生物質熱電聯產項目，隨后是商業項目，而且商業項目中，除了風電、光伏項目，還有生物質發電項目分享補貼額度。
因補貼拖欠帶來的財務壓力日益加劇，資金來源不足導致有些企業已經資不抵債，還有部分企業反映因資金鏈斷裂而舉借高息貸款，新能源發電獲得的收益還不夠支付銀行還款、利息及繳稅，因而不少新能源民營企業被迫選擇出售電站資產來維持企業正常運轉。有風電開發企業反映，雖然風電上網電量增加了，棄風率下降了，但是企業收益反而下滑，形成“發電小時數增長、企業利潤下降”的尷尬境地，新能源開發企業經營更加艱難。
我國電力輔助服務市場建設有助于促進可再生能源的消納，東北地區電力調峰輔助服務市場做的比較好，但是新能源企業也苦不堪言。深度調峰費用由發電企業分攤主體按照各自實時出力占比共同分攤，但風電、核電、火電的上網電價不同、邊際成本不同，購買輔助服務的意愿和彈性空間也不同，執行同一分攤標準也難以精確量化落實。從企業所屬上來看，難免出現同一發電集團內部的互相博弈。
在整體經濟形勢、能源供給形勢變化的大背景下，從用戶端降價向上傳導，發電企業兩面承壓。但是對于全額保障性收購制度的落實并不到位，存在國家政策和地方政府政策方面上下級不協調、地方與中央要求脫節的問題。
我國各地可再生能源體量不同，對應的管理部門不同，使得相關政策的制定和協調不夠暢通。國家能源主管部門、價格主管部門、財政基金管理部門在制定宏觀政策時需要加強統籌協調。對于保障利用小時數，也需要進一步結合各省區資源條件、消納利用情況，以及工程造價情況等因素，綜合細化評估可再生能源全額保障性收購制度在各省的可執行性。“十三五”期間，可再生能源各能源品種發展規模超前，在“十四五”期間，可考慮將可再生能源進行整體統籌，對適合多種可再生能源互補開發的地區優化布局。
另一方面，政策實施過程當中，要恪盡職責，加強信息披露和行業監管。曾有媒體透露，黑龍江工信委2018年曾口頭通知當年光伏保障利用小時數、參與市場交易的電量、上網電價等內容。有些地方也以相似形式進行非書面通知。這些不僅和《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》相違背，也違反《可再生能源法》相關規定。未來，還是要增加部門間溝通和協調，增強監管部門的執法監督力量，為可再生能源發展建立良好的法治環境，真正實現有法可依，違法必究。
原文首發于《電力決策與輿情參考》2020年1月17日第3、4期
手機瀏覽網
