近年來，太陽能光伏組件和風電整機價格下降迅速。但光伏發電，尤其是風電的上網電價是在設備價格相對較高的情況下制定的。因此，有觀點認為，應該建立可再生能源電價逐步下降機制，以求可再生能源電價盡快實現平價上網，實現真正的市場化。我國現行的可再生能源上網電價機制對我國可再生能源發展究竟起到了怎樣的作用？目前是可以做出重大調整的時候了嗎？如果不是，哪些環節應該完善，以求能夠更好地促進可再生能源發展。

　　在2006年之前，我國沒有明確的可再生能源上網電價機制。各地建成的風電等可再生能源發電項目，大多按照項目定價，電價水平高低不一，與風資源條件、投資關聯不密切。2006年1月1日我國《可再生能源法》的正式實施，則是推動風電等可再生能源發電大規模發展的最關鍵因素。該法將可再生能源的價格保障、費用分攤、稅收優惠等以法律形式進行了明確。國家制定可再生能源電價機制的初衷是，使2006年之后建立并運營的可再生能源發電項目保持合理的盈利水平，既要保證其投資回報，也要盡量避免獲得超額利潤，支持可再生能源健康發展。經過6年的發展，雖然針對各類可再生能源的電價水平不同，電價政策也幾經調整，但可再生能源發電定價機制思路仍是持續和明確的。

　　風電平價上網時代不遙遠

　　2006~2009年，風電上網電價采用特許權招標方式，雖然有低價競標的情況出現，但是，隨著招標規模的擴大和項目數量的增多，特許權招標仍是風電固定電價形成的基礎。2009年，我國對風電上網電價機制進行了調整，由以招投標中標價格為準的上網電價改為，按照風資源優劣和工程建設條件，劃分為四類風資源標桿上網電價，分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。該政策目前已實施了整三年，對擴大風電市場、促進風電產業發展起到了關鍵性作用。在這三年中，我國風電裝機容量每年都實現了大幅攀升，目前已居世界第一位。然而，由于近年來風電整機價格大幅度下降，業內外對于是否要對該政策進行調整，出現了較多的爭議。這需要從多個因素考慮這一問題，一方面，如果就2009~2012年的風電發展形勢看，風機價格已大幅度下降，這就意味著風電場運營企業可以獲得超額利潤，但另一方面，由于“三北”地區風電集中開發，風電限電問題日趨嚴重，尤其在采暖季，部分風電場限電高達50%，這就使風電場處于虧損狀態。同時，這種限電狀況非常不均勻，有的風電場限電可能就是5%，但有的可能達到50%，即在同樣的風電上網電價水平下，有的風電項目虧損嚴重，有的卻贏利不錯。因此，風電電價水平的確定，需要在總的價格機制框架不變的條件下，除風資源條件、工程建設投資之外，再考慮并網情況，以及在短期內只可略微緩解但仍會普遍存在的限電情況，進行系統的研究和政策設計。

　　目前，我國東中部地區的煤電上網電價已達到了每千瓦時0.4元以上，有的地區達到了每千瓦時0.5元以上。這與我國風電上網電價每千瓦時最低0.51元的價格已相差不大。如果從風電電價單位補貼的角度考慮，東中部地區的單位補貼已低于“三北”等風資源條件好的地區，再考慮靠近電力負荷中心、接納條件等因素，東中部地區也是風電重要的市場，而在這些地區，風電平價(和火電價格持平)上網的時代已不再遙遠。

　　2006年，國家發改委明確生物質發電項目的上網電價在2005年各省脫硫燃煤機組標桿電價基礎上補貼每千瓦時0.25元，其后又對秸稈等農林廢棄物直燃發電的電價水平增加了0.1元/千瓦時。盡管如此，部分生物質直燃發電項目，尤其是西部地區的生物質直燃發電項目，仍處于虧損的邊緣。2010年，國家發改委發布《關于完善農林生物質發電價格政策的通知》，出臺了全國統一的農林生物質發電標桿上網電價標準，即統一執行標桿上網電價每千瓦時0.75元(含稅)。同時，國家發改委也發布了《關于生物質發電項目建設管理的通知》，規范生物質發電的建設項目，原則上規定每個縣或100平方公里半徑范圍內不得重復布置生物質發電廠，這就一定程度上保證了生物質發電項目的原料來源，促進了我國生物質發電的持續發展。

　　發展生物質發電的目的一方面如太陽能、風電等可再生能源一樣是為調整能源結構，但更重要的是跟三農問題結合得更緊密。秸稈等農林廢棄物發電電價政策的本意是，希望通過合理的生物質電價傳導，對農民和農業提供一定的扶持和改善區域環境。此外，生物質發電設備相對成熟，生物質發電的規模又受資源限制，因此發電成本下降空間有限，甚至有可能隨著化石能源價格的上漲，導致成本的上升。

　　光伏電價政策易造成窩電、限電

　　我國光伏發電上網電價機制形成過程和風電比較類似，最初也是通過特許權招標方式來確定，即以中標價格為該項目的上網電價。同樣，該政策也致使中標價格過低，但另一方面也為摸清光伏發電合理的上網電價奠定了基礎。2011年，我國出臺了光伏標桿上網電價政策，規定了2011年和2012年后的電價水平。按照2011年光伏電站的成本而言，每千瓦時1.15元、1元的上網電價并不高，甚至有的業內人士認為這樣的電價水平不會使光伏項目具有經濟性。但市場反應積極，比如，在光照資源非常優質的西部地區出現了扎堆建設大型光伏電站的現象。2011年底，青海省已建成大型太陽能發電項目共42個，總容量95萬千瓦，這么大的規模，未來極有可能出現大量窩電或限電問題。如果出現這種情況將對企業造成沉重打擊。

　　造成上述現象的原因是，目前的光伏標桿上網電價為全國一個價格，并未按照太陽能資源的優劣來實施不同的電價。這樣，光伏開發企業可能會優先選擇光照資源最好的地區來建設光伏電站，短時間內集中到西部地區建設光伏電站的現象也就出現了。因此，光伏標桿上網電價一方面可以借鑒風電上網電價機制，針對不同的資源制定不同的價格；而另一方面，光伏發電系統投資水平變動快，可以借鑒德國的經驗，建立聯動的電價調節機制，最終實現平價上網。

　　與大型光伏電站相比，分布式光伏發電項目更容易實現平價上網。我國目前的工商業電價一般比較高，如北京市的工商業平峰電價約為0.8元/千瓦時，高峰電價達到1.2元/千瓦時。如果能夠實現用電側的光伏發電的自發自用，則上述電價與目前的每千瓦時1元的光伏上網電價相比，根本不需要電價補貼就可以實現平價上網。而西部地區主要是集中的大規模光伏電站，其每千瓦時1元的光伏上網電價，相比西部地區不超過0.35元/千瓦時的脫硫燃煤標桿電價，差距仍非常大。

　　近期國務院常務會議明確表示，支持自給式太陽能等新能源產品進入公共設施和家庭。但“自給式應用”就不僅僅涉及到電價政策，更重要的是并網政策。分布式光伏發電項目涉及到商場、工業園區、家庭等千差萬別的個體，涉及并網，補貼發放、合適的標準、監管程序等非常復雜的問題。因此從經濟性和易操作性而言，可以繼續實施類似金太陽工程的投資補貼政策，也可以探討實施專門針對分布式光伏發電的電價政策。目標是通過3-5年左右的支持，進一步推進光伏產品的技術、質量提升和成本下降，最終不需要補貼就可以實現平價上網。同期，建立起較為完善的分布式光伏系統自發自用并網機制、運行機制、監管機制等，使分布式光伏發電真正實現市場化發展。 　　(作者系國家發改委能源研究所研究員。本文僅代表作者個人觀點。)