环保电价体系完善，有助可再生能源有序健康发展

2013年8月31日，国家发改委出台了《国家发展改革委关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知》(以下简称“通知”)，通知涉及两方面内容：可再生能源方面，上调了可再生能源电价附加标准;火电上网电价方面，提升了脱硝电价的补贴标准和新增了除尘电价的补贴标准。通知指出：(1)自今年9月25日起，将除居民生活和农业生产用电之外的其他用电可再生能源电价附加标准由每千瓦时0.8分钱提高到1.5分钱﹔(2)将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分钱提高到1分钱﹔对烟尘排放浓度低于30毫克/立方米(重点地区20毫克/立方米)的燃煤发电企业实行每千瓦时0.2分钱的电价补偿。

此举将暂时填补可再生能源发展的资金缺口，在一定程度上促进可再生能源的有序健康发展。但在用电需求并不旺盛的前提下，每年征收金额增长有限;加之，未来两年可再生能源装机依然保持较快增长，预计2015年征收标准将不能满足补贴需求，未来解决可再生能源发展的最有效的途径还是降低发电成本，实现平价上网。环保电价中包含了脱硫电价、脱硝电价和除尘电价，火电上网电价进一步完善，有利于调动火电企业节能减排的积极性，预计未来脱硝及除尘设施的安装将加速。

2013年8月31日，国家发改委出台了《国家发展改革委关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知》(以下简称“通知”)，通知涉及两方面内容：可再生能源方面，上调了可再生能源电价附加标准;火电上网电价方面，提升了脱硝电价的补贴标准和新增了除尘电价的补贴标准。通知指出：(1)自今年9月25日起，将除居民生活和农业生产用电之外的其他用电可再生能源电价附加标准由每千瓦时0.8分钱提高到1.5分钱﹔(2)将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分钱提高到1分钱﹔对烟尘排放浓度低于30毫克/立方米(重点地区20毫克/立方米)的燃煤发电企业实行每千瓦时0.2分钱的电价补偿。

可再生能源电价附加征收标准的提升，将填补近几年可再生能源发展的资金缺口，但其补贴只供一时之需，不能作为清洁电源发展的长久之计

2006年通过的《可再生能源法》规定，电网企业按照中标价格收购风电、光电等可再生能源，超出常规火电上网标杆价格的部分，附加在销售电价中分摊。可再生能源电价附加的征收标准最初为0.1分/千瓦时，2009年11月起调至0.4分/千瓦时，2012年的《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》又将标准上调至0.8分/千瓦时。随着可再生能源的迅速发展，原有的征收标准已经不能覆盖可再生能源发展的资金缺口，国家为促进可再生清洁电源的发展，2013年9月将实行1.5分/千瓦时的征收标准。

可再生能源电价附加征收的金额用于以下三种情况：(1)可再生能源发电项目上网电量的补助标准，根据可再生能源上网电价、脱硫燃煤机组标杆电价等因素确定。(2)专为可再生能源发电项目接入电网系统而发生的工程投资和运行维护费用，按上网电量给予适当补助，补助标准为：50公里以内每千瓦时1分钱，50-100公里每千瓦时2分钱，100公里及以上每千瓦时3分钱。(3)国家投资或者补贴建设的公共可再生能源独立电力系统的销售电价，执行同一地区分类销售电价，其合理的运行和管理费用超出销售电价的部分，通过可再生能源电价附加给予适当补助，补助标准暂定为每千瓦每年0.4万元。其中，补助金额占比最大的是第一种情况。

具体来看，1.5分/千瓦时的征收标准对可再生清洁电源的支撑力度有多大?中债资信基于以下假设进行估测：(1)全国用电量增速保守估计每年为5%，其中农业用电及居民用电增速也为5%;(2)可再生电源标杆电价为0.4元/千瓦时，多出的部分需要国家补贴，其中风电上网电价按照区域装机占比及上网电价综合测算;(3)可再生电源装机以国家最新的各电源规划顺利完成目标，发电利用小时数以2012年各电源的发电利用小时数为基准。

 从表1可以看出，近几年可再生能源装机增长迅速，从2010年开始，征收金额不能覆盖补贴金额，出现补贴资金缺口。其中，2011年资金缺口为46.10亿元;2012年上调征收标准后，暂时缓解可再生能源补贴之需。受2012年可再生能源装机大幅增加影响(太阳能装机增速为151.52%，生物质装机增速为81.82%)，预计2013年其发电量迅速增加，即使9月份开始按照新的标准征收，但全年看，可再生能源补贴仍将存在30亿元左右的资金缺口。预计2014年，可再生能源电价附加征收金额约为700亿元，较以前年度标准高出约350亿元，能覆盖补贴需求。2015年作为“十二五”的结点，按照各可再生能源的规划，预计风电装机将为1亿千瓦、太阳能发电装机为3,500万千瓦、生物质发电装机为1,300万千瓦，其发电量也迅猛增加，预计三者所需补贴合计约为747亿元，其征收金额又将不能完全覆盖补贴需求。

需要指出的是，表1的测算只针对第一种情况的补贴，实际的资金缺口要比表1测算结果大。整体看，近几年可再生能源装机规模大幅增长，所需补贴资金规模增长迅速。国家逐步提高可再生能源电价附加征收标准，但征收金额只能填补一时之需。可再生能源的发展仅靠国家补贴不是最终出路，其必须在成本端降低建造成本，使其发电成本与主流电源相契合，上网电价达到标杆电价，与主流电源平价上网。只有这样，可再生电源的发展才具有可持续性。

脱硝电价补贴标准的上调和除尘电价补贴标准的新增，进一步完善了火电上网电价的组成结构

脱硫、脱硝和除尘是完成全国“十二五”减排目标和落实“大气十条”的重要保障。截至2012年底，有250台(9,670万千瓦)火电机组建设脱硝设施，脱硝机组总装机容量达到2.26亿千瓦，占火电装机容量的比例从2011年的16.9%提高到27.6%;新投运脱硫机组装机容量4,725万千瓦;289台1.27亿千瓦现役机组拆除脱硫设施烟气旁路，综合脱硫效率从85%提高到90%以上。剩余的72.4%的火电机组要在2015年之前完成脱硝改造。对于火电企业，安装脱硝设施无疑是增大了其发电成本，近两年国家也新增了脱硝电价补贴。

2011年11月，发改委出台燃煤发电机组试行脱硝电价政策，对14个省(区、市)符合国家政策要求的燃煤发电机组，上网电价在现行基础上每千瓦时加价8厘钱，用于补偿企业脱硝成本。2012年底，发改委下发了《关于扩大脱硝电价政策试点范围有关问题的通知》：自2013年1月1日起，将脱硝电价试点范围扩大为全国所有燃煤发电机组，脱硝电价标准为每千瓦时8厘钱。但安装脱硝装置给火电企业带来的发电成本的增加普遍超过国家的补贴。

新建机组增加的脱硝设施带来的发电成本在1分钱/千瓦时左右，其中百万千瓦超临界机组成本增加约为0.8分/千瓦时，国家补贴能够覆盖其成本;但是对于大部分在役机组来说，安装脱硝设施并不仅仅只是简单的脱硝改造，可能会伴随着更换其他部件和提高机组其他性能的改变，因此其成本增加较多，一般维持在1.2~1.5分/千瓦时，国家补贴不能覆盖其成本增加。因此，火电企业缺乏脱硝设施改造的积极性，2013年5月14日，环保部公布的《“十二五”主要污染物总量减排目标责任书》曝光了多家电力企业脱硝改造不达标以及监测数据弄虚作假的问题。此次国家将脱硝电价补贴由0.8分/千瓦时上升到1分/千瓦时，在一定程度上缓解了火电企业对现役机组进行脱硝改造的成本压力。且随着脱硝技术的进步，脱硝设施成本或将逐渐减少。未来国家脱硝补贴电价有望覆盖火电机组的脱硝成本。

此外，国家新增除尘电价，对烟尘排放浓度低于30毫克/立方米(重点地区20毫克/立方米)的燃煤发电企业实行每千瓦时0.2分钱的电价补偿。近两年，国内多地出现了较为严重的雾霾天气，2013年环保部召开“京津冀及周边地区重污染天气应对工作会议”，进一步强调了大气治理的必要性，且将PM2.5与地方政绩挂钩，凸显了国家对节能减排的重视。

这次电价调整，进一步优化了火电上网电价的组成结构，新增了除尘电价补偿，提高了脱硝电价标准。再加上已有的脱硫电价，在火电上网电价中已初步形成了较为完整的环保电价体系。此次的电价调整将对我国大气环境质量的改善产生积极作用。