2017年10月20日，國家發(fā)改委發(fā)布黨的十八大以來電價改革助力供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革紀實報告。

　　

　　國家發(fā)展改革委分別于2009年、2013年出臺風電、光伏發(fā)電分資源區(qū)標桿價格政策，標桿電價高出燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價的部分，通過向用戶收取每度電1.9分的可再生能源電價附加予以補償。2016年底，實行光伏發(fā)電、陸上風電標桿上網(wǎng)電價退坡機制，較大幅度降低2017年新投產(chǎn)光伏電站標桿電價，適當降低2018年新投產(chǎn)陸上風電標桿電價。

　　

　　為鼓勵分布式發(fā)展，提高電能消納比例，國家發(fā)展改革委在2013年的光伏價格政策文件中明確，分布式光伏發(fā)電實行按照電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元，同時免收分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)備用費、政府性基金附加。在2016年實施退坡機制時，沒有下調(diào)分布式發(fā)電項目的度電補貼標準，促進了分布式光伏的快速發(fā)展。2017年上半年，新建分布式光伏發(fā)電能力711萬千瓦，較去年同期增長2.9倍。

　　

　　原文如下：

　　

　　促轉(zhuǎn)型建機制降成本電價改革助力供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革

　　

　　——黨的十八大以來電價改革助力供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革紀實

　　

　　電力是國民經(jīng)濟的基礎行業(yè)，電力價格對行業(yè)發(fā)展具有重要的導向作用，是市場調(diào)節(jié)和資源配置的有效手段。通過電力價格政策引導，有利于優(yōu)化電力能源資源配置，有利于營造公平公正公開的市場競爭環(huán)境，有利于降低實體經(jīng)濟成本，是推動供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革的重要內(nèi)容。近年來，國家發(fā)展改革委通過建立健全清潔能源發(fā)電價格機制、完善煤電價格聯(lián)動機制、推動競爭性環(huán)節(jié)價格市場化改革、多措并舉著力降低實體經(jīng)濟成本，在供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革方面作出重要貢獻。

　　

　　1.9分錢支撐起全球最大的風電、太陽能發(fā)電裝機

　　

　　為推動能源生產(chǎn)方式革命，實現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型，世界主要國家均采取了積極的支持政策，減少化石能源生產(chǎn)，發(fā)展風電、太陽能等清潔、可再生能源。黨的十八大以來，國家發(fā)展改革委不斷完善價格支持政策，用較小的代價，促進了風電、太陽能全產(chǎn)業(yè)鏈迅猛發(fā)展，成為全球領(lǐng)先。

　　

　　各國可再生能源附加征收標準普遍高于我國。德國在銷售電價中收取的可再生能源附加為7.68歐分，合人民幣0.6元。英國在2017年之前也采取征收可再生能源附加的辦法，今后將轉(zhuǎn)向強制配額制度，折合每度電的標準約1便士，合人民幣0.1元。美國主要采取稅收減免和可再生能源強制配額的辦法促進新能源發(fā)展，兩者合計折合每度電約1美分，合人民幣6分多。目前，我國的可再生能源附加征收標準為每度1.9分，以較低的成本撬動了新能源全產(chǎn)業(yè)鏈的快速發(fā)展。風電、光伏發(fā)電裝機規(guī)模已多年領(lǐng)跑全球，設備制造、原材料生產(chǎn)也居世界領(lǐng)先地位。那么，電力用戶每度電多支付的1.9分，是怎么花的呢？

　　

　　——風電、光伏發(fā)電標桿價格政策助力風電、光伏大發(fā)展。長期以來，我國上網(wǎng)側(cè)電力以燃煤發(fā)電為主。燃煤發(fā)電成本低，發(fā)電穩(wěn)定，可以參與調(diào)峰、調(diào)頻，滿足電力系統(tǒng)對安全穩(wěn)定運行的需求。但未經(jīng)環(huán)保改造的燃煤發(fā)電污染重、排放高。風能、太陽能源于自然、清潔環(huán)保，取之不竭、用之不盡。為鼓勵新能源行業(yè)發(fā)展，根據(jù)資源、建設成本等綜合條件，結(jié)合技術(shù)發(fā)展水平，國家發(fā)展改革委分別于2009年、2013年出臺風電、光伏發(fā)電分資源區(qū)標桿價格政策，標桿電價高出燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價的部分，通過向用戶收取每度電1.9分的可再生能源電價附加予以補償。分資源區(qū)的標桿電價，保障了風電、光伏企業(yè)的合理收益，調(diào)動了風電、光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展積極性，同時帶動全產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展。2013年至今，風電裝機由7716萬千瓦增長到1.55億千瓦，翻了一番；光伏發(fā)電裝機由1943萬千瓦增長到1.02億千瓦，約增長4.3倍。同時，價格引導帶動新能源全產(chǎn)業(yè)高速發(fā)展，國內(nèi)風電企業(yè)新增裝機占全球產(chǎn)量的40%以上，光伏組件產(chǎn)量在全球總產(chǎn)量中占比約70%。此外，僅風電、光伏兩個產(chǎn)業(yè)就提供就業(yè)崗位達146萬。

　　

　　——根據(jù)技術(shù)進步，建立新能源電價退坡機制。在價格政策支持下，新能源產(chǎn)業(yè)駛?cè)肟燔嚨?，全產(chǎn)業(yè)鏈技術(shù)水平不斷提升。為營造健康有序發(fā)展的價格環(huán)境，根據(jù)新能源技術(shù)進步和工程造價降低情況，國家發(fā)展改革委研究建立新能源電價退坡機制。2016年底，實行光伏發(fā)電、陸上風電標桿上網(wǎng)電價退坡機制，較大幅度降低2017年新投產(chǎn)光伏電站標桿電價，適當降低2018年新投產(chǎn)陸上風電標桿電價。機制的建立，一方面促進發(fā)電項目合理布局，抑制投資沖動；另一方面激勵新能源企業(yè)提高技術(shù)水平，不斷降低生產(chǎn)成本，提升競爭力。自2009年以來，風電、光伏產(chǎn)業(yè)技術(shù)水平顯著提升，工程造價明顯下降，風電工程單位造價從2009年以前的每千瓦超過1萬元下降到目前的7500元左右，光伏發(fā)電工程單位造價從2013年以前的每千瓦超過1萬元下降到目前的6500元左右。

　　

　　——維持分布式光伏發(fā)電補貼標準不降低。電力不能存儲，任何時刻，發(fā)電量需與用電量相匹配。因此，電源規(guī)劃、電網(wǎng)規(guī)劃需要統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，有序發(fā)展。為鼓勵分布式發(fā)展，提高電能消納比例，國家發(fā)展改革委在2013年的光伏價格政策文件中明確，分布式光伏發(fā)電實行按照電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元，同時免收分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)備用費、政府性基金附加。在2016年實施退坡機制時，沒有下調(diào)分布式發(fā)電項目的度電補貼標準，促進了分布式光伏的快速發(fā)展。2017年上半年，新建分布式光伏發(fā)電能力711萬千瓦，較去年同期增長2.9倍。

　　

　　——支持探索新能源行業(yè)新興技術(shù)發(fā)展。風能、太陽能利用形式多樣，除了傳統(tǒng)的陸上風電、光伏發(fā)電外，海上風電、光熱發(fā)電也正處于規(guī)?；剿麟A段。為鼓勵新型技術(shù)發(fā)展，2014年，國家發(fā)展改革委出臺海上風電上網(wǎng)電價政策，明確2017年前投運的近海風電和潮間帶風電項目上網(wǎng)電價分別為每千瓦時0.85元和0.75元，同時鼓勵通過特許權(quán)招標等市場競爭方式確定海上風電項目開發(fā)業(yè)主和上網(wǎng)電價，以發(fā)現(xiàn)價格和促進技術(shù)進步。政策出臺后，市場反響積極，普遍認為價格水平適中，有利于吸引社會投資，助力啟動我國海上風電市場，進一步優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)。2016年，出臺太陽能熱發(fā)電標桿上網(wǎng)電價政策，對列入國家能源局第一批示范項目的太陽能熱發(fā)電，實行每千瓦時1.15元的標桿上網(wǎng)電價。制定全國統(tǒng)一的太陽能熱發(fā)電標桿上網(wǎng)電價政策，對一定裝機規(guī)模進行價格支持，引導企業(yè)比選采用先進技術(shù)、開發(fā)優(yōu)質(zhì)光熱資源，既有利于對光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)適當規(guī)模發(fā)展的經(jīng)濟性進行探索和試驗，支持友好型可再生能源健康發(fā)展；也有利于防止相關(guān)產(chǎn)業(yè)依賴高額補貼盲目擴張，盡可能降低全社會用電成本，提高電價附加資金補貼效率。

　　

　　此外，積極支持沿海地區(qū)核電建設。沿海地區(qū)負荷集中、電力需求高，缺乏發(fā)展風電、光伏等清潔能源的條件，但部分地區(qū)具備發(fā)展核電的條件。2014年，國家發(fā)展改革委印發(fā)完善核電上網(wǎng)電價形成機制的政策，實現(xiàn)全國統(tǒng)一標桿電價，每千瓦時0.43元；同時規(guī)定在核電標桿電價低于所在地燃煤機組標桿上網(wǎng)電價的地區(qū)，對承擔核電技術(shù)引進、設備國產(chǎn)化任務的首臺或首批核電示范機組，其上網(wǎng)電價可在0.43元基礎上適當提高，鼓勵清潔能源技術(shù)創(chuàng)新。

　　

　　一公開四明確煤電聯(lián)動價格機制更加公開透明可預期

　　

　　我國發(fā)電機組中約70%為燃煤機組，發(fā)電成本中燃料成本占70%左右，煤價變化對電價影響較大。為理順煤電價格關(guān)系，促進煤炭與電力行業(yè)全面、協(xié)調(diào)、可持續(xù)發(fā)展，2004年，國家發(fā)展改革委改革了過去“一機一價”的定價辦法，實行了分省燃煤發(fā)電標桿電價政策，并建立了煤電價格聯(lián)動機制，以半年為周期，當周期內(nèi)平均煤價變化幅度超過5%時，相應調(diào)整電價。同時，為減緩煤炭價格上漲對推高用電成本的影響，規(guī)定由發(fā)電企業(yè)內(nèi)部消化30%的煤價上漲因素。

　　

　　煤電價格聯(lián)動機制的建立，為緩解煤電價格矛盾、實現(xiàn)向競價上網(wǎng)平穩(wěn)過渡等方面發(fā)揮了積極作用。同時，在機制運行過程中，也面臨一些迫切需要解決的問題。一方面，煤電兩大行業(yè)相互影響，經(jīng)常出現(xiàn)“頂牛”，難以實現(xiàn)協(xié)調(diào)發(fā)展；另一方面，煤電聯(lián)動機制的具體公式、基準、參數(shù)、周期沒有向社會公開，不利于相關(guān)市場主體建立合理的價格調(diào)整預期。為公開透明實施煤電價格聯(lián)動，促進煤電行業(yè)協(xié)調(diào)發(fā)展，2015年底，國家發(fā)展改革委發(fā)文進一步完善煤電價格聯(lián)動機制，按照“一個公開、四個明確、設立基準、區(qū)間聯(lián)動”要求，明確對煤電價格實行區(qū)間聯(lián)動機制。

　　

　　一個公開：向社會公開發(fā)布電煤價格。中國電煤價格指數(shù)以各省監(jiān)測的發(fā)電企業(yè)電煤到廠價為主，并吸收環(huán)渤海動力煤價格指數(shù)等影響力較大的市場監(jiān)測數(shù)據(jù)形成，由國家發(fā)展改革委價格監(jiān)測中心、秦皇島煤炭交易市場等機構(gòu)按月公布。

　　

　　四個明確：明確電價調(diào)整的依據(jù)是中國電煤價格指數(shù)；明確電煤價格變動后，燃煤發(fā)電標桿電價變動幅度的計算公式；明確以一個年度為周期；明確電價調(diào)整時間為每年1月1日。計算公式和主要參數(shù)，均向社會公開。

　　

　　設立基準：明確2014年平均電煤價格為基準煤價，原則上以與2014年電煤價格對應的上網(wǎng)電價為基準電價。今后，每次實施煤電價格聯(lián)動，電煤價格和上網(wǎng)電價分別與基準煤價、基準電價相比較計算。

　　

　　區(qū)間聯(lián)動：為促進煤電雙方協(xié)調(diào)發(fā)展，規(guī)定了聯(lián)動機制的啟動點、熔斷點制度。當電煤價格波動幅度低于啟動點或超過熔斷點，不聯(lián)動；波動幅度在啟動點和熔斷點之間時，實施累退聯(lián)動，即煤炭價格波動幅度越大，聯(lián)動的比例系數(shù)越小。

　　

　　煤電價格聯(lián)動機制的公開透明實施，有利于合理引導社會預期，促進煤電市場穩(wěn)定。專家認為，完善的煤電價格聯(lián)動機制，是推進電價市場化改革的重要一步，政府可以將完善煤電聯(lián)動機制作為電價改革的核心和抓手。煤電價格聯(lián)動機制的公開透明實施，有利于政府以更加市場化的方式管理電價、有利于消費者支持電價改革、有利于電力行業(yè)混合所有制改革。

　　

　　簡政放權(quán)積極推進競爭性環(huán)節(jié)電價市場化改革

　　

　　國家發(fā)展改革委積極落實黨的十八屆三中全會關(guān)于將政府定價范圍主要限定在重要公用事業(yè)、公益服務和網(wǎng)絡型自然壟斷環(huán)節(jié)的決定精神，深入推進簡政放權(quán)，放開電力行業(yè)競爭性環(huán)節(jié)價格，充分發(fā)揮市場決定價格的作用。

　　

　　實現(xiàn)跨省跨區(qū)電能交易價格市場化。為促進跨省跨區(qū)電力交易，打破省間壁壘，在更大范圍內(nèi)優(yōu)化資源配置，國家發(fā)展改革委根據(jù)黨中央國務院關(guān)于深入推進電力體制改革的精神，率先實現(xiàn)了跨省跨區(qū)電能交易價格的市場化。2014年，印發(fā)《關(guān)于完善水電上網(wǎng)電價形成機制的通知》，明確跨省跨區(qū)域的水電交易價格由供需雙方協(xié)商確定。即送、受電雙方按照平等互利原則，參照受電地區(qū)省級電網(wǎng)企業(yè)平均購電價格協(xié)商確定落地電價，扣減輸電價格后為外送電量的上網(wǎng)電價。同時，以本省省級電網(wǎng)企業(yè)平均購電價格為基礎，建立省內(nèi)水電標桿電價制度和動態(tài)調(diào)整機制，鼓勵通過競爭方式確定水電價格，逐步統(tǒng)一流域梯級水電上網(wǎng)電價。2015年4月，印發(fā)《關(guān)于完善跨省跨區(qū)電能交易價格形成機制的通知》，明確跨省跨區(qū)送電由送受電雙方按照“風險共擔、利益共享”原則平等協(xié)商或通過市場化交易方式確定送受電量和價格，并建立價格調(diào)整機制。鼓勵通過招標等競爭方式確定新建跨省送電項目業(yè)主和電價，鼓勵送受電雙方建立長期、穩(wěn)定的電量交易和價格調(diào)整機制，并通過長期合同予以明確。

　　

　　向家壩送上海、溪洛渡送浙江、錦屏官地送江蘇等大水電外送工程均建立了市場化的價格機制，在送受電雙方的協(xié)商下，明確了價格機制和調(diào)整規(guī)則，較好地促進了清潔能源跨省跨區(qū)消納。此后，云南、貴州送廣東、廣西的西電東送價格機制也進行了相應的調(diào)整。目前，浙江、上海、廣東外來清潔水電均達三分之一以上，為促進電力跨省跨區(qū)交易發(fā)揮了積極支持作用。

　　

　　大力推動省內(nèi)電力直接交易。過去，我國實現(xiàn)電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一收購電力、統(tǒng)一銷售電力的模式。為推動電力直接交易，在輸配電價改革前，國家發(fā)展改革委大力推進了“大用戶直購電”，即鼓勵“買電”“賣電”雙方直接見面，按照自愿參與、自主協(xié)商的原則，確定交易電量、價格。在中發(fā)[2015]年9號文件決定開展輸配電價改革前，2013年到2015年公布了11個省份的直接交易輸配電價，在深圳、蒙西電網(wǎng)開展了輸配電價改革的破冰，為推動電力直接交易發(fā)揮了不可替代的作用。2015年，伴隨著輸配電價改革的深入推進，電力市場化交易不斷擴大。2016年由市場形成電價的比重達22.25%，比上年提高12.4個百分點。2017年上半年國網(wǎng)、南網(wǎng)、蒙西網(wǎng)經(jīng)營區(qū)內(nèi)電力市場化交易規(guī)模達約5000億千瓦時，占電網(wǎng)企業(yè)銷售電量的22%，同比增長50%。

　　

　　綜合施策2015年來累計降低全社會用電成本2500億元

　　

　　2015年以來，國家發(fā)展改革委通過出臺一系列改革舉措，每年減少企業(yè)電費支出約2500億元，在推動供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革、降低實體經(jīng)濟成本方面取得良好效果。

　　

　　——實施煤電價格聯(lián)動機制。根據(jù)煤價變化情況，2015年4月、2016年1月兩次下調(diào)燃煤機組上網(wǎng)電價，相應下調(diào)工商業(yè)銷售電價和一般工商業(yè)銷售電價1.8分和3分，共減少企業(yè)年用電支出835億元左右。

　　

　　——推進輸配電價改革。核定32個省級電網(wǎng)輸配電價，核減電網(wǎng)企業(yè)準許收入480億元，全部用于降低工商企業(yè)電費支出，平均降幅約1分。

　　

　　——完善基本電價執(zhí)行方式。放寬用電企業(yè)申請調(diào)整計費方式、減容、暫停的政策條件，每年降低全國約60萬戶大工業(yè)企業(yè)電費約150億元。

　　

　　——合理調(diào)整電價結(jié)構(gòu)。取消向用戶征收的城市公用事業(yè)附加，減輕工商企業(yè)用電支出350億元，全國工商業(yè)電價平均下降1.09分。取消電氣化鐵路還貸電價，等額降低鐵路貨物運價，降低實體經(jīng)濟成本60億元。取消在電價中征收的工業(yè)企業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整專項資金，將重大水利工程建設基金、大中型水庫移民后期扶持資金的征收標準分別降低25%，緩解因煤炭價格上漲過快導致的發(fā)電企業(yè)經(jīng)營困難550億元。在降低用電成本的同時，使電價結(jié)構(gòu)進一步合理化，銷售電價中包含的基金和附加平均征收標準從5.4分下降到3.05分，占銷售電價的比例從8.18%下降到4.66%。

　　

　　——推進電力市場化交易。2016年電力市場交易電量8000億千瓦時，平均降幅6.4分，每年減輕企業(yè)用電支出約500億元。2017年交易規(guī)模預計同比增長50%，平均降價約5分，新增降價金額200億元。