可再生能源电价附加应征全用好——专访国家应对气候变化战略研究和国际合作中心首任主任李俊峰
国家虽已推动平价（低价）上网项目建设，但并非立即对全部风电、光伏发电新建项目取消补贴。随着可再生能源发展壮大，在现行补贴机制下，可再生能源补贴资金缺口逐年加大，补足这一缺口、还信于企，是提升政府信誉，增强社会对可再生能源发展信心的当务之急。围绕设置可再生能源补贴的由来，国家应对气候变化战略研究和国际合作中心首任主任李俊峰日前接受了记者的独家专访，认为当下可再生能源电价附加应征全用好，来解决资金缺口问题。此外，他还分享了对“后补贴时代”推进可再生能源高质量发展的思考。
“可再生能源发展遇到的最大瓶颈，就是补贴机制问题”
记者：作为组织并主持了《可再生能源法》研究起草工作的专家，您如何评价该法实施以来我国可再生能源发展的成就，以及该法所起的作用？
李俊峰：《可再生能源法》于2005年获表决通过，于2006年1月1日正式实施。可以看到，我国可再生能源经历了从2005年到2018年的产业化高速发展。2005年，我国风电、光伏发电装机合计130余万千瓦，约占全国总装机容量的0.2%。截至去年底，可再生能源装机突破7亿千瓦，其中，风电、光伏发电装机分别约1.84亿千瓦和1.75亿千瓦，合计占全国发电总装机近五分之一，而且并网装机量多年保持全球第一。十多年来，风电、光伏发电上下游产业链发展日渐成熟，产业化技术水平不断提升，发电成本大幅下降，产业体系逐步健全，产业竞争力占据全球前列。
我认为，《可再生能源法》是推动可再生能源发展的基础，它确立了可再生能源的法律地位、基本制度和政策框架，明确了政府和社会在可再生能源开发利用方面的责任和义务，对风电、光伏发电产业化发展起到了至关重要的引领和推动作用。它的一些基本原则不能变。
但是，可再生能源发展遇到了最大瓶颈，就是补贴机制问题。截至去年底，可再生能源补贴缺口累计超过1400亿元人民币。
“出现补贴拖欠，很大程度是政府相关主管部门没有认真履行征收义务，导致35%到40%的比例没有征收上来”
记者：为何会产生如此大规模的可再生能源补贴缺口？
李俊峰：首先明确，可再生能源补贴不是“补贴”，而是全社会电力用户为促进可再生能源发展承担的一份义务。按照《可再生能源法》第二十条，电网企业收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，附加在销售电价中分摊。所以说，“可再生能源补贴给国家财政带来负担”的说法是不准确的，实际上，可再生能源补贴没有占用国家财政一分钱，而是来自全社会电力用户的可再生能源电价附加收入。
根据《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》，可再生能源电价附加在除西藏自治区以外的全国范围内，对各省、自治区、直辖市扣除农业生产用电（含农业排灌用电）后的销售电量征收。按照现在平均1.9分/千瓦时的征收标准，足以筹集支撑可再生能源发展的电价附加资金。出现补贴拖欠，很大程度是政府相关主管部门没有认真履行征收义务，导致35%到40%的比例没有征收上来。
这主要包括三部分：一是近一万亿千瓦时的居民生活用电量未征收，大约190亿元，二是自备电厂约一万亿千瓦时的自发自用电量未征收。这两项加起来约400亿元，跟当前一年的补贴资金缺口相当。按照可再生能源上述法律法规，这两项资金都应该征收。而征收部门自作主张，扣除居民生活用电电价附加；同时，由于执法力度不够，自发自用自备电厂的供电用户逃避缴费责任。三是垃圾焚烧发电不该补贴，却享受补贴，这接近一百亿元。垃圾发电是环保处置城乡垃圾、解决污染问题的一种措施，各地对垃圾发电进行补贴，使垃圾发电成了“香饽饽”，等于变相激励社会产生垃圾，加大了可再生能源发展补贴资金压力。而且，一个地区的垃圾处理成本凭什么由全国电力用户承担？无法律依据。地方财政可以补贴，但不能从可再生能源电价附加这笔钱走账。
“如果认为可再生能源电价附加入不敷出，可依法调高征收标准”
记者：现阶段，您认为应如何解决可再生能源补贴资金缺口？
李俊峰：开源节流并举。首先，对居民用电和自备电厂用电未收的电价附加征收上来。有舆论认为居民用电不能收。实际上，以一个居民家庭一年用电量2000千瓦时计算，对这部分电量征收1.9分/千瓦时的电价附加，一个家庭一年的电费负担增加不到40元，一般家庭可能也不会在意。而且，国家可以通过财政对贫困、低保家庭给予电费补贴。其次，如果认为可再生能源电价附加入不敷出，可依法调高征收标准。我国可再生能源电价附加的征收标准是从0.1分/千瓦时逐步提至目前的1.9分/千瓦时，仍可以继续提高。
有人认为，电价涨一分钱是天大的事情。近五年间，煤炭、石油价格从低谷价上涨约一倍，社会经济运行照常。只有电价没有升高，反而下降。2015年末，环渤海5500大卡动力煤价格指数下跌至370元/吨，之后回升，2017年达到700元/吨。有研究计算，煤价上涨平均推高电力价格0.1~0.15元/千瓦时，按最低值算，我国煤电约5万亿千瓦时，煤价推动整个社会成本增加5500亿元。再看油价，2014年下半年，国际油价进入下行周期，2015年布伦特油价低估时约35美元/桶，2018年油价反弹超过70美元/桶，按照我国全年6亿多吨（约43.2亿桶）石油消费量，石油价格上升约增加社会成本1500亿美元，约折合人民币1万亿元。
煤价的上升和油价的上升合计增加社会成本16000亿元，而可再生能源电价附加涨一分钱，增加社会负担400亿元，孰轻孰重？后者仅仅是前者的四十分之一。如果说为了保实体经济，煤炭、石油产业是实体经济，可以涨价，电力就不是实体经济，不能涨价吗？
更为重要的是，为了落实中央关于改善能源结构，减少煤炭消费，增加清洁能源使用的要求，为了更好履行中国在《巴黎协定》中的承诺，早日实现中国碳排放达峰，提高征收标准有充分的理由。
最后，推进技术不断进步，推进风电、光伏发电竞价上网，促进成本不断降低，逐步减少可再生能源发展对国家补贴的依赖。这一点正在积极推进，2019年新增的光伏和风电项目基本上不需要补贴了，可再生能源附加主要是解决历史欠账问题。
“政府要积极推动可再生能源发展，理顺电价机制，恢复可再生能源电价的基本属性”
记者：在您看来，如何促进可再生能源高质量发展，迎接其全面平价时代的到来？
李俊峰：第一，政府要积极推动可再生能源发展。国家发展改革委、国家能源局和财政部相关部门要充分协调、积极推进，落实好中央“改善能源结构，减少煤炭消费，增加清洁能源使用”的要求。政府积极推进与否，效果迥异。在2012年之前，国内光伏发展极其缓慢，2013年国家密集出台文件，认真促进国内光伏应用市场建设，光伏发电就出现了2015年至2017年连续三年大发展的好势头。风电在2016年、2017年连续两年新增装机量负增长，2018年，国家积极开展工作，新增风电装机增速由负增长转为正增长，2019年推动风电竞价上网，促进跨区消纳，提速海上风电发展，开创了风电发展的新局面，预示着今明年风电发展会有一个比较令人满意的结果。同时，政府在制定产业政策时要集思广益，在最大的范围内形成统一的意见。
第二，创新机制，促进高耗煤地区，特别是高耗煤经济发达地区消纳清洁能源。目前，山东、河南、河北、江苏、浙江、安徽等六省煤炭消费量接近15亿吨，煤电发电量占地区发电量的比重均在80%左右，同时，2017年，这六个省可再生能源的消纳水平远远低于全国平均水平，除了浙江水电比重略高，可再生能源电力消纳比重为19.3%，其余五省可再生能源电力消纳比重低于全国平均水平（26.5%）10个百分点以上，如果这六个省份可再生能源电力消纳比重达到全国平均水平，将增加约3000亿千瓦时的清洁电力消纳。要在政治上给这些地方施加压力，在技术上提供解决方案，从政策上形成约束机制，促进其承担更大的清洁能源消纳责任，不能让经济发达地区在清洁能源消纳问题上“掉队”。
第三，参照乌兰察布风电项目经验，充分发挥政府协调作用，推进风电、光伏发电竞价上网和跨区消纳。去年底，内蒙古乌兰察布风电基地一期600万千瓦示范项目获核准，该项目所发电量将按照可再生能源优先发电原则，参与京津冀电力市场交易，和火电一样实施平价上网，由电网公司解决输送通道。这种机制既减少了受端地区煤炭消费，改善了环境，又不增加该地区的平均用电电价水平，将实现发电企业、电网企业、送受端省份的多方共赢。
第四，理顺电价机制，恢复可再生能源电价的基本属性。目前风电、光伏发电采用燃煤标杆电价+补贴的两部制电价，补贴发放要委托专门机构制作补贴目录，国家能源主管部门、财政部门去核实目录的真实性，这都需要跟电网企业沟通。恢复一部制电价，由电网企业按照国家核准的一部制电价收购可再生能源电力，然后直接跟财政部门划转可再生能源电价附加和补贴支出，甚至两者之间可以挂账，可将复杂问题简单化。因为都属于国有资本，财务、审计以及经营上都便于合规操作，对双方影响很小。
最后，着眼于长远，中央部门要带头清欠可再生能源补贴债款。前不久国务院常务会议决定开展专项行动，解决拖欠民营企业账款问题。这应该包括政府部门还债。目前，可再生能源补贴拖欠企业达千亿量级，相关企业的经营成本提升，影响了社会对发展可再生能源的信心。有关部门应该取信于企业，落实中央的政治要求，抓紧解决可再生能源补贴拖欠问题。