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二、可再生能源補貼電價的機制

目前在光伏行業(yè)投融資、項目開發(fā)方面：大家均在擔心：一方面補貼的窟窿越來越大，有沒有這么多資金？二是補貼到位是拖延嚴重，對光伏發(fā)電起到了制約作用；三是因電網構架、消納問題造成的棄光問題頻現(xiàn)。

從我國的可再生能源的補貼電價的征收情況來看：政策中對基金本身的規(guī)模大小、保值增值、基金的征收完成的保證措施缺少約束。當基金不夠的時候，要么提高電價征收標準；要么補貼目錄更新速度慢。 

從可再生能源的補貼電價的支出情況來看：因目前可再生能源項目大部分是地方核準，補貼為全網（全國）分攤，等于“地方請客、中央買單”。對于國內的大型發(fā)電集團、高耗能企業(yè)來講。“發(fā)電-用電-可再生能源補貼”在集團公司層面，可形成完整閉環(huán)。而對于僅進行可再生能源的項目開發(fā)商則將因補貼電價的不及時，導致資金鏈斷裂。

雖然目前利用財政預撥的辦法，解決電網不能及時向光伏企業(yè)撥付補貼的問題。這些政策總的看是積極的，但也會給企業(yè)一個預期，即只要上光伏項目，國家就要給補貼；補貼不夠就漲電價；補貼資金即便不到位，財政也會用預撥的方式兜底。但財政預撥后很可能出現(xiàn)收支不能相抵的情況。

根據國家能源局的統(tǒng)計數據：2015年上半年全國累計光伏發(fā)電量190億千瓦時，“棄光”電量卻達到18億千瓦時。分地區(qū)來看，甘肅省“棄光”電量11.4億千瓦時，“棄光率”28%；新疆“棄光”電量5.41億千瓦時，“棄光率”19%。

關于棄光的原因，各方的觀點不一。當我們注意到德國2015年第30周的某天，其可再生能源的瞬時功率達到了全網的79%的時候。發(fā)現(xiàn)各方的觀點則值得商榷。

同樣，蒙西電網也在新能源調度方面取得了不小的成績：蒙西電網是個純火電系統(tǒng)，加之冬季燃煤熱電聯(lián)產“硬負荷”比重甚大，除已建成的“點對網”煤電東送通道外，沒有風電外送手段。蒙西地區(qū)能夠在諸多困難條件下，發(fā)展風電取得如此成績，是意味深長的。

稍加分析可見，一方面地方政府對地方企業(yè)的管理具有“直接優(yōu)勢”，管理目標與發(fā)展風電目標一致，即：要的就是電量，“風電優(yōu)先、煤電讓路”的節(jié)能原則由此得以實現(xiàn)。

相比蒙西，其他不少地區(qū)還在執(zhí)行對各類發(fā)電機組“計劃內、計劃外發(fā)電量平均分配指標”、“計劃內外電量價格差別”等名目繁多的行政指令。這些“發(fā)電機會均等”的計劃辦法貌似公允，所起作用恰恰是保護化石能源而浪費新能源；另一方面，蒙西電網以220千伏電壓等級為主消納風電，對電網動態(tài)特性的不利影響遠小于在500千伏最高電壓等級配置風電，也是不容忽視的成功因素。

當行政指令與經濟指標相悖時，且缺少經濟補貼方式的時候。行業(yè)的發(fā)展將消極對待。蒙西電網“風電優(yōu)先、煤電讓路”的節(jié)能原則，對于新能源企業(yè)是利好，而火電企業(yè)則是損害。一味的讓傳統(tǒng)能源讓位于可再生能源，對于我國以火電為主的能源結構來說，也將引起行業(yè)的反彈。

三、可再生能源補貼電價發(fā)展趨勢

3.1、調峰電價

由于新能源電力具有隨機性、不可控的特點，需要電網具備一定的可調容量，目前對于國內各省，其網內均存在一定可再生能源的調峰能力，如能提出合理的系統(tǒng)備用電源比例及系統(tǒng)調峰整體解決方案，適時推出調峰電價優(yōu)惠政策。將合理補償傳統(tǒng)能源因調峰產生的損失；充分利用電網的調峰能力，減少可再生能源的儲能的二次投資浪費。

因此，用于可再生能源的調峰電廠的有明確的調峰電價補貼時，國內的各類的電站將不再依靠行政指令，而根據其機組的特性，選擇性的為可再生能源調峰。從而減少可再生能源的棄光、棄風等現(xiàn)象。

在撰寫本文過程中，國家發(fā)改委國家發(fā)展改革委辦公廳關于開展可再生能源就近消納試點的通知（發(fā)改辦運行[2015]2554號）中“三（一）節(jié)中的可再生能源在局域電網就近消納”中明確提到：

在可再生能源富集地區(qū)，一方面積極加強輸電通道和配電網建設，促進可再生能源外送，擴大消納范圍；另一方面以可再生能源為主、傳統(tǒng)能源調峰配合形成局域電網，減少外送線路建設需求，探索在試點地區(qū)局域電網內考慮輸電距離因素測算確定輸配電價，積極承接東部產業(yè)轉移，促進可再生能源積極消納的良性循環(huán)。通過企業(yè)自備燃煤火電機組公平承擔社會責任，履行調峰義務，參與交易，提高調峰能力，加大可再生能源就近消納力度。