完善可再生能源和环保电价政策 促绿色发展

新华社记者朱诸

北京(CNFIN.COM /XINHUA08.COM)--国家发展改革委30日宣布，自9月25日起提高可再生能源电价附加征收标准，并且进一步完善脱硝、除尘等环保电价政策。专家表示，这一系列政策旨在通过价格杠杆促进可再生能源发展，并鼓励燃煤发电企业进行脱硝和除尘改造，既体现政府改善大气质量的决心，也反映其对市场这只“无形的手”的运用更为娴熟。

加强可再生能源资金保障

据发改委当天发布的通知，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。

厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强表示，除去居民生活和农业生产用电，其他方面可再生能源用电大约占80%左右，而这次可再生能源电价附加标准几乎翻了一倍，预计每年将为可再生能源发展基金多筹200亿元的资金，这将对促进可再生能源发展提供很大保障。

据了解，与常规能源相比，可再生能源成本较高，因此，在可再生能源发展的前期，各国普遍采取政府补贴的措施加以扶持。我国《可再生能源法》规定，可再生能源发电价格高出常规能源发电价格部分，在全国范围内进行分摊。据此，国家在销售电价中征收了可再生能源电价附加，作为可再生能源发展基金，征收标准从2006年的每千瓦时0.1分钱逐步提高到现行的每千瓦时0.8分钱，目前每年筹集金额200亿元左右。

中国电力企业联合会副秘书长欧阳昌裕介绍说，我国可再生能源发展基金的资金主要用于支持光伏、风能、生物质能等可再生能源发展，其来源主要分为两部分，一部分来自国家专项资金，另一部分就是来自电价附加费的征收。随着国家财政越来越吃力，该项基金的资金来源未来将主要通过电价附加的形式筹集。

欧阳昌裕说，可再生能源电价附加标准从0.4分钱一直增加到1.5分钱，也从另一个侧面说明了随着今年我国可再生能源发展迅速，筹集的资金难以满足补贴资金需求的迅速增长。

数据显示，截至2011年底，资金缺口为107亿元。若不进一步提高标准，预计2015年可再生能源电价附加资金缺口将达到330亿元左右。这对可再生能源发电企业电费结算和整个产业的健康发展将产生严重的不利影响。

脱销、除尘助力“蓝天白云”

发改委的通知还明确，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。

“这对空气污染的治理是个好消息，”林伯强说，“不论是脱销还是除尘，都是为了减少燃煤电厂的污染物排放，毕竟电厂燃煤比例较高，而且相对于其他传统能源，烧煤对空气的影响也相对较大。”

发改委提供的资料显示，今年1月以来，全国部分地区持续出现大范围雾霾天气，对人体健康产生严重危害。二氧化硫、氮氧化物、烟粉尘、挥发性有机物等是影响空气中PM2.5浓度的主要污染物，其中，燃煤电厂排放量占总排放量近50%。

“十二五”期间，全国火电行业二氧化硫、氮氧化物排放量要分别削减16%、29%，到2017年，全国重点地区PM2.5浓度要下降15%-25%。自2014年7月1日起，现有火电厂要执行新的大气污染物排放标准，二氧化硫、氮氧化物、烟尘浓度排放限值将更加严格。

欧阳昌裕表示，燃煤电厂安装和运行脱销、除尘的成本较高，企业经营压力很大，通过电价补贴的方式可以有效调动燃煤发电企业加快减排设施建设的积极性。

据了解，2004年实施脱硫电价政策后，电力行业二氧化硫排放量出现大幅下降，“十一五”以来，全国累计下降35%以上。2011年底开始脱硝电价试点，今年上半年电力行业氮氧化物排放量首次出现大幅度下降，同比下降9%以上。

数据显示，截至目前，全国火电装机中已投运脱硫、脱硝装置的占比分别高达92%、27%。全国燃煤机组脱硫设施投运率由2005年的不足60%提高到目前的95%以上，全国燃煤机组平均脱硝效率超过66%。

电价结构调整并非煤电联动 销售电价不变

发改委表示，本次提高可再生能源电价附加和脱硝、除尘电价标准主要通过降低燃煤电厂上网电价来实现，销售电价水平不会提高，因此也不会增加居民和企业负担。

同时，发改委称，这次电价调整属于电价结构调整，不是煤电价格联动。据相关规定，我国煤电联动以年度为周期，当电煤价格波动幅度超过5%时，实施煤电价格联动。目前，虽然大部分地区电煤价格波动幅度已超过5%，但在时间上尚未达到一年的联动周期。

此前，有市场传闻称，持续大幅走跌的煤价将促使电价下调，甚至表示，“国家发改委已经做出了年内调整电价的初步方案，在煤价没有回暖的情况下，最早今年10月将下调电价。”　

另外，为加强对脱硫、脱硝、除尘电价的监管，国家将配套出台严格的环保电价考核管理办法，明确环保电价执行的方式、方法、标准、程序和考核措施，并严格执行，以确保相关政策落实到位。