2013年8月31日，國家發(fā)改委出臺了《國家發(fā)展改革委關于調整可再生能源電價附加標準與環(huán)保電價有關事項的通知》(以下簡稱“通知”)，通知涉及兩方面內容：可再生能源方面，上調了可再生能源電價附加標準;火電上網電價方面，提升了脫硝電價的補貼標準和新增了除塵電價的補貼標準。通知指出：(1)自今年9月25日起，將除居民生活和農業(yè)生產用電之外的其他用電可再生能源電價附加標準由每千瓦時0.8分錢提高到1.5分錢﹔(2)將燃煤發(fā)電企業(yè)脫硝電價補償標準由每千瓦時0.8分錢提高到1分錢﹔對煙塵排放濃度低于30毫克/立方米(重點地區(qū)20毫克/立方米)的燃煤發(fā)電企業(yè)實行每千瓦時0.2分錢的電價補償。

此舉將暫時填補可再生能源發(fā)展的資金缺口，在一定程度上促進可再生能源的有序健康發(fā)展。但在用電需求并不旺盛的前提下，每年征收金額增長有限;加之，未來兩年可再生能源裝機依然保持較快增長，預計2015年征收標準將不能滿足補貼需求，未來解決可再生能源發(fā)展的最有效的途徑還是降低發(fā)電成本，實現平價上網。環(huán)保電價中包含了脫硫電價、脫硝電價和除塵電價，火電上網電價進一步完善，有利于調動火電企業(yè)節(jié)能減排的積極性，預計未來脫硝及除塵設施的安裝將加速。

可再生能源電價附加征收標準的提升，將填補近幾年可再生能源發(fā)展的資金缺口，但其補貼只供一時之需，不能作為清潔電源發(fā)展的長久之計

2006年通過的《可再生能源法》規(guī)定，電網企業(yè)按照中標價格收購風電、光電等可再生能源，超出常規(guī)火電上網標桿價格的部分，附加在銷售電價中分攤?？稍偕茉措妰r附加的征收標準最初為0.1分/千瓦時，2009年11月起調至0.4分/千瓦時，2012年的《可再生能源發(fā)展基金征收使用管理暫行辦法》又將標準上調至0.8分/千瓦時。隨著可再生能源的迅速發(fā)展，原有的征收標準已經不能覆蓋可再生能源發(fā)展的資金缺口，國家為促進可再生清潔電源的發(fā)展，2013年9月將實行1.5分/千瓦時的征收標準。

可再生能源電價附加征收的金額用于以下三種情況：(1)可再生能源發(fā)電項目上網電量的補助標準，根據可再生能源上網電價、脫硫燃煤機組標桿電價等因素確定。(2)專為可再生能源發(fā)電項目接入電網系統(tǒng)而發(fā)生的工程投資和運行維護費用，按上網電量給予適當補助，補助標準為：50公里以內每千瓦時1分錢，50-100公里每千瓦時2分錢，100公里及以上每千瓦時3分錢。(3)國家投資或者補貼建設的公共可再生能源獨立電力系統(tǒng)的銷售電價，執(zhí)行同一地區(qū)分類銷售電價，其合理的運行和管理費用超出銷售電價的部分，通過可再生能源電價附加給予適當補助，補助標準暫定為每千瓦每年0.4萬元。其中，補助金額占比最大的是第一種情況。
具體來看，1.5分/千瓦時的征收標準對可再生清潔電源的支撐力度有多大?中債資信基于以下假設進行估測：(1)全國用電量增速保守估計每年為5%，其中農業(yè)用電及居民用電增速也為5%;(2)可再生電源標桿電價為0.4元/千瓦時，多出的部分需要國家補貼，其中風電上網電價按照區(qū)域裝機占比及上網電價綜合測算;(3)可再生電源裝機以國家最新的各電源規(guī)劃順利完成目標，發(fā)電利用小時數以2012年各電源的發(fā)電利用小時數為基準。

表1：近幾年及未來幾年可再生能源電價附加征收基金缺口測算注：2013年可再生
能源電價附加征收標準按照通知規(guī)定征收日加權平均所得為0.98分/千瓦時。發(fā)電量=上一年的裝機*發(fā)電利用小時數

從表1可以看出，近幾年可再生能源裝機增長迅速，從2010年開始，征收金額不能覆蓋補貼金額，出現補貼資金缺口。其中，2011年資金缺口為46.10億元;2012年上調征收標準后，暫時緩解可再生能源補貼之需。受2012年可再生能源裝機大幅增加影響(太陽能裝機增速為151.52%，生物質裝機增速為81.82%)，預計2013年其發(fā)電量迅速增加，即使9月份開始按照新的標準征收，但全年看，可再生能源補貼仍將存在30億元左右的資金缺口。預計2014年，可再生能源電價附加征收金額約為700億元，較以前年度標準高出約350億元，能覆蓋補貼需求。2015年作為“十二五”的結點，按照各可再生能源的規(guī)劃，預計風電裝機將為1億千瓦、太陽能發(fā)電裝機為3,500萬千瓦、生物質發(fā)電裝機為1,300萬千瓦，其發(fā)電量也迅猛增加，預計三者所需補貼合計約為747億元，其征收金額又將不能完全覆蓋補貼需求。

需要指出的是，表1的測算只針對第一種情況的補貼，實際的資金缺口要比表1測算結果大。整體看，近幾年可再生能源裝機規(guī)模大幅增長，所需補貼資金規(guī)模增長迅速。國家逐步提高可再生能源電價附加征收標準，但征收金額只能填補一時之需?？稍偕茉吹陌l(fā)展僅靠國家補貼不是最終出路，其必須在成本端降低建造成本，使其發(fā)電成本與主流電源相契合，上網電價達到標桿電價，與主流電源平價上網。只有這樣，可再生電源的發(fā)展才具有可持續(xù)性。

脫硝電價補貼標準的上調和除塵電價補貼標準的新增，進一步完善了火電上網電價的組成結構脫硫、脫硝和除塵是完成全國“十二五”減排目標和落實“大氣十條”的重要保障。截至2012年底，有250臺(9,670萬千瓦)火電機組建設脫硝設施，脫硝機組總裝機容量達到2.26億千瓦，占火電裝機容量的比例從2011年的16.9%提高到27.6%;新投運脫硫機組裝機容量4,725萬千瓦;289臺1.27億千瓦現役機組拆除脫硫設施煙氣旁路，綜合脫硫效率從85%提高到90%以上。剩余的72.4%的火電機組要在2015年之前完成脫硝改造。對于火電企業(yè)，安裝脫硝設施無疑是增大了其發(fā)電成本，近兩年國家也新增了脫硝電價補貼。

2011年11月，發(fā)改委出臺燃煤發(fā)電機組試行脫硝電價政策，對14個省(區(qū)、市)符合國家政策要求的燃煤發(fā)電機組，上網電價在現行基礎上每千瓦時加價8厘錢，用于補償企業(yè)脫硝成本。2012年底，發(fā)改委下發(fā)了《關于擴大脫硝電價政策試點范圍有關問題的通知》：自2013年1月1日起，將脫硝電價試點范圍擴大為全國所有燃煤發(fā)電機組，脫硝電價標準為每千瓦時8厘錢。但安裝脫硝裝置給火電企業(yè)帶來的發(fā)電成本的增加普遍超過國家的補貼。

新建機組增加的脫硝設施帶來的發(fā)電成本在1分錢/千瓦時左右，其中百萬千瓦超臨界機組成本增加約為0.8分/千瓦時，國家補貼能夠覆蓋其成本;但是對于大部分在役機組來說，安裝脫硝設施并不僅僅只是簡單的脫硝改造，可能會伴隨著更換其他部件和提高機組其他性能的改變，因此其成本增加較多，一般維持在1.2~1.5分/千瓦時，國家補貼不能覆蓋其成本增加。因此，火電企業(yè)缺乏脫硝設施改造的積極性，2013年5月14日，環(huán)保部公布的《“十二五”主要污染物總量減排目標責任書》曝光了多家電力企業(yè)脫硝改造不達標以及監(jiān)測數據弄虛作假的問題。此次國家將脫硝電價補貼由0.8分/千瓦時上升到1分/千瓦時，在一定程度上緩解了火電企業(yè)對現役機組進行脫硝改造的成本壓力。且隨著脫硝技術的進步，脫硝設施成本或將逐漸減少。未來國家脫硝補貼電價有望覆蓋火電機組的脫硝成本。

此外，國家新增除塵電價，對煙塵排放濃度低于30毫克/立方米(重點地區(qū)20毫克/立方米)的燃煤發(fā)電企業(yè)實行每千瓦時0.2分錢的電價補償。近兩年，國內多地出現了較為嚴重的霧霾天氣，2013年環(huán)保部召開“京津冀及周邊地區(qū)重污染天氣應對工作會議”，進一步強調了大氣治理的必要性，且將PM2.5與地方政績掛鉤，凸顯了國家對節(jié)能減排的重視。

這次電價調整，進一步優(yōu)化了火電上網電價的組成結構，新增了除塵電價補償，提高了脫硝電價標準。再加上已有的脫硫電價，在火電上網電價中已初步形成了較為完整的環(huán)保電價體系。此次的電價調整將對我國大氣環(huán)境質量的改善產生積極作用。