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”

 

 

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”

 

 

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”

 

 

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。