发改委就完善可再生能源电价和环保电价政策答记者问

近日，国家发展改革委发出通知，决定自9月25日起提高可再生能源电价附加征收标准，进一步完善脱硝等环保电价政策；同时，还出台了调整和完善光伏发电价格及补贴政策的文件。社会各方面对上述政策措施十分关注。为此，记者采访了国家发展改革委有关负责人。

问：此次完善相关电价政策的目的和主要内容是什么？

答：国家进一步完善可再生能源和环保电价政策，主要目的是为了适当扩大可再生能源发展基金的规模，进一步健全环保电价体系，促进可再生能源发展和减少大气污染排放提供必要的政策支持。主要内容包括三个方面：一是将向除居民生活和农业生产以外的其他用电征收的可再生能源电价附加标准由现行的每千瓦时0.8分钱提高至1.5分钱；二是将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分钱提高至1分钱；三是对燃煤发电企业除尘成本予以适当补偿，除尘电价补偿标准为每千瓦时0.2分钱。

需要说明的是，在不提高销售电价水平的前提下，此次电价调整主要通过对燃煤发电企业上网电价进行结构调整来实现，不会增加居民和企业负担。上述电价调整自今年9月25日起执行。

问：为什么要提高可再生能源电价附加征收标准？

答：与常规能源相比，可再生能源具有清洁环保、可再生等优点，但其成本也相对较高。因此，在可再生能源发展的前期，需要采取政府补贴措施加以扶持，这是国际上的通行做法。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。

近年来，我国可再生能源发展迅速，目前筹集的资金难以满足补贴资金需求的迅速增长。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。因此，国家决定将可再生能源电价附加标准由现行每千瓦时0.8分钱提高至1.5分钱。

问：为什么要对燃煤发电企业脱硝、除尘给予电价补偿？

答：首先，是改善大气环境质量的迫切需要。近年来，我国经济一直保持快速增长，能源消耗和污染物排放也急剧增加，给环境带来巨大影响。尤其是今年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%。因此，加快火电等重点行业减排设施改造、大幅减少大气污染物排放是实现环境空气质量明显改善奋斗目标的首要任务和重点措施。

其次，是完成全国“十二五”减排目标和落实“大气十条”的重要政策保障。“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。为保障这些任务的全面落实和按期完成，制定实施综合环保电价政策是关键。

第三，是调动火电企业减排积极性、建立减排长效机制的有效手段。要实现“十二五”减排目标和执行新的排放标准，所有燃煤电厂都要安装脱硫、脱硝设施，实施现有除尘设施升级改造。脱硝、除尘等环保设施的建设和运行需要大量的资金，并将增加发电成本。因此，一方面需要对燃煤发电企业建设和运行减排设施所产生的费用给予一定的电价补偿，以调动燃煤发电企业加快减排设施建设的积极性；另一方面，要对获得补贴的燃煤发电企业进行严格的监管，促进企业守法经营，提高环保守法意识，推动建立减排的长效机制。

问：目前，燃煤发电企业上网电价中已包含脱硫、脱硝、除尘等三种环保电价，这些电价政策对促进节能减排和环保产业发展有何作用？

答：这次电价调整，进一步优化了火电上网电价的组成结构，新增了除尘电价补偿，提高了脱硝电价标准。再加上已有的脱硫电价，在火电上网电价中已初步形成了较为完整的环保电价体系。这是我国治污减排政策的重大创新，是推动电力行业大气污染物排放量持续下降的根本保证，为我国大气环境质量的明显改善产生了积极有效的作用。

一是加速燃煤发电企业减排设施建设。受环保电价政策的激励作用，发电企业实施脱硫、脱硝及除尘设施改造的积极性明显提高，进度将明显加快。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%，建设速度世界绝无仅有。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%。

二是带动火电厂大气污染物排放量显著下降。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。

三是带动了节能环保产业的快速发展。“十一五”以来，我国燃煤电厂脱硫从技术到装备已经完全实现了国产化。多个企业在高效超低氮燃烧技术研究及应用上取得重大突破，脱硝催化剂制造企业迅速发展，生产能力已经接近30万立方米/年。

问：据悉，国家发展改革要求各地研究提出具体的电价调整方案，请问与煤电价格联动有何关系？

答：由各地提出具体电价调整方案，是因为提高可再生能源电价附加和脱硝、除尘电价标准需主要通过降低燃煤电厂上网电价来实现，而各地水电和火电的结构不同，电煤价格涨跌情况不同，燃煤电厂脱硝、除尘改造进度也不相同，需要各省价格主管部门结合当地情况进行测算，提出具体的实施方案。

这次电价调整属于电价结构调整，不是煤电价格联动。去年底，国务院办公厅印发的《国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见》规定，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。

问：如何保证燃煤发电企业将环保电价政策落实到位？

答：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。各级价格、环保部门要在日常监管的基础上，定期开展专项环保电价检查，对不落实环保电价政策、不按规定运行环保设施或偷工减料、弄虚作假的行为，发现一起，查处一起，并公开曝光。

问：据了解，国家还对光伏发电价格政策进行了调整和完善，请介绍一下相关情况。

答：为促进光伏发电产业健康发展，根据《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》有关要求，在充分征求有关方面意见基础上，近期我委下发了《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，对光伏发电价格政策做了进一步完善。主要内容：

一是分资源区制定光伏电站标杆电价。根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类太阳能资源区，相应确定了三类资源区标杆上网电价分别为每千瓦时0.9元，0.95元和1元。

二是制定了分布式光伏发电项目电价补贴标准。对分布式光伏发电实行按照发电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元。

三是明确了相关配套规定。对分布式光伏发电系统自发自用电量免收随电价征收的各类基金和附加，以及系统备用容量费和其他相关并网服务费；鼓励通过招标等竞争方式确定光伏发电项目上网电价和电量补贴标准；明确光伏发电上网电价及补贴的执行期限原则上为20年。

四是明确了政策适用范围。分区标杆上网电价政策适用于今年9月1日以后备案（核准），以及今年9月1日前备案（核准）但于明年1月1日及以后投运的光伏电站；电价补贴标准适用于除享受中央财政投资补贴以外的分布式光伏项目。

上述政策措施的实施，将为扩大国内光伏市场创造更为有利的条件，有利于充分发挥价格杠杆引导资源优化配置的积极作用，促进光伏发电项目合理布局和光伏产业的健康发展。（来源：新华能源）

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