余　楊

(北京大學(xué) 經(jīng)濟(jì)學(xué)院，北京 100871)

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中國風(fēng)能、太陽能電價政策的補(bǔ)貼需求和稅負(fù)效應(yīng)

余楊

(北京大學(xué) 經(jīng)濟(jì)學(xué)院，北京 100871)

摘要：中國新能源電價政策促進(jìn)風(fēng)、光電力市場規(guī)模化發(fā)展，但也造成急劇攀升的財稅負(fù)擔(dān)。依據(jù)發(fā)電項目建設(shè)要求，擴(kuò)展平準(zhǔn)化電力成本模型，并在此基礎(chǔ)上將電價基準(zhǔn)、外部效應(yīng)及并網(wǎng)消納等納入電價補(bǔ)貼模型，分類討論風(fēng)、光電價調(diào)整和財稅效應(yīng)。結(jié)果顯示，到2020年，四類風(fēng)能區(qū)和商業(yè)用戶將實現(xiàn)平價上網(wǎng)或自用電零補(bǔ)貼，但財稅總量仍將上升，低棄風(fēng)情景下省份資源區(qū)電價有效緩解補(bǔ)貼增長。因此，兼顧市場應(yīng)用與財稅成本的新能源政策亟需調(diào)整。

關(guān)鍵詞：平準(zhǔn)化電力成本；上網(wǎng)電價；補(bǔ)貼需求；稅收負(fù)擔(dān)

一、引言及相關(guān)文獻(xiàn)回顧

2006—2013年，在《可再生能源法》和新能源電價補(bǔ)貼政策支持下，中國風(fēng)、光裝機(jī)量以年均近180%增速超預(yù)期增長，可再生能源電價附加征稅標(biāo)準(zhǔn)一再調(diào)高，從0.1分/千瓦時增至1.5分/千瓦時，仍不能滿足實際補(bǔ)貼需求。為緩解補(bǔ)貼需求增長規(guī)模、體現(xiàn)發(fā)電成本變化趨勢，國家能源局在2012—2014年間三次召開風(fēng)電上網(wǎng)電價座談會，但調(diào)價方案因補(bǔ)貼資金到位難、“三北”地區(qū)棄風(fēng)率高等原因一再推遲，調(diào)價幅度相當(dāng)有限。為提高資金利用效率、推進(jìn)技術(shù)應(yīng)用，金太陽示范工程投資側(cè)享受優(yōu)惠補(bǔ)貼，但2013年財政部對項目補(bǔ)貼徹查中清算騙補(bǔ)資金超百億元，分布式發(fā)電裝機(jī)指標(biāo)寬松，但因成本、棄光等原因無法落地，存在補(bǔ)貼不足的現(xiàn)象。由此，在能源轉(zhuǎn)型中兼顧新能源市場應(yīng)用和財稅資金利用效率，深入探討風(fēng)、光電價政策調(diào)整及其財稅效應(yīng)，對優(yōu)化區(qū)域發(fā)展布局、緩解財稅壓力尤為重要。

已有研究依據(jù)新興可再生能源補(bǔ)貼類別、性質(zhì)、對象和方式，利用具體項目法、價差法、生產(chǎn)者或消費者補(bǔ)貼等價法、資源租金法和邊際社會成本法等對不同電價政策——固定上網(wǎng)電價(FIT)、可交易綠色證書、凈計量電價和招標(biāo)電價——的補(bǔ)貼規(guī)模和稅負(fù)成本進(jìn)行估算(Grau，2014；Falconett et al.，2010；Tamas et al.，2010；Rozakis et al.，2005；Bernard et al.，2007)。歐盟委員會的研究表明歐盟可再生能源補(bǔ)貼已超過化石能源，且FIT補(bǔ)貼占比最高(EC，2014)。IRENA(2014)指出，可再生能源電價政策電價稅負(fù)較高，且國別差異較大。國內(nèi)研究以定性分析和國際經(jīng)驗比較為主，也有部分文獻(xiàn)通過數(shù)理和實證方法研究最優(yōu)補(bǔ)貼政策選擇及補(bǔ)貼需求規(guī)模。李虹等(2011)利用非線性優(yōu)化模型，以居民環(huán)境支付意愿為約束條件，證實征稅、FIT等補(bǔ)貼措施選擇取決于市場競爭環(huán)境。黃夢華(2011)、Zhi et al.(2013)和Hu et al.(2014)定性分析了加劇財稅負(fù)擔(dān)的FIT政策，認(rèn)為并非是長期政策選擇。還有行業(yè)評論指出，新能源FIT政策因裝機(jī)規(guī)模、棄風(fēng)棄光等原因，補(bǔ)貼需求增長較快，財稅規(guī)?？刂戚^難。由此可見，對中國風(fēng)、光電價政策財稅效應(yīng)的研究關(guān)鍵在于依據(jù)風(fēng)、光電價政策的階段性變化和補(bǔ)貼基準(zhǔn)調(diào)整，應(yīng)充分考慮技術(shù)性和經(jīng)濟(jì)性因素的影響，分情景、階段和資源區(qū)域進(jìn)行實證分析。

二、模型構(gòu)建

中國風(fēng)、光電價政策的補(bǔ)貼需求體現(xiàn)在發(fā)電技術(shù)、電價基準(zhǔn)、環(huán)境成本內(nèi)部化率和并網(wǎng)消納能力等因素影響下的度電補(bǔ)貼和總規(guī)模需求趨勢，稅負(fù)效應(yīng)體現(xiàn)在相應(yīng)的可再生能源電價附加征稅標(biāo)準(zhǔn)變化。依據(jù)各階段風(fēng)、光電價政策與補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)(包含分?jǐn)傄?guī)定)，本文建立平準(zhǔn)化電力成本(LCOE)擴(kuò)展模型為基礎(chǔ)的電價補(bǔ)貼需求和稅負(fù)模型，重點探討現(xiàn)行FIT電價政策下各類因素的影響效應(yīng)，并以2006—2013年和2020年為樣本時段，提出分情景實證研究方法以及相應(yīng)的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)來源。

(一)風(fēng)能、太陽能電價政策與補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)

中國風(fēng)、光電力市場形成較晚，各階段電價補(bǔ)貼政策因受產(chǎn)業(yè)化程度、市場規(guī)模等影響，補(bǔ)貼方式和標(biāo)準(zhǔn)各有側(cè)重，主要表現(xiàn)出投資側(cè)轉(zhuǎn)向發(fā)電、售電側(cè)補(bǔ)貼，電網(wǎng)電價差轉(zhuǎn)向標(biāo)桿上網(wǎng)電價差補(bǔ)貼等特點。階段性政策變化具體如下：

風(fēng)能電價政策與補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)的階段性變化。1986—2002年，風(fēng)電發(fā)展初期階段。風(fēng)電設(shè)備基本由國外援助或進(jìn)口購買，上網(wǎng)電價有還本付息電價、經(jīng)營期均價和競爭電價等形式，電價由國家物價部門核準(zhǔn)，上網(wǎng)電價高出平均電價部分由電網(wǎng)公司負(fù)擔(dān)。2003—2008年，風(fēng)電規(guī)?；l(fā)展階段。為提高風(fēng)電機(jī)組產(chǎn)業(yè)化水平和應(yīng)用規(guī)模，實施特許招標(biāo)電價與核準(zhǔn)電價并存，風(fēng)電與常規(guī)電源電價(或脫硫燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價)差額在省電網(wǎng)內(nèi)(2003—2005年)或可再生能源電價附加進(jìn)行分?jǐn)?2006—2008年)。2009年7月至今，風(fēng)電大規(guī)模應(yīng)用階段。國家發(fā)改委出臺[2009]1906號文件，依據(jù)風(fēng)能資源和工程建設(shè)條件，實行全國四類資源區(qū)標(biāo)桿上網(wǎng)電價政策，補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)和費用分?jǐn)偘础犊稍偕茉捶ā穼嵤?015年1月，發(fā)改委[2014]3008號文件調(diào)整資源區(qū)電價標(biāo)準(zhǔn)。

太陽能電價政策與補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)的階段性變化。2009年前，市場應(yīng)用初期。太陽能發(fā)電項目依賴國家直接撥款和國際贈款，如“送電到鄉(xiāng)”、“光明工程”等項目(中國可再生能源發(fā)展項目，2008)，主要采取審核電價和援助補(bǔ)貼形式。2009—2013年，市場規(guī)模化發(fā)展階段。為推進(jìn)光伏發(fā)電示范應(yīng)用及關(guān)鍵技術(shù)產(chǎn)業(yè)化，啟動太陽能發(fā)電特許招標(biāo)和金太陽示范工程項目。期間，14個特許招標(biāo)項目依據(jù)[2011]1594號和[2013]1638號文件執(zhí)行中標(biāo)電價，補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)為中標(biāo)價格與當(dāng)?shù)厝济簷C(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價差額。6批金太陽示范工程項目依據(jù)財建[2009]129號規(guī)定實施投資側(cè)補(bǔ)貼，光伏電價報批主管部門審核，補(bǔ)貼納入全國費用分?jǐn)偂?013年至今，太陽能發(fā)電大規(guī)模應(yīng)用階段。發(fā)改委 [2013]1638號和[2014]406號光伏標(biāo)桿上網(wǎng)電價政策相繼發(fā)布， 2013年9月后批準(zhǔn)或2014年后投運項目，光伏電站實行三類資源區(qū)標(biāo)桿上網(wǎng)電價與上網(wǎng)電價差額補(bǔ)貼，分布式發(fā)電實行全額上網(wǎng)補(bǔ)貼(標(biāo)桿電價差補(bǔ)貼)或全電價補(bǔ)貼(余電上網(wǎng)0.42元/千瓦時)。2011—2012年，也有部分地區(qū)依據(jù)[2011]1594號文件實施特定的標(biāo)桿上網(wǎng)電價，補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)為光伏上網(wǎng)電價與當(dāng)?shù)厝济簶?biāo)桿上網(wǎng)電價差額，統(tǒng)一在可再生能源電價附加中進(jìn)行分?jǐn)偂?/p>

(二)風(fēng)、光發(fā)電和燃煤發(fā)電成本及上網(wǎng)電價模型

由風(fēng)、光電價政策與補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)階段變化可知，風(fēng)、光和燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價的確定是補(bǔ)貼估算的基礎(chǔ)。在審批和招標(biāo)政策下，電價基準(zhǔn)由政府核準(zhǔn)或中標(biāo)確定，依據(jù)項目有較大變化?，F(xiàn)在，此兩類政策已不再實施，市場份額低，取實際值進(jìn)行實證研究。現(xiàn)行標(biāo)桿上網(wǎng)電價政策下，國內(nèi)外普遍應(yīng)用LCOE模型比較不同電源技術(shù)發(fā)電成本和定價基準(zhǔn)。LCOE模型使電力項目在基準(zhǔn)收益率基礎(chǔ)上實現(xiàn)盈虧平衡，或給定預(yù)期收益率下凈現(xiàn)值為0，由此確定的不同電源電價水平可在同一基準(zhǔn)收益率下進(jìn)行有效比較。根據(jù)工程項目成本核算和凈現(xiàn)值法(NPV)要求，LCOE簡單形式：

(1)

其中:總成本(Cost)是期初(t=0)資本投資(CI)、維護(hù)成本(O&M)和燃料成本(F)的現(xiàn)值；Rdis是預(yù)期貼現(xiàn)率，將t期成本進(jìn)行貼現(xiàn)?？偸找鏋楫?dāng)期LCOE與發(fā)電量(Qe)乘積現(xiàn)值。若LCOE還考慮其他因素成本效應(yīng)，如系統(tǒng)損失(Rdeg)、融資成本(貸款額度L和利息I、利率i、貸款比重Ris和貸款期限T′)、人員和保險成本(Lab、Ins)、所得稅(稅收IT、稅率Rinc)、增值稅(稅收VA、稅率Rva)、增值附加稅(稅收VAS、稅率Rvas)和折舊(Dep)。那么，LCOE拓展如下：

(2)

(3)

(4)

若標(biāo)桿上網(wǎng)電價(BGEP)與LCOE同步調(diào)整，則

BGEPt=LOCEt

(5)

(1)風(fēng)、光發(fā)電項目關(guān)鍵成本因素。成本波動的關(guān)鍵因素包括資本投資以及發(fā)電量。其中，資本投資中發(fā)電設(shè)備費用變化趨勢可利用學(xué)習(xí)曲線進(jìn)行擬合：

(6)

LBD=1-2-b

(7)

其中，Ceq,t是風(fēng)、光發(fā)電系統(tǒng)t期成本，Ceq,0為期初成本，CQeq,t為t期產(chǎn)量，CQeq,0為期初產(chǎn)量，b是干中學(xué)系數(shù)。公式(7)用以估算“干中學(xué)”的成本效應(yīng)。其他設(shè)備成本和建設(shè)安裝成本依據(jù)年均成本變化率進(jìn)行外推。預(yù)備費用和其他費用按工程技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)(水規(guī)院，2007)、工程勘察設(shè)計收費管理規(guī)定(國家計建部，2001)等定額核算。電價成本中發(fā)電量由系統(tǒng)效率和資源條件決定，上網(wǎng)電量還與并網(wǎng)消納能力有關(guān)。

(2)燃煤發(fā)電項目關(guān)鍵成本因素。成本波動主要參數(shù)包括燃料成本、利用小時數(shù)和廠用電率等，可依據(jù)年度平均變化進(jìn)行外推。燃煤發(fā)電設(shè)備和建設(shè)技術(shù)較成熟，煤電基地以西部為主，嚴(yán)控其他新建項目，投資費用波動小。但《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014—2020)》和《火電工程限額設(shè)計參考造價指標(biāo)》中對環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)提出嚴(yán)格要求，發(fā)電環(huán)境防治成本將有明顯變化。

(三)風(fēng)、光發(fā)電補(bǔ)貼需求與稅負(fù)效應(yīng)建模分析

1.補(bǔ)貼需求分析

由風(fēng)、光電價政策與補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)階段變化以及電價成本LCOE模型分析可知，補(bǔ)貼需求受電價基準(zhǔn)、成本趨勢、外部成本內(nèi)部化、并網(wǎng)消納能力等多因素影響。綜合考慮政策變化和研究需要，重點建模分析FIT電價政策下，風(fēng)電發(fā)電側(cè)、光伏發(fā)電側(cè)和售電側(cè)的補(bǔ)貼需求。

(8)

(9)

(10)

其中，GPw/s、GPc分別為風(fēng)、光及燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價。不同電價政策下，GPw/s可代表風(fēng)、光核準(zhǔn)電價，招標(biāo)電價或FIT電價。前兩類政策已不再實施，且裝機(jī)量相對較小，不再展開討論。

(11)

(12)

FIT政策下，風(fēng)、光發(fā)電度電補(bǔ)貼需求取決于不同電源標(biāo)桿上網(wǎng)電價(風(fēng)、光發(fā)電FITw/s，燃煤發(fā)電BPc)基準(zhǔn)和變化差異，總補(bǔ)貼需求還取決于并網(wǎng)電量。那么，在不同的風(fēng)、光電價分類和調(diào)整基準(zhǔn)，燃煤發(fā)電外部成本內(nèi)部化程度和棄風(fēng)/光(Rc)下，將呈現(xiàn)如下不同補(bǔ)貼需求：

C.存在棄風(fēng)/棄光(Rc>0)，風(fēng)、光標(biāo)桿上網(wǎng)電價調(diào)整滯后于LCOE水平，即便補(bǔ)貼電量下降，總補(bǔ)貼需求滿足以下條件也可能上升(且穩(wěn)定的電價水平有助于減緩補(bǔ)貼增量需求)：

(13)

則：

(14)

這意味著棄風(fēng)/光上升時，未補(bǔ)貼棄風(fēng)/光電量不能抵消新增裝機(jī)補(bǔ)貼增量，則總補(bǔ)貼會上升。依據(jù)A情況，分類資源區(qū)電價更好地平衡了區(qū)內(nèi)各省電價水平，引導(dǎo)低棄風(fēng)/光區(qū)裝機(jī)，減緩補(bǔ)貼需求。

(2)售電側(cè)補(bǔ)貼需求。分布式發(fā)電補(bǔ)貼包括全額上網(wǎng)補(bǔ)貼和全電量補(bǔ)貼，后者是定額補(bǔ)貼。用戶并網(wǎng)發(fā)電和自發(fā)自用選擇取決于補(bǔ)貼后用電成本，全額上網(wǎng)補(bǔ)貼需求較大，全電量補(bǔ)貼較低。

A.滿足以下條件，分布式光伏自發(fā)自用有利：

LCOEc-s≤pc或者LCOEc-s≤pc+s， 且FITS-pc≥0

(15)

其中，s是定額補(bǔ)貼,pc是對商業(yè)、大工業(yè)和居民銷售電價，LCOEc是對應(yīng)的用電成本。當(dāng)用電成本扣除補(bǔ)貼后比購電成本低，用戶將選擇分布式發(fā)電自發(fā)自用。度電補(bǔ)貼還應(yīng)低于上網(wǎng)電價與銷售電價差，即s

TSs1=s*Qes

(16)

B.若不滿足以上條件，分布式光伏全電量上網(wǎng)更有利：

LCOEc-s>pc且LCOEc≤FITs， 或者pc+s≤LCOEc≤FITs

(17)

則補(bǔ)貼總量：

TSs2=(FITs-BPc)*Qes>(FITs-Pc)*Qes>s*Qes

(18)

當(dāng)用電成本扣除補(bǔ)貼后仍高于購電成本，將選擇全電量上網(wǎng)，且差價補(bǔ)貼高于定額補(bǔ)貼。自發(fā)自用情景下，由s

sb*Qes≤TSs≤(FITs-BPc)*Qes

(19)

2.稅負(fù)效應(yīng)分析

依據(jù)可再生能源電價附加征收方法，估計風(fēng)、光電價補(bǔ)貼稅負(fù)效應(yīng)?？稍偕茉措妰r附加征收覆蓋農(nóng)業(yè)生產(chǎn)和西藏電網(wǎng)電量以外其他用電(OE)，但2009年后居民生活用電(RE)電價分?jǐn)?TBre)固定在0.1分/千瓦時，即電價附加征稅具有用戶補(bǔ)貼偏向。若不考慮補(bǔ)貼偏向，則可征稅電量范圍的稅負(fù)效應(yīng)：

(20)

考慮征稅偏向，其他用電(OE′)稅負(fù)效應(yīng)：

(21)

居民稅負(fù)/電價比：

(22)

其他用戶稅負(fù)/電價比：

(23)

考慮征稅偏向時，非居民其他用戶的可再生能源電價附加較高，稅負(fù)/電價比也較高?？梢酝ㄟ^比較不同時期不同用戶可再生能源電價附加分?jǐn)偹竭M(jìn)行驗證。

(三)實證研究方法與基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

為檢驗風(fēng)、光電價政策的補(bǔ)貼需求和稅負(fù)效應(yīng)，對2006—2013年中國風(fēng)、光電價財稅效應(yīng)進(jìn)行估算，對2020年進(jìn)行分類情景實證研究。因數(shù)據(jù)可獲性和地區(qū)特殊性限制，風(fēng)電僅研究陸上項目，均不包括西藏和港澳臺。依據(jù)政策、經(jīng)濟(jì)和技術(shù)因素——風(fēng)/光上網(wǎng)電價政策，發(fā)電利用方式，燃煤電價變化和外部成本內(nèi)部化及并網(wǎng)消納(無棄風(fēng)、5%低棄風(fēng)、2013年高棄風(fēng)水平)，設(shè)定情景。

1.風(fēng)、光發(fā)電補(bǔ)貼需求和稅收效應(yīng)估算方法

風(fēng)電項目中，2010年前新增裝機(jī)依據(jù)發(fā)改價格[2007]2446號、[2008]3052號、[2008]640號、[2009]1581號、[2009]3217號、[2010]1894號和[2011]122號關(guān)于可再生能源電價補(bǔ)貼和配額交易方案統(tǒng)計估算補(bǔ)貼需求；2011—2013年，新增裝機(jī)補(bǔ)貼按資源區(qū)標(biāo)桿上網(wǎng)電價政策，利用價差法估算；2020年，考慮成本變化和電價調(diào)整需求，分類討論發(fā)電側(cè)補(bǔ)貼需求。光伏項目中，2012年前新增裝機(jī)補(bǔ)貼，依據(jù)有關(guān)可再生能源電價附加資金補(bǔ)貼目錄以及補(bǔ)貼和配額交易方案進(jìn)行統(tǒng)計估算；2013年，新增裝機(jī)補(bǔ)貼依據(jù)分類資源區(qū)標(biāo)桿上網(wǎng)電價和補(bǔ)貼政策，利用價差法估算；2020年，考慮成本變化和電價調(diào)整需求，分類討論發(fā)電側(cè)和售電側(cè)(分布式發(fā)電)補(bǔ)貼需求；金太陽工程項目因數(shù)據(jù)統(tǒng)計困難僅考慮工程投資補(bǔ)貼。

2.2020年風(fēng)、光發(fā)電財稅效應(yīng)的情景分類

風(fēng)電補(bǔ)貼有兩大類12小類情景：(1)分類資源區(qū)固定上網(wǎng)電價(燃煤脫硫、脫硫脫硝除塵標(biāo)桿電價2014和2020基準(zhǔn))，發(fā)電側(cè)補(bǔ)貼；(2)省份資源區(qū)固定上網(wǎng)電價(考慮棄風(fēng)，其他設(shè)定同上)，發(fā)電側(cè)補(bǔ)貼。光伏發(fā)電補(bǔ)貼有四大類16小類情景：(1)分類資源區(qū)固定上網(wǎng)電價(燃煤脫硫、脫硫脫硝除塵標(biāo)桿電價2014和2020基準(zhǔn))，發(fā)電側(cè)補(bǔ)貼；(2)省份資源區(qū)固定上網(wǎng)電價(其他同上)，發(fā)電側(cè)補(bǔ)貼；(3)分類資源區(qū)固定上網(wǎng)電價(居民、商業(yè)和大工業(yè)有/無附加電價2014和2020年基準(zhǔn))，售電側(cè)補(bǔ)貼；(4)省份資源區(qū)固定上網(wǎng)電價(其他同上)，售電側(cè)補(bǔ)貼。稅負(fù)效應(yīng)將基于不同補(bǔ)貼情景進(jìn)行估算。

3.基礎(chǔ)數(shù)據(jù)來源

表1　2013、2020年中國風(fēng)電、光伏發(fā)電裝機(jī)量規(guī)劃

注：*目前官方公布的光伏裝機(jī)規(guī)模均為并網(wǎng)容量。

資料來源：國務(wù)院辦公廳，中國電力年鑒(2014)，國家能源局。

風(fēng)、光發(fā)電的技術(shù)，裝機(jī)設(shè)定，財務(wù)指標(biāo)及數(shù)據(jù)來源見表1、2，省份裝機(jī)份額依據(jù)可再生能源發(fā)展規(guī)劃和重點基地發(fā)展目標(biāo)。區(qū)域資源條件和各類成本數(shù)據(jù)出自水規(guī)院、中電聯(lián)等。2020年總電量和各類用電消費參考國家電力規(guī)劃研究中心(2013)電量需求預(yù)測方案和方法，用電消費趨勢依據(jù)2006—2013年歷史數(shù)據(jù)進(jìn)行線性估計與預(yù)測。

表2　風(fēng)電、光伏發(fā)電和燃煤發(fā)電主要技術(shù)和財務(wù)指標(biāo)設(shè)定

資料來源：電力規(guī)劃總院(2014)，國務(wù)院辦公廳(2014)，IEA(2010)，發(fā)改能源[2014]2093號。

三、中國風(fēng)、光、火上網(wǎng)電價與銷售電價變化趨勢

(一)風(fēng)、光發(fā)電平準(zhǔn)化電力成本變化趨勢與上網(wǎng)電價影響

圖12014—2020年風(fēng)、光、火發(fā)電 LCOE變化

目前，中國風(fēng)、光發(fā)電還不具備成本競爭優(yōu)勢。但受技術(shù)進(jìn)步的成本作用，風(fēng)、光發(fā)電LCOE降幅將明顯大于燃煤發(fā)電(圖1)。到2020年，陸上風(fēng)電在Ⅰ、Ⅱ類資源區(qū)的LCOE(0.36～0.4元/千瓦時)將接近或達(dá)到全國燃煤脫硫平均上網(wǎng)電價(0.383元/千瓦時)。光伏發(fā)電側(cè)LCOE(0.53～0.7元/千瓦時)仍普遍高于火電，但在售電側(cè)將接近各類銷售電價(0.511～0.826元/千瓦時)。省份分布來看，“三北”地區(qū)風(fēng)、光資源條件優(yōu)越，發(fā)電成本低，裝機(jī)分布與資源稟賦相對應(yīng)，但這些地區(qū)也是燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價、銷售電價較低的區(qū)域，當(dāng)?shù)仫L(fēng)、光發(fā)電成本與實際補(bǔ)貼需求是“錯配”的(圖2、3)。由2014—2020年風(fēng)、光發(fā)電LCOE變化趨勢，可設(shè)定2015、2018和2020年分類資源區(qū)FIT電價基準(zhǔn)(見表3)，取值為區(qū)域內(nèi)省份電價中值，兼顧區(qū)域平衡發(fā)展和研究比較需要。

圖2　2013年中國風(fēng)力資源、裝機(jī)分布與燃煤上網(wǎng)電價

圖3　2013年中國太陽能資源、裝機(jī)分布與銷售電價

(二)燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價變化趨勢與影響

表3　風(fēng)、光發(fā)電FIT電價調(diào)整 　(單位：元/千瓦時)

注：2015年風(fēng)能四類資源區(qū)LCOE分別為0.48、0.52、0.56和0.59(元/千瓦時)，但FIT電價調(diào)整依據(jù)發(fā)改委[2014]3008設(shè)定。

基于2020年燃煤發(fā)電各類指標(biāo)設(shè)定，各省燃煤發(fā)電企業(yè)脫硫標(biāo)桿上網(wǎng)電價將在2014年9月基礎(chǔ)上平均下調(diào)0.012元/千瓦時，在0.238～0.478元/千瓦時范圍，且華東、華南和華中地區(qū)明顯高于“三北”地區(qū)。盡管常規(guī)火電發(fā)電側(cè)標(biāo)桿電價下調(diào)幅度不大，但對風(fēng)、光發(fā)電補(bǔ)貼影響重大，度電補(bǔ)貼成本將提高，補(bǔ)貼退出時間將延遲。若考慮提高外部成本內(nèi)部化程度，那么脫硝除塵補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)(0.012元/千瓦時)將抵消2020年燃煤脫硫標(biāo)桿上網(wǎng)電價降幅，能有效改善補(bǔ)貼需求。

(三)售電側(cè)電價變化趨勢與影響

基于燃煤脫硫標(biāo)桿上網(wǎng)電價變化，調(diào)整各省各類電價水平。到2020年，各省銷售電價平均下降0.012元/千瓦時，居民、商業(yè)和大工業(yè)電價分別在0.418～0.605元/千瓦時、0.498～1.046元/千瓦時和0.371～0.759元/千瓦時范圍?？紤]銷售電價附加構(gòu)成和分布式自發(fā)自用電量免稅政策(發(fā)改價格[2013]1638號文件)，購電成本相對提高。目前，銷售電價附加包括農(nóng)網(wǎng)還貸資金、大中型水庫移民后期扶持資金、國家重大水利工程建設(shè)基金、城市公用事業(yè)附加費以及可再生能源電價附加。那么，各省居民、商業(yè)和大工業(yè)電價附加在0.8～5.6分/千瓦時、2.5～7.8分/千瓦時和2.4～7.5分/千瓦時范圍。這一免征稅負(fù)盡管數(shù)值不大，但可抵消電價下降引起的補(bǔ)貼上漲壓力，還可促進(jìn)稅負(fù)結(jié)構(gòu)調(diào)整，有效鼓勵分布式光伏自發(fā)自用。

四、中國風(fēng)、光發(fā)電補(bǔ)貼需求與稅負(fù)效應(yīng)

(一)2006—2013年風(fēng)、光發(fā)電電價補(bǔ)貼需求與征稅負(fù)擔(dān)

由表4可知，2006—2013年，隨著中國風(fēng)、光發(fā)電裝機(jī)量迅猛增長，度電補(bǔ)貼需求有所下降，但總補(bǔ)貼規(guī)模急劇上升。風(fēng)、光發(fā)電總補(bǔ)貼量分別上升121倍和680倍，總額超320億元。這一補(bǔ)貼金額還不包括省份財政補(bǔ)貼和金太陽工程投資側(cè)補(bǔ)貼，若包括后者，光伏補(bǔ)貼在2010—2013年將年均提高30億元以上。相應(yīng)地，風(fēng)、光電價補(bǔ)貼所需可再生能源電價附加征稅額度從0.008分/千瓦時增至0.1(居民)和0.72(非居民)分/千瓦時。若包括金太陽工程，非居民稅負(fù)超過0.85分/千瓦時。

表4　2006—2013年中國風(fēng)電、光伏發(fā)電電價補(bǔ)貼需求

注：*并網(wǎng)發(fā)電量；**不包括金太陽示范工程項目投資側(cè)補(bǔ)貼；***2009年之后居民與其他可征稅用戶區(qū)分征稅差異。

(二)2020年風(fēng)、光發(fā)電電價補(bǔ)貼需求

1.風(fēng)電度電補(bǔ)貼需求

實施風(fēng)電省份資源區(qū)電價情景下，有更多省份可實現(xiàn)風(fēng)電上網(wǎng)電價零補(bǔ)貼(見圖4)或可取消固定上網(wǎng)電價和補(bǔ)貼政策，進(jìn)行市場化電力交易。在燃煤脫硫標(biāo)桿電價2014年基準(zhǔn)和低/無棄風(fēng)情景下，四類資源區(qū)天津、上海、江蘇、福建、江西、湖北、湖南、廣東、廣西、海南、重慶、四川、云南以及河北二類可實現(xiàn)風(fēng)電零補(bǔ)貼。高棄風(fēng)情況下排除河北二類，燃煤脫硫標(biāo)桿電價2020年基準(zhǔn)下排除江蘇和云南。考慮脫硝除塵預(yù)防成本，低棄風(fēng)/無棄風(fēng)情景還將增加河南和黑龍江三類。實施風(fēng)電分類資源區(qū)電價政策，在燃煤脫硫脫硝除塵標(biāo)桿電價2014年基準(zhǔn)下，上海、江西、湖北、湖南、廣東、廣西、四川、海南以及河北二類和黑龍江三類無需補(bǔ)貼，其他情景下僅湖南、廣東、海南以及河北二類無需補(bǔ)貼。內(nèi)蒙古和甘肅在高棄風(fēng)情景下實施省份資源區(qū)電價所需補(bǔ)貼明顯高于分類資源區(qū)。

圖42020年各省份風(fēng)電上網(wǎng)電價度電補(bǔ)貼需求

圖52020年各省份光伏發(fā)電上網(wǎng)電價度電補(bǔ)貼需求

2.光伏發(fā)電度電補(bǔ)貼需求

發(fā)電側(cè)各類情景下(見圖5)，各省光伏發(fā)電度電補(bǔ)貼需求均大于零，即到2020年光伏上網(wǎng)還不具有價格優(yōu)勢，仍需補(bǔ)貼政策支持。由于各省光照有效利用小時普遍高于分類資源區(qū)基準(zhǔn)，實施省份資源區(qū)電價政策的度電補(bǔ)貼需求將更低?？紤]燃煤發(fā)電成本趨勢和外部成本內(nèi)部化影響，省份最低補(bǔ)貼需求為0.15元/千瓦時。售電側(cè)分布式光伏自發(fā)自用方式下(見圖6)，除海南外，光伏發(fā)電成本普遍低于商業(yè)電價，無需補(bǔ)貼；大工業(yè)用戶在省份資源區(qū)電價政策下，三類資源區(qū)北京、天津、河北、吉林、上海、江蘇、浙江、江西、山東、河南、湖南、廣東以及陜西二類、山西二類內(nèi)蒙一類地區(qū)無需補(bǔ)貼，但在分類資源區(qū)電價政策下，河北、上海、江蘇、江西、河南、廣東、陜西二類、山西二類和內(nèi)蒙一類也需用電補(bǔ)貼；不考慮電價附加，各省居民用戶均需補(bǔ)貼，若考慮，則內(nèi)蒙、新疆和甘肅無需補(bǔ)貼；居民補(bǔ)貼普遍大于大工業(yè)?？梢姡夥l(fā)電省份資源區(qū)電價政策和稅負(fù)減免，可有效加強(qiáng)分布式光伏自發(fā)自用成本競爭力。

圖62020年各省份分布式光伏自發(fā)自用度電補(bǔ)貼需求

圖72020年各省份風(fēng)電電價總補(bǔ)貼需求

圖82020年中國風(fēng)電電價總補(bǔ)貼需求變化

圖92020年各省份光伏發(fā)電電價總補(bǔ)貼需求

圖102020年中國光伏發(fā)電電價總補(bǔ)貼需求變化

3.風(fēng)電總補(bǔ)貼需求

到2020年，中國風(fēng)電電價總補(bǔ)貼需求在585～734億元，比2013年增長112%～167%(見圖7、8)。無棄風(fēng)/低棄風(fēng)情景下，實施風(fēng)電省份資源區(qū)電價政策總補(bǔ)貼規(guī)模較低，比分類資源區(qū)情景低0.2%～5%。但高棄風(fēng)情景下，風(fēng)電省份資源區(qū)電價政策下總補(bǔ)貼規(guī)模更高，增幅在7.4%～8.4%。這主要緣于內(nèi)蒙古和甘肅裝機(jī)容量比重高，受高棄風(fēng)影響時，省份資源區(qū)電價政策的度電補(bǔ)貼需求明顯上升，且不利于調(diào)整裝機(jī)地區(qū)分布，造成總補(bǔ)貼量較高?？紤]燃煤脫硫標(biāo)桿電價變化和脫硝除塵防范成本，風(fēng)電總補(bǔ)貼需求將上升5%～5.6%和5.3%～6%?？梢?，因棄風(fēng)率變化，應(yīng)適時調(diào)整風(fēng)力電價政策基準(zhǔn)，同時充分考慮燃煤外部成本內(nèi)部化，可有效降低補(bǔ)貼需求。

4.光伏發(fā)電總補(bǔ)貼需求

到2020年，光伏最大和最小補(bǔ)貼需求分別在516～581億元和367～411億元，相對于2013年增長超過7倍(見圖9、10)。光伏發(fā)電實施省份資源區(qū)電價政策的總補(bǔ)貼規(guī)模較低，比分類資源區(qū)電價情景低6.2%～7.2%?？紤]燃煤脫硫標(biāo)桿電價變化和脫硝除塵防范成本，總補(bǔ)貼量將上升2.1%～2.2%和2%～2.3%。地面電站補(bǔ)貼主要集中在內(nèi)蒙古、甘肅、青海、寧夏和新疆，與當(dāng)?shù)刎S裕的光照和土地資源條件、低廉的銷售電價密切相關(guān)。分布式發(fā)電補(bǔ)貼總量取決于政策偏向，若為實現(xiàn)補(bǔ)貼規(guī)模最小化，那么2020年各省商業(yè)用戶普遍無需補(bǔ)貼，可取消售電測補(bǔ)貼政策；若為兼顧各類市場應(yīng)用，需保持居民和大工業(yè)用戶補(bǔ)貼，補(bǔ)貼規(guī)模還將增大。

(三)2014—2020年風(fēng)、光電價政策的補(bǔ)貼稅負(fù)效應(yīng)

2014—2020年，中國電力消費還將顯著增加，可適度減輕風(fēng)、光電價補(bǔ)貼的稅負(fù)。到2020年，全國電力需求預(yù)測在7.5～8萬億千瓦時，比2013年還將增長40%～50%。以2004—2013年各類用電消費平均占比估算，居民用電在9172～9783億千瓦時，非居民和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電在6.38～6.80萬億千瓦時。那么，可再生能源電價附加征收覆蓋范圍可增至2.7～3.1萬億千瓦時。

到2020年，為支持風(fēng)、光電價補(bǔ)貼，可再生能源電價附加征稅標(biāo)準(zhǔn)有望進(jìn)一步提高。僅滿足風(fēng)電、光伏發(fā)電補(bǔ)貼需求，非居民其他用戶的可再生能源電價附加征稅標(biāo)準(zhǔn)需達(dá)到1.3～1.9分/千瓦時。在風(fēng)、光發(fā)電分類資源區(qū)上網(wǎng)電價和燃煤脫硫電價2020年基準(zhǔn)情景下，可再生能源電價附加征稅負(fù)擔(dān)最高，在1.5～1.9分/千瓦時，已超現(xiàn)有標(biāo)準(zhǔn)。關(guān)于稅負(fù)/電價比，居民在1.8%～2.3%，非居民其他用戶在1.8%-5%。這些結(jié)果意味著盡管新能源發(fā)展將帶來電價下降的長期效應(yīng)，但短期內(nèi)將顯著增加電力用戶用電成本和稅負(fù)。

五、結(jié)論與政策建議

中國風(fēng)、光電價政策的補(bǔ)貼需求和稅負(fù)效應(yīng)研究表明：(1)到2020年，風(fēng)、光發(fā)電在FIT政策支持下，發(fā)電成本和度電補(bǔ)貼需求將明顯下降，但補(bǔ)貼總量和稅收負(fù)擔(dān)仍將上升。風(fēng)能四類地區(qū)和全國商業(yè)用戶將普遍實現(xiàn)風(fēng)力發(fā)電及光伏用電的零補(bǔ)貼，其他資源地區(qū)和電力用戶仍需要財政政策支持。(2)受不同電價政策、發(fā)電利用方式、燃煤發(fā)電外部成本內(nèi)部化程度、并網(wǎng)消納能力和補(bǔ)貼方式影響，補(bǔ)貼需求差異顯著。低棄風(fēng)情況下，實施省份資源區(qū)電價政策有助于降低補(bǔ)貼規(guī)模。但高棄風(fēng)情況下，分類資源區(qū)電價政策的補(bǔ)貼成本更低。由于用煤成本下降且不提高燃煤外部成本內(nèi)部化程度，風(fēng)、光電價補(bǔ)貼規(guī)模將明顯增加。風(fēng)力和光照資源條件優(yōu)越的地區(qū)，受裝機(jī)容量高和燃煤電價低影響，總補(bǔ)貼需求較大。(3)可適度削減風(fēng)、光電價補(bǔ)貼稅負(fù)水平，但受補(bǔ)貼總量增長的影響，短期內(nèi)可再生能源電價附加征稅標(biāo)準(zhǔn)仍需提高。

綜上所述，“十三五”期間，應(yīng)加大風(fēng)能、太陽能發(fā)電政策調(diào)整，以確保其健康發(fā)展：(1)完善風(fēng)、光發(fā)電價格政策和調(diào)整機(jī)制。充分考慮各省份在技術(shù)適宜性、資源稟賦、并網(wǎng)消納能力等方面的區(qū)域差異，考慮可再生能源對環(huán)境以及氣候變化的正外部性效應(yīng)，建構(gòu)可再生能源經(jīng)濟(jì)成本、補(bǔ)貼成本和環(huán)境效益的定價機(jī)制，并積極通過電力成本與價格聯(lián)動，創(chuàng)新可再生能源跨區(qū)域交易平臺，以有效提升風(fēng)、光發(fā)電價格競爭力。(2)細(xì)化風(fēng)、光發(fā)電的補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)和稅收政策。按照規(guī)模發(fā)展與合理經(jīng)濟(jì)的原則，完善全額上網(wǎng)與全電價補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)，充分考慮補(bǔ)貼資金的社會可承受性及不同電力消費主體的支付能力，適時限定度電補(bǔ)貼或總量上限水平，減輕補(bǔ)貼需求壓力并支持具備成本優(yōu)勢的企業(yè)進(jìn)行市場拓展；強(qiáng)化電力附加稅負(fù)減免的成本效應(yīng)，促進(jìn)分布式發(fā)電市場應(yīng)用，并增強(qiáng)可再生能源基金的利用效率。(3)著力推進(jìn)電力、電網(wǎng)協(xié)調(diào)規(guī)劃和政策實施?？稍偕茉吹牟⒕W(wǎng)消納至關(guān)重要，不僅涉及發(fā)電設(shè)備利用效率和經(jīng)濟(jì)成本，還關(guān)系電力定價地區(qū)基準(zhǔn)和裝機(jī)指標(biāo)，全面構(gòu)建與間隙性電力技術(shù)系統(tǒng)相適宜，與地區(qū)資源、電源結(jié)構(gòu)和負(fù)荷特征相匹配的電網(wǎng)系統(tǒng)，出臺電力靈活調(diào)控的技術(shù)創(chuàng)新政策以及運行管理的法規(guī)措施，以確保風(fēng)、光發(fā)電項目落地和高效運行。

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(責(zé)任編輯劉志煒)

Subsidy Demands and Tax Burdens of China′s Wind and Solar Electricity Price Policies

YU Yang

(School of Economics, Peking University, Beijing 100871)

Abstract:Although market deployments of wind and solar electricity are greatly promoted by electricity price policies of new energies in China, increasing taxes are need to be levied on the electricity prices. According to the requirement of power generating project construction, the paper extends models of levelized electricity costs, incorporates various factors such as electricity price benchmarks, externality and grid curtailment into electricity price subsidy model, to analyze price adjustment of wind and solar electricity and taxation effect. The results show that the fourth wind resource region and commercial customers will achieve grid parity or zero subsidy of self-used electricity, while the total amount of taxation will escalate, and the electricity price specified by provincial regions and resource regions can minimize the increase of subsidy scale by 2020. Therefore, renewable energy policies need to be adjusted to satisfy both scale deployments and tax costs of these energies.

Keywords:levelized electricity cost; grid tariffs; subsidy demand; tax burden

收稿日期：2015-07-04

作者簡介：余楊(1980--)，女，浙江寧波人，北京大學(xué)經(jīng)濟(jì)學(xué)院博士后，講師。

基金項目：國家社會科學(xué)基金青年項目“能源技術(shù)經(jīng)濟(jì)范式轉(zhuǎn)換與我國可再生能源產(chǎn)業(yè)技術(shù)創(chuàng)新研究”(14CJY007)；中國博士后科學(xué)基金面上資助項目“我國清潔能源發(fā)展推進(jìn)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的機(jī)制與政策研究”(2015M580003)。

中圖分類號：F206；F812

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

文章編號：1001-6260(2016)03-0106-11