发展新能源要理顺管理体制

　　作为有特殊使命的中央企业，电网公司不应像一般商业性公司那样简单地追求资产保值增值，国家应规定电网公司在发展新能源方面的具体义务和责任，每年作为考核指标下达给电网企业，促使其主动解决新能源上网有关的投入、技术和管理问题，使其成为发展新能源的重要责任主体。国资委也应调整对电网公司的考核指标，允许其将对新能源的投入在公司财务中单独列支、单独考核。国家在增加对电网侧补贴的同时，可考虑利用国有资本预算对电网公司专项注资用于发展新能源。

　　

现有管理体制下，由于项目审批与电网规划脱节，电网发展滞后于新能源开发，新能源发电上网难的问题越来越突出；两种电价机制并存，造成新能源上网电价混乱；国家对电网公司发展新能源的责权利定位不清，电网公司发展新能源动力不足。应为新能源发展创造好的体制环境，及时调整新能源发展规划，做到电源规划应与电网规划有机统一；统一新能源发电定价机制；明确电网公司发展新能源的责任，调整对其考核指标。

　　新能源具有与传统能源不同的技术经济特征，需要不同的体制环境和政策支持。国新能源的快速发展正面临传统体制的诸多制约，急需通过完善规划、审批、价格等体制机制，调动不同主体支持新能源发展的积极性。

　　一、现有体制不利于新能源健康发展

　　1 ．项目审批与电网规划脱节，电网发展滞后于新能源开发，新能源发电上网难的问题越来越突出。

　　欧洲发展新能源的经验是将新能源发展纳入电网规划，先规划电网、后建电站。而我国正好相反。近年来国家批准开工的风电等新能源项目屡屡突破既定规划，不仅总量上得快（风电装机自 2001 年以来 8 年翻了 30 倍，近 3 年每年都有超过 100 ％的装机增幅）而且单一项目也盲目求大，各地争建 1000 万千瓦的风电三峡 ” 多个项目的上马并没有充分考虑电力输送、系统调峰和电网安全稳定等约束因素，再加上风电场机组分步投产的模式与风电输送输变电工程一次投产的要求不匹配，导致很多已投产吊装的风机不能上网发电。据统计，截至 2008 年底，国家和省级主管部门核准建设的风电装机共 2326 千瓦，实现吊装的有 1227 万千瓦，并网发电 894 万千瓦，尚有 333 万千瓦已吊装风机不能上网发电。据国家电网公司提供的信息，东北地区（含蒙东）由于风电发展过快，而当地电网调峰能力又很不足，已出现低谷时段限制风电出力的情况。

　　2 ．两种电价机制并存，新能源上网电价混乱。

　　目前，国内风电、光伏发电的上网电价有的采用核准电价，有的则采用特许权招标电价。核准电价是由国家发改委依据当地的资源情况和开发成本对上报的电价进行核准，自 2006 年 7 月以来共计核准 10 多个省市、 70 多个风电项目。由于企业上报的开发成本、利润要求及资源情况各不相同， 70 多个风电项目的上网电价都不一样，低的为 0 ． 50 元／ kwh 左右，高的则达到 0 ． 68 元／ kwh 成本越高的电价越高，最后的结果是鼓励了高成本发电。由于价格核准部门很难掌握企业的真实开发成本，加上申报项目多、审批机构人手不够、时间紧，核准又带有很大随意性，各方面对此意见很大。

　　特许权招标是国家主管部门以上网电价和设备要求为条件，通过招标选择投资者。从 2003 年至 2008 年底，国共计进行了 5 期风电特许权项目招标，确定了 49 个风电场工程项目，设计装机容量 880 万千瓦。今年初又进行了一个 10MW 并网光伏发电项目招标。招标的直接效果是大大降低了上网电价，通过特许权招标确定的电价比核准电价平均低 20 ％左右。但由于在招标初期采用最低价中标原则，引发恶性竞争，实际中标价过低，有的并没有反映发电项目的真实成本，很可能出现亏损运行的情况。而一旦这个价格中标，中标者为减少亏损只能逐层压减设备商环节的利润空间，削弱了风电产业后续发展能力。今年敦煌 10MW 并网光伏发电项目招标中，一些国有发电企业为抢下国内第一个大规模的光伏发电项目，纷纷报出低价，甚至出现 0 ． 69 元／ kwh 最低报价，引发了很大争议，这些都表明特许权招标制度还需进一步完善。

　　按现有规定，特许权招标主要是针对 5 万千瓦以上的大型风电项目， 5 万千瓦及以下项目立项由省级审批，其电价不用招标而直接报国家发改委核准。一些地方为寻求政府核准的高成本电价以及项目审批的灵活性，就将大项目化小、拆分报批，这不仅影响了整体规划，而且扭曲了价格信号，扰乱了市场秩序。

　　3 ．国家对电网公司发展新能源的责权利定位不清，电网公司发展新能源动力不足。

　　可再生能源法》提出电网必须全额收购新能源发电，但到目前就有近 30 ％已吊装风电不能上网发电，很多人因此指责电网公司借助其自然垄断地位成了新能源发展的拦路虎 ”

　　电网公司也有自己的理由：

　　第一，风电等项目在审批和上马时没有就并网需求同电网公司进行充分协商。

　　第二，风电、光伏发电的出力波动较大、可调节性差，增加了电网的不可控性和调峰压力。如由于在吉林西部有共 40 万千瓦的风电机组均不具备低电压穿越能力， 2008 年已多次发生因小的电网故障造成方圆 200 公里范围内的 40 万千瓦风电机组同时全部切除的情况。

　　第三，风电、光伏发电小时少，长距离输电成本高，电网投资不经济；国家对电网公司补贴太少，远不能弥补其为配合新能源发电而进行电网投资导致的亏损。如按照可再生能源电价补贴接网费用标准，每千瓦时 50 公里以下补贴 1 分钱、 50 100 公里补贴 2 分钱、 100 公里以上补贴 3 分钱，而电网公司测算后认为 25 75 120 公里送出线路的补贴分别应为每千瓦时 1 ． 2 分钱、 3 ． 3 分钱、 5 ． 4 分钱。

　　第四，新能源上网涉及发电预测、储能投资、标准建设等前沿技术和管理问题，国家没有明确这项工作的责任主体、投资主体和工作机制。电网公司对发展新能源应承担什么责任、享有哪些权利，如何平衡国家利益与公司利益、如何协调公司内部运作等诸多基本问题还没有确定下来的情况下，仅靠电网公司的社会责任感或者靠行政命令、社会舆论压力去推动电网积极发展新能源，很难取得好的效果。由于电力系统技术经济的复杂性，如果没有有效的激励约束机制，电网公司可以提出许多理由特别是以电网安全性为由阻碍新能源并网发电，让外部监督难以发挥作用。

　　二、理顺新能源管理体制的建议

　　由于新能源尚处于发展初期，其发电量占全国总电力装机容量比重还很小，一些利益关系也较易平衡，电力体制改革短期内难有重大推进的情况下，可以考虑在新能源管理体制改革方面先行一步。特别是当前国家正制定新能源发展规划的时候，更应同时考虑理顺新能源管理体制，为规划能真正落实创造好的体制环境。

　　1 ．及时调整新能源发展规划，电源规划应与电网规划有机统一。

　　国过去确定的新能源发展目标虽屡经调整仍明显偏低，应根据各类新能源技术经济进步情况调整制定新的发展规划。新能源电源规划要与电网规划统一，国家能源主管部门在确定总量目标的前提下，可委托电网公司制定具体的电源和电网建设规划，并要求相关发电、监管部门参与。这既可防止出现电源发展与电网规划脱节的问题，也能充分发挥电网公司独有的电力综合规划能力。新规划作为国家有关部门批准新能源项目的基本指导性文件，应具有高权威性和强约束性，要杜绝自己定规划、自己又突破规划随意批项目等现象发生。国家能源主管部门要监督新能源规划的执行情况。

　　2 ．统一新能源发电定价机制。

　　以后新增新能源并网发电不论规模大小、不管是国家还是地方批准的项目，原则上都应采用特许权招标的定价机制，政府不应再逐个审批新能源电价。特许权招标也应进一步完善：应由最低价中标改为参照价格和技术创新等因素确定最后中标者；招标中有关的并网规则和技术标准应由电网公司制定；要建立相应的惩罚机制，防止中标者恶意扰乱市场或中标后违背承诺想方设法拖延工期、变相提高价格。

　　3 ．明确电网公司发展新能源的责任，调整对其考核指标。