编者按：当前推进能源转型进程中新能源是非常重要的一环。国网能源院新能源与统计研究所紧抓能源革命时代机遇，围绕能源转型、国内外新能源政策信息动态展开持续跟踪和深入研究。本专栏将围绕国内外能源转型评价、新能源接入、配额制、可再生能源电力消纳等，结合相关研究成果与思考与读者共赴一场思想盛宴。
文章导读：我国新能源发电的定价机制可以追溯到2006年实施的《可再生能源法》，为了支持可再生能源电力发展，法律规定了对可再生能源价格管理与费用分摊方式。随后2012年印发了《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》，提出可再生能源发电项目上网电量的补助标准，根据可再生能源上网电价、脱硫燃煤机组标杆电价等因素确定。随着非水可再生能源发电规模不断扩大，补贴资金缺口持续增加，近期财政部陆续发布了多项政策，提出完善现行补贴方式，优化可再生能源电价附加资金管理。
补贴结算政策调整对影响分析
执笔人：叶小宁、王彩霞
国网能源院新能源与统计研究所
1退坡相关政策要点分析
一是开展风电、光伏发电无补贴平价上网试点，着力推进无补贴平价上网项目建设。国家发展改革委、国家能源局下发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》(发改能源〔2019〕19号)，提出现阶段的无补贴项目主要是在资源条件优越、消纳市场有保障的地区开展，由省级政府能源主管部门组织实施本地区平价上网和低价上网项目，不受年度建设规模限制;地方政府部门对平价和低价上网项目在土地利用及土地相关收费方面予以支持，降低项目非技术成本;对电网企业提出相关要求，包括确保平价上网项目所发电量全额上网，负责投资项目升压站之外的接网等全部配套电网工程，与发电企业签订不少于20年的长期固定电价购售电合同。
二是推动上网电价主要由市场形成，下调风电、太阳能发电指导价，并设置电价补贴退坡时间，进一步完善风光上网电价形成机制。国家发展改革委下发的《关于完善风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2019〕882号)、《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》(发改价格〔2019〕761号)、《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》(发改价格〔2020〕511号)提出，新增集中式陆上风电、海上风电、集中式光伏电站、工商业分布式项目，其上网电价均通过竞争方式确定，且不得超过指导价。设定补贴关门时间。2018年底前核准的陆上风电，2020年底前未并网的，不再补贴;2019-2020年核准的陆上风电，2021年底前未并网的，不再补贴。2018年底前核准的海上风电项目，在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价;2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。
三是调整可再生能源补助标准计算方式。财政部下发的《关于下达可再生能源电价附加补助资金预算的通知》(财建〔2019〕275、276号)、《关于印发可再生能源电价附加资金管理办法》的通知(财建〔2020〕5号)，公布了新的补贴资金的结算公式，进一步降低补贴额度。按照上网电价(含通过招标等竞争方式确定的上网电价)给予补贴的可再生能源发电项目：补助标准=(电网企业收购电价-燃煤标杆上网电价)/(1 适用增值税税率);按照定额补贴的可再生能源发电项目：补贴标准=定额补贴标准/(1 适用增值税率)。
2新能源补贴结算机制
随着非水可再生能源发电规模不断扩大，补贴资金缺口持续增加，近期财政部陆续印发了财建〔2019〕275、〔2019〕276、〔2020〕4、〔2020〕5号文，提出完善现行补贴方式，优化可再生能源电价附加资金管理。
一是推行“价补分离”。按照合理利用小时数核定单个项目补贴额度，达到补贴资金额度的项目不再享受国家补贴，即每个项目每年的补贴都有上限。达到补贴资金额度的项目不再享受国家补贴，但仍可按照燃煤发电上网基准价与电网企业进行结算。
二是补贴项目管理主体变化。国家不再发放补助目录，改为由电网企业发布补贴项目清单，确认需要享受补贴的项目。
三是项目补助标准变化。由“可再生能源上网电价-火电标杆电价”确定，改为“基于电网企业收购电价-火电标杆电价”确定。2012年《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》规定，可再生能源发电项目上网电量的补助标准，根据可再生能源上网电价、脱硫燃煤机组标杆电价等因素确定;最新政策中关于补助标准规定，对于按照上网电价给予补助的可再生能源发电量，补助标准基于电网企业收购电价和燃煤发电上网基准价差值确定。
3对新能源消纳的影响分析
新能源补贴结算政策调整后，可能影响新能源发电参与市场化交易的积极性，进而对新能源消纳产生影响。财建〔2019〕275、〔2019〕276、〔2020〕5号文中都提到，基于“电网企业收购电价-火电标杆电价”确定补贴标准，但如何执行目前存在争议。在补贴标准相对固定情况下，市场化交易已经成为促进可再生能源消纳的重要方式之一，如果市场化交易部分电量的补贴标准随市场交易价格变化，可能会影响新能源市场化交易的活跃度，进而对部分地区新能源消纳产生较大影响。