近日，國家發展改革委發出通知，決定自9月25日起提高可再生能源電價附加征收標準，進一步完善脫硝等環保電價政策；同時，還出臺了調整和完善光伏發電價格及補貼政策的文件。社會各方面對上述政策措施十分關注。為此，記者采訪了國家發展改革委有關負責人。

問：此次完善相關電價政策的目的和主要內容是什么？

答：國家進一步完善可再生能源和環保電價政策，主要目的是為了適當擴大可再生能源發展基金的規模，進一步健全環保電價體系，促進可再生能源發展和減少大氣污染排放提供必要的政策支持。主要內容包括三個方面：一是將向除居民生活和農業生產以外的其他用電征收的可再生能源電價附加標準由現行的每千瓦時0.8分錢提高至1.5分錢；二是將燃煤發電企業脫硝電價補償標準由每千瓦時0.8分錢提高至1分錢；三是對燃煤發電企業除塵成本予以適當補償，除塵電價補償標準為每千瓦時0.2分錢。

需要說明的是，在不提高銷售電價水平的前提下，此次電價調整主要通過對燃煤發電企業上網電價進行結構調整來實現，不會增加居民和企業負擔。上述電價調整自今年9月25日起執行。

問：為什么要提高可再生能源電價附加征收標準？

答：與常規能源相比，可再生能源具有清潔環保、可再生等優點，但其成本也相對較高。因此，在可再生能源發展的前期，需要采取政府補貼措施加以扶持，這是國際上的通行做法。我國《可再生能源法》規定，可再生能源發電價格高出常規能源發電價格部分，在全國范圍內進行分攤。據此，國家在銷售電價中征收了可再生能源電價附加，作為可再生能源發展基金，征收標準從2006年的每千瓦時0.1分錢逐步提高到現行的每千瓦時0.8分錢，目前每年籌集金額200億元左右。

近年來，我國可再生能源發展迅速，目前籌集的資金難以滿足補貼資金需求的迅速增長。截至2011年底，資金缺口為107億元。若不進一步提高標準，預計2015年可再生能源電價附加資金缺口將達到330億元左右。這對可再生能源發電企業電費結算和整個產業的健康發展將產生嚴重的不利影響。因此，國家決定將可再生能源電價附加標準由現行每千瓦時0.8分錢提高至1.5分錢。

問：為什么要對燃煤發電企業脫硝、除塵給予電價補償？

答：首先，是改善大氣環境質量的迫切需要。近年來，我國經濟一直保持快速增長，能源消耗和污染物排放也急劇增加，給環境帶來巨大影響。尤其是今年1月以來，全國部分地區持續出現大范圍霧霾天氣，對人體健康產生嚴重危害。二氧化硫、氮氧化物、煙粉塵、揮發性有機物等是影響空氣中PM2.5濃度的主要污染物，其中，燃煤電廠排放量占總排放量近50%。因此，加快火電等重點行業減排設施改造、大幅減少大氣污染物排放是實現環境空氣質量明顯改善奮斗目標的首要任務和重點措施。

其次，是完成全國“十二五”減排目標和落實“大氣十條”的重要政策保障。“十二五”期間，全國火電行業二氧化硫、氮氧化物排放量要分別削減16%、29%，到2017年，全國重點地區PM2.5濃度要下降15%-25%。自2014年7月1日起，現有火電廠要執行新的大氣污染物排放標準，二氧化硫、氮氧化物、煙塵濃度排放限值將更加嚴格。為保障這些任務的全面落實和按期完成，制定實施綜合環保電價政策是關鍵。

第三，是調動火電企業減排積極性、建立減排長效機制的有效手段。要實現“十二五”減排目標和執行新的排放標準，所有燃煤電廠都要安裝脫硫、脫硝設施，實施現有除塵設施升級改造。脫硝、除塵等環保設施的建設和運行需要大量的資金，并將增加發電成本。因此，一方面需要對燃煤發電企業建設和運行減排設施所產生的費用給予一定的電價補償，以調動燃煤發電企業加快減排設施建設的積極性；另一方面，要對獲得補貼的燃煤發電企業進行嚴格的監管，促進企業守法經營，提高環保守法意識，推動建立減排的長效機制。

問：目前，燃煤發電企業上網電價中已包含脫硫、脫硝、除塵等三種環保電價，這些電價政策對促進節能減排和環保產業發展有何作用？

答：這次電價調整，進一步優化了火電上網電價的組成結構，新增了除塵電價補償，提高了脫硝電價標準。再加上已有的脫硫電價，在火電上網電價中已初步形成了較為完整的環保電價體系。這是我國治污減排政策的重大創新，是推動電力行業大氣污染物排放量持續下降的根本保證，為我國大氣環境質量的明顯改善產生了積極有效的作用。

一是加速燃煤發電企業減排設施建設。受環保電價政策的激勵作用，發電企業實施脫硫、脫硝及除塵設施改造的積極性明顯提高，進度將明顯加快。截至目前，全國火電裝機中已投運脫硫、脫硝裝置的占比分別高達92%、27%，建設速度世界絕無僅有。全國燃煤機組脫硫設施投運率由2005年的不足60%提高到目前的95%以上，全國燃煤機組平均脫硝效率超過66%。

二是帶動火電廠大氣污染物排放量顯著下降。2004年實施脫硫電價政策后，電力行業二氧化硫排放量出現大幅下降，“十一五”以來，全國累計下降35%以上。2011年底開始脫硝電價試點，今年上半年電力行業氮氧化物排放量首次出現大幅度下降，同比下降9%以上。

三是帶動了節能環保產業的快速發展。“十一五”以來，我國燃煤電廠脫硫從技術到裝備已經完全實現了國產化。多個企業在高效超低氮燃燒技術研究及應用上取得重大突破，脫硝催化劑制造企業迅速發展，生產能力已經接近30萬立方米/年。

問：據悉，國家發展改革要求各地研究提出具體的電價調整方案，請問與煤電價格聯動有何關系？

答：由各地提出具體電價調整方案，是因為提高可再生能源電價附加和脫硝、除塵電價標準需主要通過降低燃煤電廠上網電價來實現，而各地水電和火電的結構不同，電煤價格漲跌情況不同，燃煤電廠脫硝、除塵改造進度也不相同，需要各省價格主管部門結合當地情況進行測算，提出具體的實施方案。

這次電價調整屬于電價結構調整，不是煤電價格聯動。去年底，國務院辦公廳印發的《國務院辦公廳關于深化電煤市場化改革的指導意見》（國辦發[2012]57號）規定，以年度為周期，當電煤價格波動幅度超過5%時，實施煤電價格聯動。目前，雖然大部分地區電煤價格波動幅度已超過5%，但在時間上尚未達到一年的聯動周期。

問：如何保證燃煤發電企業將環保電價政策落實到位？

答：為加強對脫硫、脫硝、除塵電價的監管，國家將配套出臺嚴格的環保電價考核管理辦法，明確環保電價執行的方式、方法、標準、程序和考核措施。各級價格、環保部門要在日常監管的基礎上，定期開展專項環保電價檢查，對不落實環保電價政策、不按規定運行環保設施或偷工減料、弄虛作假的行為，發現一起，查處一起，并公開曝光。

問：據了解，國家還對光伏發電價格政策進行了調整和完善，請介紹一下相關情況。

答：為促進光伏發電產業健康發展，根據《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》（國發[2013]24號）有關要求，在充分征求有關方面意見基礎上，近期我委下發了《國家發展改革委關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》（發改價格[2013]1638號），對光伏發電價格政策做了進一步完善。主要內容：

一是分資源區制定光伏電站標桿電價。根據各地太陽能資源條件和建設成本，將全國分為三類太陽能資源區，相應確定了三類資源區標桿上網電價分別為每千瓦時0.9元，0.95元和1元。

二是制定了分布式光伏發電項目電價補貼標準。對分布式光伏發電實行按照發電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元。

三是明確了相關配套規定。對分布式光伏發電系統自發自用電量免收隨電價征收的各類基金和附加，以及系統備用容量費和其他相關并網服務費；鼓勵通過招標等競爭方式確定光伏發電項目上網電價和電量補貼標準；明確光伏發電上網電價及補貼的執行期限原則上為20年。

四是明確了政策適用范圍。分區標桿上網電價政策適用于2013年9月1日以后備案（核準），以及今年9月1日前備案（核準）但于2014年1月1日及以后投運的光伏電站；電價補貼標準適用于除享受中央財政投資補貼以外的分布式光伏項目。

上述政策措施的實施，將為擴大國內光伏市場創造更為有利的條件，有利于充分發揮價格杠桿引導資源優化配置的積極作用，促進光伏發電項目合理布局和光伏產業的健康發展。