近日，國家發改委宣布，從12月1日起修改可再生能源電價附加標準，將可再生能源電價附加標準由現行每千瓦時0.4分錢提高至0.8分錢。

填補資金缺口

　　據了解，為了促進可再生能源發展，我國《可再生能源法》規定，將在全國范圍內分攤解決發展可再生能源發電的高成本。為此，我國政府在銷售電價中設立了可再生能源電價附加，由省級電網企業收取，單獨記賬、專款專用，并在省級電網企業間實現費用分攤和資金的調配。

　　 “從2006年6月開始征收可再生能源電價附加開始，該標準已經經歷四次調整，從最早的每千瓦時0.1分錢變為如今的0.8分錢。”時    麗如是說。她表示，從開始征收到2010年9月，我國一共發布了7次可再生能源電價補貼，到目前為止，補貼資金達220億元。

　　目前，隨著可再生能源發電的迅猛發展，通過可再生能源電價附加獲得的資金，已無法滿足可再生能源的補貼需求。電監會的數據顯示，我國去年征收的可再生能源電價附加，僅能滿足國內企業約70%的補貼資金需求。與此同時，相關資金調配時效性較差，經常存在半年乃至一年的遲滯。

　　由中國政府、世界銀行、全球環境基金共同出版的《CRESP——可再生能源政策制定與實施總結報告》（以下簡稱“報告”）中披露，2010年，我國所需可再生能源電價附加費用總計147.8億元，但當年所征收的可再生能源電價附加僅為102.7億元，資金缺口達45億元；2011年，我國所需可再生能源電價附加費用總計214.8億元，今年所征收的可再生能源電價附加僅為115.4億元，資金缺口進一步擴大到99.4億元。

　　因此，在業內專家看來，此次可再生能源電價附加標準的上調，對于處于資金饑渴狀態的可再生能源發電行業來說無疑是一個政策紅包，確保了行業發展所需的資金保障，有利于進一步推動新能源產業的發展。

　　鑒于我國可再生能源的快速發展，報告同時建議以基金形式管理可再生能源電價附加。

    報告指出，單純以可再生能源電價附加來補貼可再生能源發電高成本費用，存在較大資金缺口，需要一再上調補貼標準。但如果采取基金方式管理，除了電價附加外，還可以拓展多種資金渠道。報告提出，可以參照國際經驗，國家財政每年為基金安排和提供一定數額的資金，也可以利用其他能源稅費為基金注入資金，還可以擴大到接納國內國際贈款、綠電自愿計劃等渠道，為未來我國可再生能源發電的持續健康發展提供資金保障。

風電電價是否面臨調整

　　在我國提高可再生能源電價附加標準的同時，風電的開發成本也在進一步降低。因此，業內有人提出，跟2009年制定風電上網電價時相比，風電開發成本已明顯下降，再加上國家提高補貼標準，我國風電上網電價是否存在下調的空間。

　　隨著技術進步，加上行業競爭日趨激烈，我國風電整機價格近年來出現連續下滑。“風電整機價格從2008年的6000元/千瓦左右，降到2009年的4500元/千瓦，再到2010年跌破4000元/千瓦，直至如今的3500元/千瓦，較三年前幾乎腰斬。”時    麗如是說。

    然而，是否應該因此調整風電的上網電價，時    麗對此并不認同。在她看來，近期并不具備調整風電上網電價的條件。“目前，風電機組價格下降帶來的利潤空間正好與目前風電限電所帶來的損失相抵消。”

　　由于我國風資源豐富的地區大多分布在三北地區（東北、華北、西北），因此，我國在開發風電之初就制定了在三北地區建設大的風電基地的政策，然而由于三北地區消納能力有限，又處于電網末端，因此，隨著我國風電基地建設的逐步推進，由此帶來的風電并網消納問題也日益突出。

　　“今年風電限電情況很嚴重，”時    麗坦言，“雖然全年的數據還沒有出爐，但是從1-10月的數據來看，情況不容樂觀。而這正好抵消了由于風電機組價格下降帶來的利潤空間。”

    對此，大唐新能源副總經理胡國棟表示認同，在他看來，“十二五”期間風電上網電價并不存在調低的空間。他表示，大唐在三北地區雖然還有大約5000萬千瓦的待開發項目，但由于風電送出受阻，只能擱置，轉而開發南方地區的低風速風場。但由于這些地區風速低、發電量較低，所以收益不會太高，如果調低電價，其收益率就難以保證。

　　但電監會價格與財務監管部副主任黃少中對于風電上網電價調整尚存一些希望，他表示，風電上網電價標準在“十二五”期間內原則上是不變的，但是不排除在2013年開始降低。