电监会昨日发布的2008年《可再生能源电量收购和电价政策执行情况监管报告》显示，截至2007年底，全国可再生能源发电装机约为15494万千瓦，占当年全国总装机容量的21.6％；但两年来可再生能源发电装机占全国发电装机比例下降了1.37个百分点，可再生能源发电量占全国发电量比例则下降了1.23个百分点。电监会建议，进一步完善促进可再生能源发展的价格、财税政策，解决电力企业的经营压力。

发展尚存瓶颈

2008年6～11月，电监会组织各派出机构在全国范围开展了可再生能源电量收购和电价政策执行情况专项检查。电监会发布报告指出，126家电网企业，以及华能、大唐、华电、国电、中电投、长江电力、国开投、国华电力、华润电力等中央发电公司所属可再生能源发电企业和其他地方可再生能源发电企业对可再生能源发展的各项政策执行情况良好，但尚存一些问题。

如部分地区缺乏统一、合理的可再生能源发电和接入系统项目建设规划，工程项目存在布局不合理和无序建设等问题，风力发电规划与电网调峰调频能力的协调有待加强，不同投资主体的电网企业在电网规划和建设上的协调机制有待完善。

而部分电网企业未能按照《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》第五条要求建设可再生能源并网发电项目的接入系统工程，加大了发电企业建设成本。部分电网企业未能及时改造可再生能源发电送出电网设施，造成可再生能源发电出力受限、电量损失。

部分电网企业及其调度机构未制定保证可再生能源发电量全额上网的具体操作规则，在收购可再生能源发电量时，存在通过考核变相减少发电企业上网电量、压低上网电价、强行分摊线损、不按期或不足额支付电费等问题，特别是一些地方电网企业与小水电矛盾较为突出。

电价问题仍需解决

报告还指出，由于2006年1月1日前投产的可再生能源发电项目仍执行以前电价规定，部分企业上网电价偏低，不利于企业持续发展。可再生能源电价补贴和配额交易方案滞后，半年或一年一次的配额交易周期过长，在电价附加存在资金缺口的省份，电网企业无法及时、足额支付本省补贴。

此外，生物质能发电缺乏可遵循的行业标准，在合同签订、单位能耗、排放、造价等方面只能参照火电标准，不能反映生物质发电特殊性、更好地维护生物质能发电企业利益。某些省市垃圾发电厂垃圾处理费标准偏低，部分垃圾发电得不到足够的成本补偿等。

就上述问题，报告指出，电力企业一方面要严格执行可再生能源电价和附加政策，促进可再生能源发电和电网的协调、可持续发展。另外，还要进一步完善促进可再生能源发展的价格、财税政策。

措施包括进一步研究可再生能源发电上网电价形成机制，结合各地实际情况，对同一地区同类可再生能源发电项目尽可能明确同等水平的价格，生物质能发电价格应根据近两年来物价水平变化情况适当提高，研究完善小水电上网电价形成机制。研究出台可再生能源发电项目建设和电费、补贴结算的税收优惠政策，明确减免比例和额度，大力扶持风力发电、太阳能发电、秸秆和垃圾焚烧发电等产业的发展。研究出台对可再生能源发电企业贴息政策，减少企业的财务费用。根据各地实际，分省、区出台垃圾补贴标准，适当提高垃圾补贴收入。研究建立全国范围内的配额交易平台，按月度开展可再生能源附加收入的配额交易，加快附加补贴的支付。

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