“2012年至今的可再生能源補貼，合計有一個多億，直到現在都被拖欠。”在甘肅玉門市，一家大型風電央企的負責人頗為無奈地道出了電價補貼不能及時到位的困擾。

然而，電價補貼卻成為近期電價調整的突破口。國家發改委近日一紙通知，要求9月25日起將可再生能源電價附加標準由0.8分/千瓦時提高到1.5分/千瓦時。本次通過調整上網電價來提高可再生能源附加的調整幅度雖還沒有公布，但業內預計電價將下調1.5分/千瓦時左右。

常州光伏行業協會秘書長邱第明表示，隨著本次上調，新能源最多可獲得約300億元的補貼資金。

彌補新能源補貼缺口

200億元！按照不同的口徑計算，目前國內可再生能源補貼缺口都在這個數額左右。

早在2006年6月通過的《可再生能源法》中，明確電網企業按照中標價格收購風電、光電等可再生能源，超出常規火電上網標桿價格的部分，附加在銷售電價中分攤。可再生能源電價附加的征收標準最初為0.1分/千瓦時。隨后，這一標準提高到0.2分/千瓦時，2009年11月起調高至0.4元/千瓦時，2011年12月調高至0.8分/千瓦時。

雖然電價附加標準在2011年底已經翻番，但不少新能源企業能夠按時按額拿到補貼并不是易事。

“我們是央企，同時也是甘肅省的新能源示范項目，補貼都不能及時到位，更何況一些小型的新能源企業。”上述甘肅玉門大型風電企業的負責人表示，此前國家已經明確發電補貼可以按季度結算，但是公司在2012年和2013年上半年未拿到的補貼已經超過了1億元。

發電企業的補貼沒能及時到位，也影響到下游的裝備企業。西安一家風機制造企業的技術員表示，公司將生產好的設備交付給發電企業，最初只能收到約1/3的貨款，剩余的款項則被發電企業長期拖欠，拖欠的一個理由就是補貼還沒有到位，需要再等一等。

據此前有公開數據統計，全國可再生能源補貼2011年年底缺口已達107億元，2012年缺口在200余億元。隨著新能源的發展，補貼缺口將越來越大。

近期在甘肅酒泉市到玉門、瓜州、敦煌等地實地采訪中發現，在中國的西部地區新能源雖然起步較晚，但由于本身具有的風電和太陽能發電的優勢，新能源裝機呈現出急速擴張之勢。根據各地出臺的新能源“十二五”相關規劃，新能源的裝機容量都將有大規模的增長。

以甘肅省為例，規劃預計到2015年年底，風電裝機將達到1700萬千瓦，太陽能發電裝機將達到600萬千瓦以上。而目前，甘肅風電和光伏裝機容量分別只有640萬千瓦和60萬千瓦。同樣，在寧夏、陜西、新疆、青海等西部地區都在醞釀著新能源的擴張。

邱第明表示，雖然可再生能源電價附加經過了多次調整，但近年來中國的新能源裝機則呈現出飛速發展之勢，原來的電價補貼已經遠遠不夠覆蓋整個行業。從今年可再生能源的發電量預估來看，電價附加標準由0.8分/千瓦時提高至1.5分/千瓦時，每年至少能夠籌集500億元，這比現在征收的200億元左右增加了一倍多。

利好電企環保改造

“總體來說，這次‘新政’的目標就是鼓勵發展新能源，支持傳統能源企業進行節能減排。”中煤遠大行業戰略管理咨詢中心分析師張志斌表示。

在此次同步出臺的政策中，除了可再生能源電價附加調整，本次新政中將燃煤發電企業的脫硫脫硝補償標準由每千瓦時0.8分提高到1分錢；另外新增了對燃煤發電企業的除塵補償，實行每千瓦時0.2分。

一位電力行業人士表示，發電企業進行脫硫脫硝的改造成本主要分兩方面，一部分是新增裝置成本，一部分是脫硫脫硝的運營成本。據其透露，一個中型機組的裝置費用為4000余萬元，運營過程中還需要使用催化劑、定期更新設備，一臺機組的脫硫脫硝成本改造超過1億元。

此前電力企業一直以環保成本的增加為由反對下調電價。中國電力企業聯合會曾在一份分析報告中指出，目前發電企業同步建設脫硝設施的單位總成本約為1.2分/千瓦時，技改加裝脫硝設施的單位總成本約為1.5分/千瓦時，而0.8分/千瓦時的補貼難以彌補脫硝運營成本和投資，因此電廠建設運營脫硝設施積極性不高，很多電企即使上馬了脫硫脫硝裝置，但仍然不進行運營。

國電集團、大唐電力集團等電力巨頭的負責人曾在多個場合公開“哭窮”：脫硝電價補貼難以彌補脫硝成本。

2013年上半年，國家環保部組織完成了對去年中央企業主要污染物總量減排核查工作，其中發現15家企業存在脫硫監測數據作假，其中不乏神華集團、華電集團等央企。

對于上述企業，環保部表示將掛牌督辦、責令限期整改，不僅追繳二氧化硫排污費和脫硫電價補貼，并予以最高達5倍的經濟處罰。

“實際上這次環保部重罰脫硫脫硝造假，也給了業內不少的反思。”金銀島分析師戴兵告訴記者，除了脫硫脫硝補貼制度上的缺陷需要改進外，一個重要的原因還是補貼力度不夠，企業的運營積極性受到阻礙，而本次燃煤企業的環保電價合計上調了計0.4分錢/千瓦時，對企業來說是很大的利好。

數據顯示，2012年全年中國火力發電量產量為3.79萬億千瓦時。以此計算，本次環保電價補貼上調之后，燃煤發電企業可新增獲得約152億元的環保改造補貼。隨著補貼的落實，企業的環保改造成本也將大幅下降。

實際上不僅僅是發電企業，在環保政策加碼背景下，煤炭供給方也企圖通過環保改造來占有市場。

據獲悉，“煤老大”神華集團正在醞釀一項新政：只要是神華的山東發電客戶，煤炭使用量能達到一定水平，神華集團將會出資幫助這些電廠完成節能減排改造。

銷售電價年底下調可期

國家發改委相關負責人明確表示，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，不提高銷售電價水平，不是煤電價格聯動，銷售電價不會做調整。“實際上就是讓電力企業壓縮一部分利潤，專門用于環保改造。”戴兵認為，9月25日新政實施后，燃煤企業的上網電價將進行下調，而終端的銷售價格不變，按流程電網企業將征收其中的多余部分，最后再補貼給電廠。

“現在煤炭價格降了很多，下調燃煤企業的上網電價也完全合情合理，但這樣做顯然較復雜，最直接的做法仍然是進行煤電聯動。”戴兵表示。

按照2012年12月25日，國務院辦公廳印發的《關于深化電煤市場化改革的指導意見》，其中規定以年度為周期，當電煤價格波動幅度超過5%時，實施煤電價格聯動。

截至2013年9月12日，環渤海地區發熱量5500大卡市場動力煤綜合平均價格為536元/噸，而在今年年初這一價格還在640元/噸水平，跌幅已經超過16%。

“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。”國務院發改委相關負責人的表態，讓此前傳言10月下調電價的幻想破滅。

國家電網一位內部人士表示，過去十年間煤炭價格上漲了數倍，但銷售電價基本維持不變，發電企業此前卻是承受了不小的負債，今年以來發電企業剛過上了好日子，所以電價下調本身就面臨著五大發電集團等電企的阻力。因而除了一年的周期沒有達到之外，實際上更為重要的是銷售電價的調整涉及到電力企業、電網企業和下游用戶的多方利益，調價也不可能一蹴而就。

“雖然國家層面的政策不好預測，但年底的電價下調依然極有可能。”該人士也表示，綜合國內煤炭價格中期仍將低迷的形勢來看，終端電價下調仍是大勢所在。