第三，当前不是下调电价的合适时机。

近年来，弃风限电和补贴拖欠已经成为我国风电产业发展的最大制约。尽管国家有关部门积极协调、多措并举，但短期内很难取得突破性进展。2016年上半年，全国风电弃风电量323亿千瓦时，同比增加148亿千瓦时;平均弃风率21%，同比上升6个百分点。截至2016年上半年，可再生能源补贴缺口累计高达550亿元。随着第六批可再生能源电价补贴的发放，仍存在约300亿元的补贴缺口。在弃风限电形势愈加严峻、补贴拖欠尚未改善的情况下，贸然下调风电标杆上网电价无异于雪上加霜。

第四，电价调整应转变对补贴过高的认识。

风电电价的确比煤电电价高，但煤电价格并未体现其环境污染及因环境污染带来的民众健康等隐性成本。如果把这些隐性成本包括在内，煤电价格将增加1-2倍，立刻失去竞争力。

可再生能源的补贴其实是对其环境经济效益的补偿。煤电除了环境成本没有计算之外，也在享受国家的大量补贴。煤电的脱硫、脱销、除尘分别补贴0.015、0.01、0.002元/千瓦时，三项共计0.027元/千瓦时。2015年我国煤电全口径发电量为4.23万亿千瓦时，粗略估算2015年对煤电补贴1142亿元，而2015年度风电和光伏的补贴仅有500多亿元，金额远小于对煤电的补贴。

相关建议：

风电等可再生能源发展是我国兑现国际承诺、实现国内绿色低碳发展的最重要手段，电价政策的调整要以能保障风电产业的健康持续发展作为出发点，从多个角度把账算清楚，并且要以彻底解决弃光限电和补贴拖欠为前提。具体建议如下：

一、维持现行陆上和海上风电标杆上网电价不变。

综合行业发展趋势以及相关企业的建议，为保持政府公信力，维持政策稳定性，确保风电行业合理的发展速度与规模，建议陆上风电仍维持2015年确定的标杆上网电价不变。海上风电标杆上网电价等待近期开发建设方案中的项目建设完成，并积累相关数据之后再研究电价调整方案。同时，为推动能源市场化改革，促进风电行业技术和管理水平提升，建议2019年后根据风电技术发展趋势，适时稳步下调风电标杆上网电价，引导企业进行技术和管理创新，最终实现风电用户侧平价上网。

二、减少煤电脱硫脱硝和除尘补贴，弥补可再生能源发展基金缺口。

正如前文所言，煤炭等化石能源的使用造成雾霾日益加剧，温室气体排放不断增加，全社会的环境负担日益加重，但是当前的化石能源价格体系不仅没有体现其真实的环境成本，还存在不合理的化石能源使用补贴。例如，燃煤火电厂一边排放对环境有害的二氧化硫、氮氧化物和粉尘等污染物，一边却拿着脱硫脱硝除尘补贴。建议取消煤电的脱硫脱硝和除尘补贴，还原煤炭发电的真实成本，并从中拿出一部分纳入可再生能源发展基金，解决补贴资金不足的问题。

三、加快落实可再生能源发展目标约束和考核制度

目前，我国已经把应对气候变化纳入国民经济和社会发展规划，并明确提出要大力发展可再生能源。2016年3月，国家能源局提出“建立可再生能源开发利用目标引导制度”，以保障2020年非化石能源占比目标的实现。建议进一步加强对各地方政府可再生能源发展目标落实的约束，严肃考核，在能源规划、建设、运行中统筹可再生能源的发展。

四、用市场化手段积极推进可再生能源补贴方式改革。

国际成功经验表明，绿色电力证书(绿证)交易是一种市场化的可再生能源电力补贴机制。绿证作为一种可交易、能兑现为货币的凭证，是对可再生能源发电方式予以确认的一种指标。它既可以作为可再生能源发电的计量工具，也可以作为一种转让可再生能源的环境效益等正外部性所有权的交易工具。推行绿色电力证书交易，是促进可再生能源产业可持续健康发展的有效途径之一。另外，要求煤电企业购买绿色证书，也能推动煤电外部成本内部化，进而提高可再生能源的市场竞争力。

(作者系中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长)