电价政策在促进可再生能源发展中起着重要的、不可或缺的作用，可以说是最为直接、灵敏、有效的手段之一，目前也是作用最为明显的一项政策。但电价政策在促进可再生能源发展的同时，还存在哪些问题，如何根据可再生能源发展变化的情况进一步完善，如何最大程度地发挥电价政策的调节导向作用，促进可再生能源健康协调有序发展？
现行政策存在的主要问题
(一)上网电价
1.风能发电。风电上网电价在2009年8月以前主要存在以下问题：一是价格政策不统一，不够透明，未能起到合理引导投资的信号作用。存在招标电价、中央确定固定电价和地方确定固定电价等多种定价方式。多种电价政策的并行，说明有关部门在法律实施中尚未形成统一的指导原则和固定的风电价格形成机制，如到底是以固定电价为主，还是以招标指导价为主？价格确定是考虑以资源因素为主，还是考虑市场供求为主？是事先确定价格并公布，还是事后逐个项目报批？这些问题都没有得到很好的解决。二是价格水平差异较大，同一风场由于投资主体、项目大小和项目是否实行招投标不同，价格相差较大，明显不合理，也不公平。主要是通过特许权招标形成的价格要比地方政府核定的价格低很多，平均要低每千瓦时0.1元，个别的低了接近一倍。2009年8月1日实施国家发展改革委发布的《关于完善风力发电上网电价政策的通知》以后，上述问题基本得到解决，剩下的问题：一是要尽快研究价格逐年降低机制，促使企业降低成本和技术创新；二是要根据海上风电开发建设情况，尽早研究制定海上风电上网电价机制和办法，引导和规范海上风电发展。
2.太阳能发电。太阳能发电上网电价存在的问题：一是尚未形成和制定事先对社会公布的标杆上网电价，基本上还是逐个项目核定价格或是通过招标确定价格，电价政策不够透明。二是定价的原则不甚明确，水平难以把握。由于技术、规模及市场等因素影响，目前太阳能发电成本仍然比较高；价格定低了发电企业难以维持和发展，定高了，使用的费用昂贵，代价太大，还有可能诱导企业盲目投资，低水平重复建设。
3.生物质发电。生物质发电上网电价存在的主要问题是价格偏低，管理不够规范。生物质发电由于“小机组、大燃料”的典型特点，造成单位投资大、燃料成本高。从目前生物质发电企业的实际运营情况来看，国家批复价格与保本电价有较大差距，现行的上网电价水平(由各地区脱硫燃煤机组标杆电价加补贴电价每千瓦时0.25元组成)很难维持企业的简单再生产，绝大部分生物质发电企业处于亏损经营状态。尽管国家发展改革委已对秸秆发电亏损项目给予了每千瓦时0.1元的临时电价补贴，但也难以扭转生物质发电企业的亏损状态，不利于生物质发电产业的发展，而且在价格之外又实行临时价格补贴不利于价格的规范管理。
(二)接网费用
1.接网工程的补贴标准偏低。现行每千瓦时1-3分的可再生能源发电项目接网工程的补贴标准偏低，难以满足接网工程投资的还本付息需要，影响电网企业投资积极性。
2.接网电价补贴政策不尽合理。现行政策仅考虑了可再生能源发电量就地消纳的接网工程建设运行费用，没有考虑到大型可再生能源发电基地电能远距离输送、送受端电网扩建等因素。大型可再生能源发电基地主要分布在“三北”等偏远、经济欠发达地区，电网配套工程建设运行成本高于常规能源接网工程部分，如通过提高本地销售电价回收，将显著加重当地用户负担，制约当地经济发展，如通过提高可再生能源落地价格来回收，将大大降低可再生能源消纳竞争力。这两种方式都将影响可再生能源的开发和消纳积极性，不利于可再生能源的健康快速发展。
(三)电价附加
1.政策不配套，附加资金大量缩水。由于可再生能源法规定不明确，而部门间政策不配套，一些地方税务部门将可再生能源电价附加收入定为企业收入，征收所得税，不同意配额交易卖出方支付电厂补贴的增值税进项税进行抵扣，也不同意支付公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分进行增值税进项税抵扣，致使电价附加资金大量缩水。据有关部门估计，近三分之一的附加资金要上缴财政。
2.资金调配时效差。现行电价附加资金调配工作量大、层次多、时效差，调配和补贴的周期至少要半年以上，加大了企业的资金压力。
3.征收标准偏低。现行可再生能源附加征收标准偏低，难以满足未来可再生能源项目发展需要。根据国家发展改革委2008年颁布的《可再生能源中长期发展规划》，我国可再生能源在能源结构中的比例2020年将达到15%，可再生能源的增长速度将远远大于电价附加计征电量的增长速度，补贴缺额情况将越来越明显，如不相应调整销售电价，缺口将越来越大。
(四)辅助服务费用
这方面存在的问题是：为风电调峰的常规水电、火电机组得不到辅助服务费用补偿。由于间歇性、随机性的特点，风电的并网发电，要增加常规水电、火电机组调峰调频等辅助服务负担，导致机组单位发电能耗、发电成本增加(通常常规火电机组在额定功率70%以下工况运行时，其发电能耗将增加20%以上，水电机组在额定功率50%以下工况运行时，其发电效率将降低20%左右)。但是对于火电、水电为风电提供各类辅助服务，目前尚无相关考核和经济补偿政策，影响火电、水电企业参与调峰的积极性，也有失公平。
(五)电价执行和电费结算
电价执行和电费结算存在着执行不规范和不到位的问题。国家电监会组织的相关检查表明，部分电网企业存在电价执行和电费结算不规范的问题。主要是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，损害了可再生能源发电企业的合法权益。
可再生能源电价政策取向
1.政府扶持是可再生能源发展的基本推动力，必须长期坚持。由于大多数可再生能源企业尚处于产业发展的初级阶段，受技术、成本、市场等因素制约；目前除水电可以与煤炭等常规能源发电竞争外，其他可再生能源的开发利用成本都相对较高，还难以与煤炭等常规能源发电竞争。因此，在相当长的时间里，必须有法律法规的保障和政府强有力的政策支持，可再生能源才能持续、稳定发展。这也是世界各国通行的做法。
2，电价政策既要有利于促进可再生能源开发利用，也要经济合理，避免过度保护。这是两条基本原则。所谓有利于促进可再生能源开发利用，是指所确定的上网电价和适用期限应当体现电力成本和合理利润，确保可再生能源开发商在一定的经营期内可以得到合理的投资回报，避免价格过低或者规定的价格期限过短带来难以承受的投资风险，从而吸引投资者积极开发利用可再生能源。所谓经济合理，是指所确定的上网电价和使用期限，应当体现经济合理和经济效率，政府扶持的可再生能源发电企业所获得的平均利润应大致相当于或者略高于发电企业的平均水平，不对可再生能源开发利用形成过度保护。这两条原则看似有些矛盾，实质上是有机统一的，体现了既扶持促进可再生能源发展，又从经济合理出发，尽可能降低社会的费用负担。
3.对电价水平实行动态管理，价格逐年降低，体现政府扶持与市场竞争相结合的原则。由于可再生能源发展处于起步阶段，成本偏高，缺乏竞争力，为扶持和促进可再生能源发展，价格水平适当高一些。随着可再生能源开发利用技术的发展、装备制造业生产规模扩大和管理水平的提高，可再生能源发电的造价和成本将逐渐下降，原定的上网电价水平也需要适时调整，.使其所获得的投资回报保持在经济合理的范围内，并使社会分摊的可再生能源发电的额外费用逐年下降。
4.区别不同的可再生能源，采用不同的电价形式和支持力度。可再生能源法按照风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等实行了分类。由于受地理、气候影响，在现有资源、技术和经济条件下，不同可再生能源种类之间发电成本存在相当大的差别，相同的可再生能源在不同地区之间发电成本也存在一定的差别。因此，在一定的时期内对可再生能源发电必须实行分类、分地区上网电价制度，以保证在不同地区、不同时段开发利用不同可再生能源获得大体相同的购资回报，保障不同类型、不同地区的可再生能源发电能够获得比较均衡、健康的发展。
5.电价附加在全国范围内统一分摊调配，既体现国家责任和全民义务相结合的原则，也可以有效地解决地区之间资源分布与经济承受能力不匹配的问题，体现政策和法律的公平负担原则。由于可再生能源资源地理上分布不均匀，如我国风能资源主要分布在西北、华北、东北地区以及东南沿海地区，如果可再生能源发电较高的上网电价由当地企业和居民承担，而该地区经济相对不够发达，用电量又相对较少，必将影响当地积极性，制约当地经济发展，从而影响可再生能源的开发利用。因此，需要建立全国范围内的全社会共同承担的费用分摊制度，核心是要求各个地区的电力消费者相对公平地承担发展可再生能源的额外费用，促进可再生能源开发利用的大规模发展。实施费用分摊制度是国际社会可再生能源的基本做法，也是行之有效的一种办法。
电网接入工程尤其是大规模、长距离的电网接入工程费用计入全国范围分摊同样体现上述原则，可减少接网所在省电网公司和省份的经济负担，消除电网公司在投资建设接网工程时的经济利益障碍。
完善可再生能源电价政策的着力点
1.修改完善有关上网电价的办法规定。按照风能、大阳能、生物质能等可再生能源发电技术、成本、市场特点和各地资源状况，分别制定全国统一或分地区的标杆上网电价和相应的定价办法，使得同一地区同类可再生能源发电项目基本可以获得同等水平的上网电价，促进可再生能源持续、健康、协调发展。
2.提高可再生能源发电接网费用标准，改进定价办法。对于风电基地的配套电网工程项目的投资和运行费用回收，可以考虑采取不同的政策。对于规模比较小的风电基地，接网工程标准采用标杆方式，根据风电上网电量收取。对于规模较大的风电基地，考虑可再生能源发电基地电能远距离输送、送受端电网扩建等因素，单独核定大型可再生能源发电基地电网配套工程电价补贴标准，并明确可再生能源发电基地配套电网工程高于常规能源的建设运行费用，通过可再生能源电价附加在全国分摊。
3.修改完善可再生能源电价附加征收管理方式。针对可再生能源电价附加资金和财政专项资金管理使用中存在的问题，建议将现行可再生能源法规定征收的电价附加资金和国家财政专项资金合并为政府性基金性质的国家可再生能源发展基金，纳入国家财政基金管理，为可再生能源开发利用提供稳定、持续的资金支持渠道。
4.适时适当提高可再生能源电价附加(基金)征收水平。根据可再生能源预期发展水平，建议今年或者明年将电价附加由目前的每千瓦时2厘钱提高到4厘钱左右(国家发展改革委已于2009年11月20日将标准由每千瓦时2厘钱提高到4厘钱)，2020年左右再将标准提高到每千瓦时1分钱左右，以促进可再生能源持续发展。
5.研究建立可再生能源发展的辅助服务补偿机制。解决的思路可以分两步走，近期可参照其他常规电源的做法，设立辅助服务补偿费用，，对参与调峰的水电、火电机组给予适当补偿。从长远看，应结合电力市场建设和发展，逐步建立辅助服务市场，通过市场机制和办法来解决问题。
6.加强电价监督检查，确保政策执行到位。主要从电价政策、电量上网、附加收入调配、电费结算入手，通过检查，纠正并查处违法违规行为，维护市场主体的合法利益。同时加强对电价信息披露的监管，包括电量上网、价格制定、费用分摊、收入调配、电费结算等方面的信息都要及时公开披露，使信息更加公开、透明、对称，增加投资者对电价信息的知情权，逐步解决各个层面信息不对称问题，维护市场公平交易和市场主体的合法权益。
7.加快研究建立上网电价逐年降低机制。近年来，风力发电成本经历了迅速下降的过程，目前国产陆上风电机组成本已下降到每千瓦6000元，发电成本可降至每千瓦时0.375元。世界风能理事会估计到2020年，陆上风机的总体造价还可以在2006年基础上再下降20%-25%，海上风机的造价可以降低40%以上，发电成本可以同幅下降。风电成本逐年下降的趋势，为风电价格逐年下降创造了可能。应参照国外一些成功的做法，尽快研究建立风电上网电价逐年降低机制。太阳能发电价格也应该未雨绸缪，参照风电的做法，在条件成熟时也实行这种机制。
