一、什么是可再生能源电价补贴（国补）？
可再生能源电价补贴，通常被称为“国补”，是指我国对可再生能源电力上网价格的补贴，主要包括风能、太阳能、水能等非化石能源。补贴方式是向可再生能源企业支付补贴电价，各地的可再生能源上网电价由燃煤基准电价加补贴电价组成，可再生能源上网电价高于燃煤基准电价的部分由政府支付。
二、可再生能源电价补贴（国补）的由来
中国能源消费结构中化石能源占比较高，作为全球最大一次能源消费国和碳排放国，中国面临严峻的碳减排压力，发展可再生能源已成为能源转型及减缓气候变化的关键途径。然而由于可再生能源较传统能源成本较高且开发利用技术难度较大, 因此需要政府补贴来提升可再生能源的竞争力。通过补贴可以显著提升可再生能源发电企业的盈利能力，从而吸引更多的投资进入这一领域，推动我国可再生能源市场的规模化发展。
2006年1月1日，中国开始实施《可再生能源法》，确立以固定电价和费用分摊制度支持可再生能源发电发展的机制。在2006年1月4日，国家发展与改革委员会发布了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，这标志着中国可再生能源电价补贴政策框架的正式建立。该政策的实施极大地促进了可再生能源的开发和利用，国内风光可再生能源装机规模迅速跃居全球首位，对于中国减少温室气体排放、改善能源结构、保障能源安全以及实现经济社会的可持续发展具有重大意义。
三、可再生能源电价补贴来源及发放方式
自2006年《可再生能源法》实施以来，国内开始对可再生能源发电实行基于固定电价的补贴政策。2011年底，可再生能源发展基金设立，用于可再生能源补贴，来源一是国家财政公共预算安排的专项资金，二是依法向电力用户征收的可再生能源电价附加费，电价附加费由电网公司代收，扣税后上缴可再生能源基金。
可再生能源基金原则上实行按季预拨、年终清算。省级电网统计列入补贴目录的可再生能源并网发电项目和接网工程情况，提出补贴资金申请，经所在地省级财政、价格、能源主管部门审核后，上报财政部、国家发改委、国家能源局。财政部根据可再生能源电价附加费收入、省级电网企业和地方独立电网企业补贴资金申请等情况，将补贴资金拨付到省级财政部门，省级财政部门再将资金拨付至省级电网企业，最后省级电网企业再根据可再生能源并网发电项目的补贴电价和实际收购的上网电量来结算电费。
实际情况来看，随着可再生能源装机规模和电量贡献不断提升，可再生能源发电补贴资金不足问题也日益凸显，可再生能源补贴的发放有一定的延迟性。
四、可再生能源步入平价上网时代
近几年来，随着国民经济的快速发展，电力消费的平均水平呈现出逐年提高的趋势。国家把重点放在经济的稳定和持续发展上，电力需求增速放缓，同时燃煤发电的基准价格也出现了下滑态势，国家已经数次对可再生能源的上网价格进行了调整，其中陆上风电的上网价格变化情况[]如表1所示：
2015年前，可再生能源行业处于发展初期，补贴发放紧张有序。2016年以来，新能源行业发展进入爆发阶段，尽管可再生能源电价附加基金的收费水平从2006年的0.001元/度上调至0.019元/度，但远远低于新能源装机容量的增长速度，所获资金低于补贴实际需求，造成可再生能源补贴缺口不断扩大。
为推动解决可再生能源发电补贴资金缺口，满足可再生能源项目补贴需求，国家从多个方面着手解决补贴缺口问题。
一是对可再生能源项目进行核查，建立可再生能源电价补贴目录。进入可再生能源电价补贴目录的新能源项目，有资格申请补贴，按时全容量并网后，补贴由电网企业进行转付。
二是确定享受可再生能源电价补贴期限。2020年9月29日，国家发改委、财政部、国家能源局联合印发《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号）提出单个项目补贴额度按项目全生命周期合理利用小时数核定可再生能源发电项目中央财政补贴资金额度，明确了可再生能源补贴的补贴上限及补贴年限。风电项目自并网之日起满20年后或达到规定的全生命周期合理利用小时数后（依据孰短原则确定时间），不再享受中央财政补贴资金。这意味着国家对可再生能源项目补贴资金采取了收口办法，每年需要的补贴资金和未来项目寿命周期内所需要的全部补贴资金量基本明确，不再存在所谓的“无底洞”。
三是减少未来享受可再生能源补贴的项目。2021年06月07日国家发改委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号），明确自2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。新能源行业全面进入平价时代。
四是增加可再生能源项目收入。通过绿证和绿电交易增加可再生能源的收入，减少可再生能源补贴资金短缺的压力。
五、平价时代的可再生能源发展
随着平价时代的来临，可再生能源参与电力市场的方式从保障性收购变为自主竞价是大势所趋。国家发展改革委、国家能源局出台了多项政策文件，加大推进电力现货市场建设力度。
2022年1月，国家发改委印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改办体改〔2022〕118号，以下简称“118号文”）提出，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，新能源全面参与市场交易，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。2022年2月，国家发改委印发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号，以下简称“129号文”），支持具备条件的现货试点地区不间断运行，尽快形成长期稳定运行的电力现货市场，加快推进电力现货市场建设对于发现分时电价、实现高峰电力保供和低谷新能源消纳、确保电力安全具有重要的现实意义。
118号文勾勒出“十四五”“十五五”电力市场蓝图；129号文给出了电力现货交易市场建设政策方向，明确了加速推动新能源进入电力现货市场趋势。2022年，新能源市场化交易电量达3465亿千瓦时，占新能源总发电量的38.4%，较2020年提高14个百分点。
同时，基于可再生能源配额制的绿色证书（以下简称“绿证”）交易作为一种电价补贴的替代机制对新能源进行补充。绿电绿证交易规模稳步扩大，截至2023年10月底，已累计达成绿电交易电量878亿千瓦时，核发绿证1.48亿个。
2023年前三季度，全国可再生能源新增装机1.72亿千瓦，同比增长93%，占新增装机的76%。成为新增装机的绝对主体。2023年1-11月，我国全社会用电量累计83678亿千瓦时，同比增长6.3%，全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。
为实现碳达峰碳中和目标，我国正加速构建以可再生能源为主体的新型电力系统。为确保可再生能源的持续健康发展，国家采取了一系列措施：强化电力消纳责任权重引导机制，推动跨省区可再生能源电力交易，并建立相应的激励机制来鼓励优先利用可再生能源。同时，通过发展绿色金融，推出绿色债券、绿色信贷等金融产品，为可再生能源发电项目提供融资支持。相信随着政策体系的不断完善和技术的进步，可再生能源将在满足人民用电需求方面发挥越来越重要的作用。
