但隨著(zhù)產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，可再生能源電價(jià)補貼資金需求也在迅速增加，可再生能源發(fā)電補貼資金缺口呈現持續擴大趨勢，亟需通過(guò)有效的政策措施降低可再生能源發(fā)電成本，加快推進(jìn)降低補貼、與常規能源電力平價(jià)的進(jìn)程。
國家發(fā)展改革委員會(huì )能源研究所
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近年來(lái)光伏發(fā)電度電補貼水平實(shí)現了大幅度下降
隨著(zhù)光伏發(fā)電技術(shù)進(jìn)步、產(chǎn)業(yè)升級、市場(chǎng)規模迅速擴大，光伏發(fā)電成本在全球范圍內持續下降，根據國際能源署（IEA）、國際可再生能源署（IRENA）等國際機構分析，2010-2015年光伏發(fā)電平準化成本降低了約60%，其中我國國內光伏市場(chǎng)的迅速增加從而帶來(lái)的國內光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展起到了關(guān)鍵性的作用。
從技術(shù)水平看，2015年確定的光伏產(chǎn)品技術(shù)指標中，多晶硅和單晶硅組件市場(chǎng)準入門(mén)檻效率為不低于15%和16%，2018年不低于16%和16.8%，年均增加約0.3個(gè)百分點(diǎn)；2015年光伏領(lǐng)跑者標準為16.5%和17%，2017年征求意見(jiàn)文件中的提出的效率為17%和18%，年均增加約0.3個(gè)百分點(diǎn)。
圖1光伏發(fā)電投資和標桿電價(jià)變化
光伏發(fā)電投資、發(fā)電成本和電價(jià)也實(shí)現了大幅度下降，初始投資從2010年的約20元/瓦，降到2015年的8-9元/瓦，再到2017年的6-7元/瓦，光伏發(fā)電標桿電價(jià)從2011年的1.15元/千瓦時(shí)，降到2014年的0.9-1.0元/千瓦時(shí)，再到2017年0.65-0.85元/千瓦時(shí)。2016年光伏領(lǐng)跑技術(shù)基地最低中標電價(jià)達到0.45元/千瓦時(shí)，中標電價(jià)水平普遍低于當年光伏標桿電價(jià)15-35%。
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技術(shù)進(jìn)步推動(dòng)光伏發(fā)電成本下降潛力大
根據對光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展分析預期，僅考慮目前可預見(jiàn)的晶硅光伏電池的技術(shù)進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)發(fā)展，在近中期光伏發(fā)電成本仍具有較大的下降潛力。光伏電池組件成本下降關(guān)鍵環(huán)節主要在以下四個(gè)方面：
?、俳M件轉換效率提升，預計“十三五”期間，晶硅光伏組件每年可保持0.2-0.5個(gè)百分點(diǎn)的絕對效率提升；
?、诠枥寐实母纳?，如多線(xiàn)切割技術(shù)進(jìn)步將使硅片厚度從2015年的140微米降到120微米左右，金剛石線(xiàn)切割在2020年可使硅片厚度達到100微米左右，2020年金剛石線(xiàn)切割預期有望占單晶硅和多晶硅切割市場(chǎng)80%和20%的份額；
?、酃枇铣杀竞蛢r(jià)格下降，新的硅料生產(chǎn)技術(shù)如多晶硅流化床（FBR）法具有低成本優(yōu)勢，可達到10美元/千克的成本，預期2020年可占30-40%的市場(chǎng)份額，總體上2015-2020年間顆粒硅成本下降率超過(guò)40%（協(xié)鑫預期）；
?、芷渌鄠€(gè)工藝環(huán)節技術(shù)進(jìn)步，如降低銀用量、改善鑄錠爐尺寸、細化柵線(xiàn)改進(jìn)絲網(wǎng)印刷技術(shù)等。根據國內外機構和對國內龍頭企業(yè)調研，預期2018年、2020年晶硅組件價(jià)格分別降到2.5元/瓦和2.1元/瓦，2020年后由于組件效率的提升，還有一定的成本下降空間，組件價(jià)格有望達到2元/瓦以?xún)取?/div>
此外，光伏發(fā)電逆變器系統向智能化過(guò)渡，組串式與集中式逆變器將共存，組串式逆變器價(jià)格有望從2017年0.35元/瓦降到2020年的0.20元/瓦，集中式逆變器有望從2017年0.25元/瓦降到2020年的0.10-0.15元/瓦。
光伏電站通信和監控系統逐漸由賣(mài)產(chǎn)品向賣(mài)服務(wù)轉型，預計2017-2020年通信和監控的初始投資費用可下降0.2-0.3元/瓦，其它設備如接線(xiàn)盒、匯流箱等設備及線(xiàn)路連接的成本隨著(zhù)電子技術(shù)的提高和材料的改進(jìn)，預期降幅在0.1元/瓦左右。
運維系統將在應用的直觀(guān)性和便捷性方面、數據采集和分析的精確性和時(shí)效性方面以及遠程維護管理等方面有更多的提升和發(fā)展，成本也將有一定程度下降。
綜上，通過(guò)研究預期通過(guò)產(chǎn)業(yè)的進(jìn)步和升級，2018、2020、2023年光伏發(fā)電單位千瓦投資分別降低到6.0元/瓦，5.3元/瓦、4.0元/瓦，即使按照現有政策條件，達到表1中所列的測算用年等效利用小時(shí)數，2020年集中光伏電站電價(jià)可以達到0.46-0.63元/千瓦時(shí)。
表1光伏發(fā)電成本變化預期
注：如果考慮I類(lèi)、II類(lèi)限電造成利用小時(shí)數低于全額保障性收購小時(shí)數5%和降低III類(lèi)地區利用小時(shí)數測算標準至1000，則2018年電價(jià)需求水平為0.53、0.61、0.75元/千瓦時(shí)
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光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)和補貼退坡面臨的挑戰
2016年底，能源、電力、可再生能源、風(fēng)電、太陽(yáng)能等國家“十三五”發(fā)展規劃相繼頒布，明確提出了降低光伏發(fā)電成本、實(shí)現平價(jià)上網(wǎng)的目標：到2020年光伏項目電價(jià)可與電網(wǎng)銷(xiāo)售電價(jià)相當。
在太陽(yáng)能發(fā)展規劃中，更提出了量化的電價(jià)目標，2020年光伏發(fā)電電價(jià)水平在2015年基礎上下降50%以上，這也意味著(zhù)如果延續現有的標桿電價(jià)政策，屆時(shí)光伏發(fā)電標桿電價(jià)在I類(lèi)地區不超過(guò)0.45元/千瓦時(shí)，在III類(lèi)地區不超過(guò)0.5元/千瓦時(shí)。這一目標對于III類(lèi)地區挑戰很大，意味著(zhù)維持現有政策不變2020年就需要將初始投資降低到4元/瓦左右，對于I、II類(lèi)地區，如果考慮屆時(shí)仍存在5-10%比例的限電，則初始投資也不能超過(guò)4.5元/瓦。
表1中電價(jià)水平測算是單純考慮光伏發(fā)電技術(shù)進(jìn)步情況，實(shí)際上光伏發(fā)電補貼退坡直至完全退出還面臨諸多挑戰，從即往光伏發(fā)電成本變化和電價(jià)調整看，存在電價(jià)水平降低滯后于成本下降的情況，主要原因是部分相關(guān)政策執行不到位嚴重影響了項目經(jīng)濟性和實(shí)際收益，加上煤電電價(jià)持續低位等均拖慢了光伏發(fā)電實(shí)現平價(jià)的步伐。
一是煤電電價(jià)問(wèn)題。
雖然2017年7月初各地方不同程度地提升了煤電標桿電價(jià)（一般為每千瓦時(shí)1分多），但由于2014-2016年的幾次調整（各地區煤電標桿電價(jià)下降了0.05-0.07元/千瓦時(shí)），煤電標桿電價(jià)仍處于較低位狀態(tài)，全國算數平均值約0.38元/千瓦時(shí)。更重要的是，電力體制改革放開(kāi)發(fā)電電價(jià)和推進(jìn)直接交易進(jìn)一步促使了發(fā)電側電價(jià)水平的下降。
定價(jià)機制方面，無(wú)論是在煤電標桿電價(jià)下，還是在電改推進(jìn)的放開(kāi)發(fā)電電價(jià)和直接交易機制下，煤電的資源環(huán)境生態(tài)等外部成本均未納入到成本核算中，造成低水平的煤電電價(jià)。如按照調整后的2017年光伏標桿電價(jià)水平，大部分地區的度電補貼強度在0.35-0.40元/千瓦時(shí)。
二是棄光限電問(wèn)題。
2017年棄光范圍得以控制，限電比例下降，但部分地區限電仍維持較高比例，全額保障性收購小時(shí)數難以達到。
根據測算，如果實(shí)際發(fā)電量低于全額保障性收購小時(shí)數5%，則影響電價(jià)約0.03元/千瓦時(shí)。
三是可再生能源補貼資金延遲問(wèn)題。
如果不盡快解決資金缺口問(wèn)題，補貼拖欠的時(shí)間有可能在目前拖欠三年左右時(shí)間的基礎上繼續加長(cháng)。以新建光伏電站為例，在補貼拖欠時(shí)間三年且第四年將之前補貼資金一次性補齊的情況下，成本增加約0.03元/千瓦時(shí)。
四是土地、稅收、金融政策問(wèn)題。
其中土地問(wèn)題最為嚴重，包括各地方土地政策的不明確和不規范、稅費標準執行不統一等；
稅收政策方面，光伏發(fā)電的增值稅政策將在2018年底到期，是否持續需要進(jìn)一步明確，根據測算，光伏發(fā)電增值稅政策有無(wú)對成本的影響為0.03元/千瓦時(shí)左右；
由于上述政策執行的不到位加大了光伏發(fā)電開(kāi)發(fā)的成本和風(fēng)險，融資難度增大，財務(wù)成本增加。
此外，對于分布式光伏，還面臨著(zhù)屋頂可利用性、屋頂租賃費用、配電網(wǎng)消納（如需要增容）尤其是農網(wǎng)薄弱等問(wèn)題，這些問(wèn)題直接或間接增加了分布式光伏發(fā)電成本，增大了降低補貼的難度。
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光伏發(fā)電補貼退坡進(jìn)程關(guān)鍵在于政策環(huán)境
光伏發(fā)電補貼退坡進(jìn)程關(guān)鍵在于政策環(huán)境，既包括政策創(chuàng )新，也包括既有政策的有效落實(shí)，還包括消除現有不合理政策。為了實(shí)現2020年光伏發(fā)電在銷(xiāo)售側平價(jià)上網(wǎng)，以及在2021-2025年之間實(shí)現上網(wǎng)側平價(jià)上網(wǎng)，提出以下建議：
1、持續實(shí)施以競爭方式激勵光伏發(fā)電降低成本
如果維持現有電價(jià)定價(jià)機制不變（即不考慮煤電的環(huán)境成本）并考慮電改下競價(jià)因素影響，其他現有政策不變，單純依靠光伏發(fā)電自身技術(shù)進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)升級實(shí)現補貼退坡目標，預期光伏電站的度電補貼強度可以逐年下降。
2020年新建項目度電補貼強度可以2017年基礎上降低0.2元/千瓦時(shí)左右，達到0.15-0.20元/千瓦時(shí)，2023年度電補貼強度可以2020年基礎上再降低0.1元/千瓦時(shí)左右，補度電貼強度普遍在0.1元/千瓦時(shí)以?xún)取?/div>
為激勵光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展，需要全面推行以競爭方式優(yōu)化光伏電站建設的時(shí)空布局，及時(shí)更新促進(jìn)技術(shù)進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)升級的電站技術(shù)指標和項目開(kāi)發(fā)要求。在達到要求的情況下，通過(guò)電價(jià)或補貼水平招標選擇項目業(yè)主，消除項目開(kāi)發(fā)權轉讓和各種地方性的不合理費用，降低電價(jià)或補貼水平。
根據招標電價(jià)變化和產(chǎn)業(yè)發(fā)展情況按年度確定光伏發(fā)電標桿電價(jià)或者度電補貼水平。對于電價(jià)水平調整，為減輕搶裝潮對產(chǎn)業(yè)的負面影響，建議按年度確定調價(jià)標準但分期（如分季度）調整電價(jià)或度電補貼水平。
此外，建議在太陽(yáng)能資源比較豐富地區，試點(diǎn)無(wú)補貼光伏發(fā)電基地建設模式。如，部分I類(lèi)地區的太陽(yáng)能資源可以在固定支架情況下發(fā)電小時(shí)數達到1700以上，跟蹤支架可達到1800小時(shí)以上，在2020年前具備試點(diǎn)建設無(wú)補貼光伏發(fā)電基地的條件。
2、盡快推出可再生能源電力配額考核和綠色證書(shū)強制交易
加快實(shí)施可再生能源綠色電力證書(shū)自愿認購交易制度，盡快推出可再生能源電力配額考核和綠色證書(shū)強制交易，近期緩解、中期最終解決可再生能源補貼資金缺口以及限電問(wèn)題。從現實(shí)需求看，綠色證書(shū)自愿認購市場(chǎng)對于緩解電價(jià)補貼資金缺口問(wèn)題的作用非常有限，必須盡快推出和實(shí)施強制性的配額制度，建立綠色證書(shū)約束交易機制和市場(chǎng)。
如果2018年能夠推出綠色證書(shū)強制交易，考慮利用三年左右的時(shí)間，通過(guò)適宜的政策設計，使綠色證書(shū)的價(jià)格達到0.05元/千瓦時(shí)左右，到2023年再達到0.1元/千瓦時(shí)左右，則預期2023年前光伏發(fā)電可以在上網(wǎng)側實(shí)現全面平價(jià)。
3、清除光伏發(fā)電政策實(shí)施障礙，使光伏發(fā)電電價(jià)和補貼水平及時(shí)反映成本
?、偬嵘稍偕茉窗l(fā)展基金規模以解決近期補貼資金缺口。在綠色證書(shū)約束交易市場(chǎng)完全建立、綠色證書(shū)收益未能完全覆蓋補貼資金缺口之前，根據可再生能源發(fā)展規模目標、電價(jià)退坡和補貼需求，適度調高可再生能源電價(jià)附加標準，加強對自備電廠(chǎng)可再生能源征收力度，提升可再生能源電價(jià)附加征收率，擴大可再生能源發(fā)展基金規模，彌補補貼資金缺口，盡快解決電價(jià)補貼拖欠問(wèn)題。
?、谥贫ê屯晟仆恋?、稅收等相關(guān)政策，降低光伏發(fā)電開(kāi)發(fā)利用的非技術(shù)成本。結合光伏發(fā)電土地使用的特殊性，細化土地使用政策，明確土地使用類(lèi)別以及相應的征地補償、年使用費用標準并規范執行、加強監管，降低土地利用成本。
建議將太陽(yáng)能發(fā)電增值稅50%即征即退政策確定為長(cháng)期有效的政策。強化對并網(wǎng)設施建設管理，按照國家規定應由電網(wǎng)完成投資建設的部分，不得要求由開(kāi)發(fā)企業(yè)投資，或在開(kāi)發(fā)企業(yè)投資建設后，電網(wǎng)企業(yè)必須以合理價(jià)格回購。鼓勵金融機構對風(fēng)光項目提供優(yōu)惠貸款政策。
表2光伏電站補貼降低路徑情景（單位：元/千瓦時(shí)）
?、劢⒐礁偁幍钠脚_，推進(jìn)光伏發(fā)電參與市場(chǎng)化交易。結合電力體制改革進(jìn)程，在具備實(shí)時(shí)電力現貨交易市場(chǎng)的地區，建立光伏發(fā)電與其他電源同平臺競爭機制，增量項目應全電量參與市場(chǎng)競價(jià)，存量項目可全電量參與市場(chǎng)競價(jià)，或超出最低保障收購年利用小時(shí)數的部分電量參與市場(chǎng)競價(jià)，電網(wǎng)企業(yè)按照電力現貨交易市場(chǎng)的實(shí)時(shí)出清價(jià)格結算費用。
在沒(méi)有建立實(shí)時(shí)電力現貨交易市場(chǎng)的地區，鼓勵超出最低保障收購年利用小時(shí)數的光伏發(fā)電電力電量通過(guò)市場(chǎng)交易方式消納。地方政府部門(mén)不得對全額保障性收購電量部分確定和執行地方性電價(jià)政策。
4、創(chuàng )新分布式光伏配電側消納和市場(chǎng)交易模式，細化分布式光伏補貼標準，2020年前實(shí)現工業(yè)用戶(hù)銷(xiāo)售側平價(jià)
對于分布式光伏發(fā)電，首先鼓勵自發(fā)自用，余量部分鼓勵在配電側消納并建立市場(chǎng)化交易模式，
一是分布式發(fā)電項目與電力用戶(hù)進(jìn)行電量直接交易，向電網(wǎng)企業(yè)支付“過(guò)網(wǎng)費”，交易范圍首先就近實(shí)現，最大交易范圍不超過(guò)110千伏變電臺區；
二是分布式發(fā)電項目單位委托電網(wǎng)企業(yè)代售電，電網(wǎng)企業(yè)對代售電量按綜合售電價(jià)格，扣除“過(guò)網(wǎng)費”（含網(wǎng)損電量）后將其余售電收入轉付給分布式發(fā)電項目單位。
通過(guò)這兩種方式，分布式光伏發(fā)電電量可以在配電側基本實(shí)現消納，且基于市場(chǎng)交易獲得合理收益。
在補貼標準方面，建議盡快細化分布式光伏補貼標準，如果余量部分可以實(shí)現上述“轉供電”或“代售電”，則2020年前新建工業(yè)用戶(hù)的分布式光伏可以實(shí)現平價(jià)和補貼退出。即使仍采用現有模式，2020年新建工業(yè)用戶(hù)的分布式光伏補貼水平也可以降低到0.1元/千瓦時(shí)以?xún)?，如果能夠推出強制交易的綠色證書(shū)，2020年左右也可以實(shí)現平價(jià)和補貼退出。
表3分布式光伏補貼降低路徑情景（單位：元/千瓦時(shí)）
對于居民用戶(hù)分布式光伏（自然人并滿(mǎn)足單個(gè)項目容量上限要求），考慮我國民用電價(jià)水平較低且自發(fā)自用比例不高的情況，建議出臺專(zhuān)門(mén)的補貼標準，即以目前的0.42元/千瓦時(shí)度電補貼為基礎，依據成本和度電補貼需求，相對緩慢實(shí)施補貼退坡。2020年預計居民用戶(hù)分布式光伏度電補貼需求在0.2-0.3元/千瓦時(shí)，2025年可以實(shí)現平價(jià)和補貼退出，如果居民電價(jià)上調，則有望2023年左右實(shí)現平價(jià)和補貼退出。
