近年來，我國光伏發(fā)電等可再生能源產業(yè)快速發(fā)展，成為實現國家2015年非化石能源在一次能源消費中占比11.4%目標的重要力量，也為2020年和2030年非化石能源占比15%和20%的目標達成打下了堅實基礎，為推動能源革命、推進生態(tài)文明建設、增強氣候變化問題國際話語權做出了重要貢獻。但隨著產業(yè)的發(fā)展，可再生能源電價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(xù)擴大趨勢，亟需通過有效的政策措施降低可再生能源發(fā)電成本，加快推進降低補貼、與常規(guī)能源電力平價的進程。
1 近年來光伏發(fā)電度電補貼水平
實現了大幅度下降
隨著光伏發(fā)電技術進步、產業(yè)升級、市場規(guī)模迅速擴大，光伏發(fā)電成本在全球范圍內持續(xù)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年—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的迅速增加從而帶來的國內光伏產業(yè)發(fā)展起到了關鍵性的作用。從技術水平看，2015年確定的光伏產品技術指標中，多晶硅和單晶硅組件市場準入門檻效率為不低于15%和16%，2018年不低于16%和16.8%，年均增加約0.3個百分點；2015年光伏領跑者標準為16.5%和17%，2017年征求意見文件中提出的效率為17%和18%，年均增加約0.3個百分點。光伏發(fā)電投資、發(fā)電成本和電價也實現了大幅度下降，初始投資從2010年的約20元/瓦，降到2015年的8元—9元/瓦，再到2017年的6元—7元/瓦，光伏發(fā)電標桿電價從2011年的1.15元/千瓦時，降到2014年的0.9元—1.0元/千瓦時，再到2017年0.65元—0.85元/千瓦時。2016年光伏領跑技術基地最低中標電價達到0.45元/千瓦時，中標電價水平普遍低于當年光伏標桿電價15%—35%。
2 技術進步推動光伏發(fā)電成本下降潛力大
根據對光伏產業(yè)發(fā)展分析預期，僅考慮目前可預見的晶硅光伏電池的技術進步和產業(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鍵環(huán)節(jié)主要在以下四個方面：一是組件轉換效率提升，預計“十三五”期間，晶硅光伏組件每年可保持0.2—0.5個百分點的絕對效率提升；二是硅利用率的改善，如多線切割技術進步將使硅片厚度從2015年的140微米降到120微米左右，金剛石線切割在2020年可使硅片厚度達到100微米左右， 2020年金剛石線切割預期有望占單晶硅和多晶硅切割市場80%和20%的份額；三是硅料成本和價格下降，新的硅料生產技術如多晶硅流化床（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%的市場份額，總體上2015年—2020年間顆粒硅成本下降率超過40%（協鑫預期）；四是其他多個工藝環(huán)節(jié)技術進步，如降低銀用量、改善鑄錠爐尺寸、細化柵線改進絲網印刷技術等。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，組件價格有望達到2元/瓦以內。
此外，光伏發(fā)電逆變器系統向智能化過渡，組串式與集中式逆變器將共存，組串式逆變器價格有望從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元—0.15元/瓦。光伏電站通信和監(jiān)控系統逐漸由賣產品向賣服務轉型，預計2017年—2020年通信和監(jiān)控的初始投資費用可下降0.2元—0.3元/瓦，其它設備如接線盒、匯流箱等設備及線路連接的成本隨著電子技術的提高和材料的改進，預期降幅在0.1元/瓦左右。運維系統將在應用的直觀性和便捷性方面、數據采集和分析的精確性和時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，通過研究預期通過產業(yè)的進步和升級，2018年、2020年、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數，2020年集中光伏電站電價可以達到0.46元— 0.63元/千瓦時。
3 光伏發(fā)電平價上網和補貼退坡面臨的挑戰(zhàn)
2016年底，能源、電力、可再生能源、風電、太陽能等國家“十三五”發(fā)展規(guī)劃相繼頒布，明確提出了降低光伏發(fā)電成本、實現平價上網的目標：到 2020 年光伏項目電價可與電網銷售電價相當。在太陽能發(fā)展規(guī)劃中，更提出了量化的電價目標，2020年光伏發(fā)電電價水平在2015年基礎上下降50%以上，這也意味著如果延續(xù)現有的標桿電價政策，屆時光伏發(fā)電標桿電價在I類地區(qū)不超過0.45元/千瓦時，在III類地區(qū)不超過0.5元/千瓦時。這一目標對于III類地區(qū)挑戰(zhàn)很大，意味著維持現有政策不變2020年就需要將初始投資降低到4元/瓦左右，對于I、II類地區(qū)，如果考慮屆時仍存在5%—10%比例的限電，則初始投資也不能超過4.5元/瓦。
注：如果考慮I類、II類限電造成利用小時數低于全額保障性收購小時數5%和降低III類地區(qū)利用小時數測算標準至1000，則2018年電價需求水平為0.53元/千瓦時、0.61元/千瓦時、0.75元/千瓦時
表1中電價水平測算是單純考慮光伏發(fā)電技術進步情況，實際上光伏發(fā)電補貼退坡直至完全退出還面臨諸多挑戰(zhàn)，從既往光伏發(fā)電成本變化和電價調整看，存在電價水平降低滯后于成本下降的情況，主要原因是部分相關政策執(zhí)行不到位嚴重影響了項目經濟性和實際收益，加上煤電電價持續(xù)低位等均拖慢了光伏發(fā)電實現平價的步伐。
一是煤電電價問題。雖然2017年7月初各地方不同程度地提升了煤電標桿電價（一般為每千瓦時1分多），但由于2014年—2016年的幾次調整（各地區(qū)煤電標桿電價下降了0.05元—0.07元/千瓦時），煤電標桿電價仍處于較低位狀態(tài)，全國算數平均值約0.38元/千瓦時。更重要的是，電力體制改革放開發(fā)電電價和推進直接交易進一步促使了發(fā)電側電價水平的下降。定價機制方面，無論是在煤電標桿電價下，還是在電改推進的放開發(fā)電電價和直接交易機制下，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。如按照調整后的2017年光伏標桿電價水平，大部分地區(qū)的度電補貼強度在0.35元—0.40元/千瓦時。
二是棄光限電問題。2017年棄光范圍得以控制，限電比例下降，但部分地區(qū)限電仍維持較高比例，全額保障性收購小時數難以達到。根據測算，如果實際發(fā)電量低于全額保障性收購小時數5%，則影響電價約0.03元/千瓦時。
三是可再生能源補貼資金延遲問題。如果不盡快解決資金缺口問題，補貼拖欠的時間有可能在目前拖欠3年左右時間的基礎上繼續(xù)加長。以新建光伏電站為例，在補貼拖欠時間3年且第4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。
四是土地、稅收、金融政策問題。其中土地問題最為嚴重，包括各地方土地政策的不明確和不規(guī)范、稅費標準執(zhí)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(xù)需要進一步明確，根據測算，光伏發(fā)電增值稅政策有無對成本的影響為0.03元/千瓦時左右；由于上述政策執(zhí)行的不到位加大了光伏發(fā)電開發(fā)的成本和風險，融資難度增大，財務成本增加。
此外，對于分布式光伏，還面臨著屋頂可利用性、屋頂租賃費用、配電網消納（如需要增容）尤其是農網薄弱等問題，這些問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。
4 光伏發(fā)電補貼退坡進程關鍵在于政策環(huán)境
光伏發(fā)電補貼退坡進程關鍵在于政策環(huán)境，既包括政策創(chuàng)新，也包括既有政策的有效落實，還包括消除現有不合理政策。為了實現2020年光伏發(fā)電在銷售側平價上網，以及在2021年—2025年之間實現上網側平價上網，提出以下建議：
1. 持續(xù)實施以競爭方式激勵光伏發(fā)電降低成本
如果維持現有電價定價機制不變（即不考慮煤電的環(huán)境成本）并考慮電改下競價因素影響，其他現有政策不變，單純依靠光伏發(fā)電自身技術進步和產業(yè)升級實現補貼退坡目標，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/千瓦時左右，達到0.15元—0.20元/千瓦時，2023年度電補貼強度可在2020年基礎上再降低0.1元/千瓦時左右，補度電貼強度普遍在0.1元/千瓦時以內。
為激勵光伏產業(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空布局，及時更新促進技術進步和產業(yè)升級的電站技術指標和項目開發(fā)要求。在達到要求的情況下，通過電價或補貼水平招標選擇項目業(yè)主，消除項目開發(fā)權轉讓和各種地方性的不合理費用，降低電價或補貼水平。
根據招標電價變化和產業(yè)發(fā)展情況按年度確定光伏發(fā)電標桿電價或者度電補貼水平。對于電價水平調整，為減輕搶裝潮對產業(yè)的負面影響，建議按年度確定調價標準但分期（如分季度）調整電價或度電補貼水平。
此外，建議在太陽能資源比較豐富地區(qū)，試點無補貼光伏發(fā)電基地建設模式。如，部分I類地區(qū)的太陽能資源可以在固定支架情況下發(fā)電小時數達到1700以上，跟蹤支架可達到1800小時以上，在2020年前具備試點建設無補貼光伏發(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強制交易
加快實施可再生能源綠色電力證書自愿認購交易制度，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題。從現實需求看，綠色證書自愿認購市場對于緩解電價補貼資金缺口問題的作用非常有限，必須盡快推出和實施強制性的配額制度，建立綠色證書約束交易機制和市場。
如果2018年能夠推出綠色證書強制交易，考慮利用3年左右的時間，通過適宜的政策設計，使綠色證書的價格達到0.05元/千瓦時左右，到2023年再達到0.1元/千瓦時左右，則預期2023年前光伏發(fā)電可以在上網側實現全面平價。
3. 清除光伏發(fā)電政策實施障礙，使光伏發(fā)電電價和補貼水平及時反映成本
一是提升可再生能源發(fā)展基金規(guī)模以解決近期補貼資金缺口。在綠色證書約束交易市場完全建立、綠色證書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(guī)模目標、電價退坡和補貼需求，適度調高可再生能源電價附加標準，加強對自備電廠可再生能源征收力度，提升可再生能源電價附加征收率，擴大可再生能源發(fā)展基金規(guī)模，彌補補貼資金缺口，盡快解決電價補貼拖欠問題。
二是制定和完善土地、稅收等相關政策，降低光伏發(fā)電開發(fā)利用的非技術成本。結合光伏發(fā)電土地使用的特殊性，細化土地使用政策，明確土地使用類別以及相應的征地補償、年使用費用標準并規(guī)范執(zhí)行、加強監(jiān)管，降低土地利用成本。建議將太陽能發(fā)電增值稅50%即征即退政策確定為長期有效的政策。強化對并網設施建設管理，按照國家規(guī)定應由電網完成投資建設的部分，不得要求由開發(fā)企業(yè)投資，或在開發(fā)企業(yè)投資建設后，電網企業(yè)必須以合理價格回購。鼓勵金融機構對風光項目提供優(yōu)惠貸款政策。
三是建立公平競爭的平臺，推進光伏發(fā)電參與市場化交易。結合電力體制改革進程，在具備實時電力現貨交易市場的地區(qū)，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競價，存量項目可全電量參與市場競價，或超出最低保障收購年利用小時數的部分電量參與市場競價，電網企業(yè)按照電力現貨交易市場的實時出清價格結算費用。在沒有建立實時電力現貨交易市場的地區(qū)，鼓勵超出最低保障收購年利用小時數的光伏發(fā)電電力電量通過市場交易方式消納。地方政府部門不得對全額保障性收購電量部分確定和執(zhí)行地方性電價政策。
4. 創(chuàng)新分布式光伏配電側消納和市場交易模式，細化分布式光伏補貼標準，2020年前實現工業(yè)用戶銷售側平價
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化交易模式，一是分布式發(fā)電項目與電力用戶進行電量直接交易，向電網企業(yè)支付“過網費”，交易范圍首先就近實現，最大交易范圍不超過110千伏變電臺區(qū)；二是分布式發(fā)電項目單位委托電網企業(yè)代售電，電網企業(yè)對代售電量按綜合售電價格，扣除“過網費”（含網損電量）后將其余售電收入轉付給分布式發(fā)電項目單位。通過這兩種方式，分布式光伏發(fā)電電量可以在配電側基本實現消納，且基于市場交易獲得合理收益。
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現上述“轉供電”或“代售電”，則2020年前新建工業(yè)用戶的分布式光伏可以實現平價和補貼退出。即使仍采用現有模式，2020年新建工業(yè)用戶的分布式光伏補貼水平也可以降低到0.1元/千瓦時以內，如果能夠推出強制交易的綠色證書，2020年左右也可以實現平價和補貼退出。
對于居民用戶分布式光伏（自然人并滿足單個項目容量上限要求），考慮我國民用電價水平較低且自發(fā)自用比例不高的情況，建議出臺專門的補貼標準，即以目前的0.42元/千瓦時度電補貼為基礎，依據成本和度電補貼需求，相對緩慢實施補貼退坡。2020年預計居民用戶分布式光伏度電補貼需求在0.2元—0.3元/千瓦時，2025年可以實現平價和補貼退出，如果居民電價上調，則有望2023年左右實現平價和補貼退出。
?。ㄗ髡呦祰野l(fā)展改革委員會能源研究所研究員)
