近年來，我國(guó)光伏發(fā)電等可再生能源產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展，成為實(shí)現(xiàn)國(guó)家2015年非化石能源在一次能源消費(fèi)中占比11.4%目標(biāo)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(biāo)達(dá)成打下了堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)，為推動(dòng)能源革命、推進(jìn)生態(tài)文明建設(shè)、增強(qiáng)氣候變化問題國(guó)際話語權(quán)做出了重要貢獻(xiàn)。

    但隨著產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，可再生能源電價(jià)補(bǔ)貼資金需求也在迅速增加，可再生能源發(fā)電補(bǔ)貼資金缺口呈現(xiàn)持續(xù)擴(kuò)大趨勢(shì)，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(jìn)降低補(bǔ)貼、與常規(guī)能源電力平價(jià)的進(jìn)程。

    近年來光伏發(fā)電度電補(bǔ)貼水平實(shí)現(xiàn)了大幅度下降

    隨著光伏發(fā)電技術(shù)進(jìn)步、產(chǎn)業(yè)升級(jí)、市場(chǎng)規(guī)模迅速擴(kuò)大，光伏發(fā)電成本在全球范圍內(nèi)持續(xù)下降，根據(jù)國(guó)際能源署（IEA）、國(guó)際可再生能源署（IRENA）等國(guó)際機(jī)構(gòu)分析，2010-2015年光伏發(fā)電平準(zhǔn)化成本降低了約60%，其中我國(guó)國(guó)內(nèi)光伏市場(chǎng)的迅速增加從而帶來的國(guó)內(nèi)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(biāo)中，多晶硅和單晶硅組件市場(chǎng)準(zhǔn)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(gè)百分點(diǎn)；2015年光伏領(lǐng)跑者標(biāo)準(zhǔn)為16.5%和17%，2017年征求意見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(biāo)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(xiàn)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(biāo)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(biāo)電價(jià)達(dá)到0.45元/千瓦時(shí)，中標(biāo)電價(jià)水平普遍低于當(dāng)年光伏標(biāo)桿電價(jià)15-35%。

    技術(shù)進(jìn)步推動(dòng)光伏發(fā)電成本下降潛力大

    根據(jù)對(duì)光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展分析預(yù)期，僅考慮目前可預(yù)見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(jié)主要在以下四個(gè)方面：

    ①組件轉(zhuǎn)換效率提升，預(yù)計(jì)“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(duì)效率提升；

    ②硅利用率的改善，如多線切割技術(shù)進(jìn)步將使硅片厚度從2015年的140微米降到120微米左右，金剛石線切割在2020年可使硅片厚度達(dá)到100微米左右， 2020年金剛石線切割預(yù)期有望占單晶硅和多晶硅切割市場(chǎng)80%和20%的份額；

    ③硅料成本和價(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(shì)，可達(dá)到10美元/千克的成本，預(yù)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40%（協(xié)鑫預(yù)期）；

    ④其他多個(gè)工藝環(huán)節(jié)技術(shù)進(jìn)步，如降低銀用量、改善鑄錠爐尺寸、細(xì)化柵線改進(jìn)絲網(wǎng)印刷技術(shù)等。根據(jù)國(guó)內(nèi)外機(jī)構(gòu)和對(duì)國(guó)內(nèi)龍頭企業(yè)調(diào)研，預(yù)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(dá)到2元/瓦以內(nèi)。

    此外，光伏發(fā)電逆變器系統(tǒng)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(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(jiān)控系統(tǒng)逐漸由賣產(chǎn)品向賣服務(wù)轉(zhuǎn)型，預(yù)計(jì)2017-2020年通信和監(jiān)控的初始投資費(fèi)用可下降0.2-0.3元/瓦，其它設(shè)備如接線盒、匯流箱等設(shè)備及線路連接的成本隨著電子技術(shù)的提高和材料的改進(jìn)，預(yù)期降幅在0.1元/瓦左右。

    運(yùn)維系統(tǒng)將在應(yīng)用的直觀性和便捷性方面、數(shù)據(jù)采集和分析的精確性和時(shí)效性方面以及遠(yuǎn)程維護(hù)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(yù)期通過產(chǎn)業(yè)的進(jìn)步和升級(jí)，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(xiàn)有政策條件，達(dá)到表1中所列的測(cè)算用年等效利用小時(shí)數(shù)，2020年集中光伏電站電價(jià)可以達(dá)到0.46-0.63元/千瓦時(shí)。

表1 光伏發(fā)電成本變化預(yù)期

    注：如果考慮I類、II類限電造成利用小時(shí)數(shù)低于全額保障性收購小時(shí)數(shù)5%和降低III類地區(qū)利用小時(shí)數(shù)測(cè)算標(biāo)準(zhǔn)至1000，則2018年電價(jià)需求水平為0.53、0.61、0.75元/千瓦時(shí)

    光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)和補(bǔ)貼退坡面臨的挑戰(zhàn)

    2016年底，能源、電力、可再生能源、風(fēng)電、太陽能等國(guó)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(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)的目標(biāo)：到2020年光伏項(xiàng)目電價(jià)可與電網(wǎng)銷售電價(jià)相當(dāng)。

    在太陽能發(fā)展規(guī)劃中，更提出了量化的電價(jià)目標(biāo)，2020年光伏發(fā)電電價(jià)水平在2015年基礎(chǔ)上下降50%以上，這也意味著如果延續(xù)現(xiàn)有的標(biāo)桿電價(jià)政策，屆時(shí)光伏發(fā)電標(biāo)桿電價(jià)在I類地區(qū)不超過0.45元/千瓦時(shí)，在III類地區(qū)不超過0.5元/千瓦時(shí)。這一目標(biāo)對(duì)于III類地區(qū)挑戰(zhàn)很大，意味著維持現(xiàn)有政策不變2020年就需要將初始投資降低到4元/瓦左右，對(duì)于I、II類地區(qū)，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4.5元/瓦。

    表1中電價(jià)水平測(cè)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(bǔ)貼退坡直至完全退出還面臨諸多挑戰(zhàn)，從即往光伏發(fā)電成本變化和電價(jià)調(diào)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(zhí)行不到位嚴(yán)重影響了項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性和實(shí)際收益，加上煤電電價(jià)持續(xù)低位等均拖慢了光伏發(fā)電實(shí)現(xiàn)平價(jià)的步伐。

    一是煤電電價(jià)問題。

    雖然2017年7月初各地方不同程度地提升了煤電標(biāo)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(diào)整（各地區(qū)煤電標(biāo)桿電價(jià)下降了0.05-0.07元/千瓦時(shí)），煤電標(biāo)桿電價(jià)仍處于較低位狀態(tài)，全國(guó)算數(shù)平均值約0.38元/千瓦時(shí)。更重要的是，電力體制改革放開發(fā)電電價(jià)和推進(jìn)直接交易進(jìn)一步促使了發(fā)電側(cè)電價(jià)水平的下降。

    定價(jià)機(jī)制方面，無論是在煤電標(biāo)桿電價(jià)下，還是在電改推進(jìn)的放開發(fā)電電價(jià)和直接交易機(jī)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(diào)整后的2017年光伏標(biāo)桿電價(jià)水平，大部分地區(qū)的度電補(bǔ)貼強(qiáng)度在0.35-0.40元/千瓦時(shí)。

    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(shí)數(shù)難以達(dá)到。

    根據(jù)測(cè)算，如果實(shí)際發(fā)電量低于全額保障性收購小時(shí)數(shù)5%，則影響電價(jià)約0.03元/千瓦時(shí)。

    三是可再生能源補(bǔ)貼資金延遲問題。

    如果不盡快解決資金缺口問題，補(bǔ)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(chǔ)上繼續(xù)加長(zhǎng)。以新建光伏電站為例，在補(bǔ)貼拖欠時(shí)間三年且第四年將之前補(bǔ)貼資金一次性補(bǔ)齊的情況下，成本增加約0.03元/千瓦時(shí)。

    四是土地、稅收、金融政策問題。

    其中土地問題最為嚴(yán)重，包括各地方土地政策的不明確和不規(guī)范、稅費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行不統(tǒng)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(jìn)一步明確，根據(jù)測(cè)算，光伏發(fā)電增值稅政策有無對(duì)成本的影響為0.03元/千瓦時(shí)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(fēng)險(xiǎn)，融資難度增大，財(cái)務(wù)成本增加。

    此外，對(duì)于分布式光伏，還面臨著屋頂可利用性、屋頂租賃費(fèi)用、配電網(wǎng)消納（如需要增容）尤其是農(nóng)網(wǎng)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(bǔ)貼的難度。

    光伏發(fā)電補(bǔ)貼退坡進(jìn)程關(guān)鍵在于政策環(huán)境

    光伏發(fā)電補(bǔ)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(xiàn)有不合理政策。為了實(shí)現(xiàn)2020年光伏發(fā)電在銷售側(cè)平價(jià)上網(wǎng)，以及在2021-2025年之間實(shí)現(xiàn)上網(wǎng)側(cè)平價(jià)上網(wǎng)，提出以下建議：

    1、持續(xù)實(shí)施以競(jìng)爭(zhēng)方式激勵(lì)光伏發(fā)電降低成本

    如果維持現(xiàn)有電價(jià)定價(jià)機(jī)制不變（即不考慮煤電的環(huán)境成本）并考慮電改下競(jìng)價(jià)因素影響，其他現(xiàn)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(jí)實(shí)現(xiàn)補(bǔ)貼退坡目標(biāo)，預(yù)期光伏電站的度電補(bǔ)貼強(qiáng)度可以逐年下降。

    2020年新建項(xiàng)目度電補(bǔ)貼強(qiáng)度可以2017年基礎(chǔ)上降低0.2元/千瓦時(shí)左右，達(dá)到0.15-0.20元/千瓦時(shí)，2023年度電補(bǔ)貼強(qiáng)度可以2020年基礎(chǔ)上再降低0.1元/千瓦時(shí)左右，補(bǔ)度電貼強(qiáng)度普遍在0.1元/千瓦時(shí)以內(nèi)。

    為激勵(lì)光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展，需要全面推行以競(jìng)爭(zhēng)方式優(yōu)化光伏電站建設(shè)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(jí)的電站技術(shù)指標(biāo)和項(xiàng)目開發(fā)要求。在達(dá)到要求的情況下，通過電價(jià)或補(bǔ)貼水平招標(biāo)選擇項(xiàng)目業(yè)主，消除項(xiàng)目開發(fā)權(quán)轉(zhuǎn)讓和各種地方性的不合理費(fèi)用，降低電價(jià)或補(bǔ)貼水平。

    根據(jù)招標(biāo)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(biāo)桿電價(jià)或者度電補(bǔ)貼水平。對(duì)于電價(jià)水平調(diào)整，為減輕搶裝潮對(duì)產(chǎn)業(yè)的負(fù)面影響，建議按年度確定調(diào)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)但分期（如分季度）調(diào)整電價(jià)或度電補(bǔ)貼水平。

    此外，建議在太陽能資源比較豐富地區(qū)，試點(diǎn)無補(bǔ)貼光伏發(fā)電基地建設(shè)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(shí)數(shù)達(dá)到1700以上，跟蹤支架可達(dá)到1800小時(shí)以上，在2020年前具備試點(diǎn)建設(shè)無補(bǔ)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(qiáng)制交易

    加快實(shí)施可再生能源綠色電力證書自愿認(rèn)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(qiáng)制交易，近期緩解、中期最終解決可再生能源補(bǔ)貼資金缺口以及限電問題。從現(xiàn)實(shí)需求看，綠色證書自愿認(rèn)購市場(chǎng)對(duì)于緩解電價(jià)補(bǔ)貼資金缺口問題的作用非常有限，必須盡快推出和實(shí)施強(qiáng)制性的配額制度，建立綠色證書約束交易機(jī)制和市場(chǎng)。

    如果2018年能夠推出綠色證書強(qiáng)制交易，考慮利用三年左右的時(shí)間，通過適宜的政策設(shè)計(jì)，使綠色證書的價(jià)格達(dá)到0.05元/千瓦時(shí)左右，到2023年再達(dá)到0.1元/千瓦時(shí)左右，則預(yù)期2023年前光伏發(fā)電可以在上網(wǎng)側(cè)實(shí)現(xiàn)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(bǔ)貼水平及時(shí)反映成本

    ①提升可再生能源發(fā)展基金規(guī)模以解決近期補(bǔ)貼資金缺口。在綠色證書約束交易市場(chǎng)完全建立、綠色證書收益未能完全覆蓋補(bǔ)貼資金缺口之前，根據(jù)可再生能源發(fā)展規(guī)模目標(biāo)、電價(jià)退坡和補(bǔ)貼需求，適度調(diào)高可再生能源電價(jià)附加標(biāo)準(zhǔn)，加強(qiáng)對(duì)自備電廠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(kuò)大可再生能源發(fā)展基金規(guī)模，彌補(bǔ)補(bǔ)貼資金缺口，盡快解決電價(jià)補(bǔ)貼拖欠問題。

    ②制定和完善土地、稅收等相關(guān)政策，降低光伏發(fā)電開發(fā)利用的非技術(shù)成本。結(jié)合光伏發(fā)電土地使用的特殊性，細(xì)化土地使用政策，明確土地使用類別以及相應(yīng)的征地補(bǔ)償、年使用費(fèi)用標(biāo)準(zhǔn)并規(guī)范執(zhí)行、加強(qiáng)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(zhǎng)期有效的政策。強(qiáng)化對(duì)并網(wǎng)設(shè)施建設(shè)管理，按照國(guó)家規(guī)定應(yīng)由電網(wǎng)完成投資建設(shè)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(shè)后，電網(wǎng)企業(yè)必須以合理價(jià)格回購。鼓勵(lì)金融機(jī)構(gòu)對(duì)風(fēng)光項(xiàng)目提供優(yōu)惠貸款政策。

表2光伏電站補(bǔ)貼降低路徑情景

    ③建立公平競(jìng)爭(zhēng)的平臺(tái)，推進(jìn)光伏發(fā)電參與市場(chǎng)化交易。結(jié)合電力體制改革進(jìn)程，在具備實(shí)時(shí)電力現(xiàn)貨交易市場(chǎng)的地區(qū)，建立光伏發(fā)電與其他電源同平臺(tái)競(jìng)爭(zhēng)機(jī)制，增量項(xiàng)目應(yīng)全電量參與市場(chǎng)競(jìng)價(jià)，存量項(xiàng)目可全電量參與市場(chǎng)競(jìng)價(jià)，或超出最低保障收購年利用小時(shí)數(shù)的部分電量參與市場(chǎng)競(jìng)價(jià)，電網(wǎng)企業(yè)按照電力現(xiàn)貨交易市場(chǎng)的實(shí)時(shí)出清價(jià)格結(jié)算費(fèi)用。

    在沒有建立實(shí)時(shí)電力現(xiàn)貨交易市場(chǎng)的地區(qū)，鼓勵(lì)超出最低保障收購年利用小時(shí)數(shù)的光伏發(fā)電電力電量通過市場(chǎng)交易方式消納。地方政府部門不得對(duì)全額保障性收購電量部分確定和執(zhí)行地方性電價(jià)政策。

    4、創(chuàng)新分布式光伏配電側(cè)消納和市場(chǎng)交易模式，細(xì)化分布式光伏補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)，2020年前實(shí)現(xiàn)工業(yè)用戶銷售側(cè)平價(jià)

    對(duì)于分布式光伏發(fā)電，首先鼓勵(lì)自發(fā)自用，余量部分鼓勵(lì)在配電側(cè)消納并建立市場(chǎng)化交易模式。

    一是分布式發(fā)電項(xiàng)目與電力用戶進(jìn)行電量直接交易，向電網(wǎng)企業(yè)支付“過網(wǎng)費(fèi)”，交易范圍首先就近實(shí)現(xiàn)，最大交易范圍不超過110千伏變電臺(tái)區(qū)；

    二是分布式發(fā)電項(xiàng)目單位委托電網(wǎng)企業(yè)代售電，電網(wǎng)企業(yè)對(duì)代售電量按綜合售電價(jià)格，扣除“過網(wǎng)費(fèi)”（含網(wǎng)損電量）后將其余售電收入轉(zhuǎn)付給分布式發(fā)電項(xiàng)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(cè)基本實(shí)現(xiàn)消納，且基于市場(chǎng)交易獲得合理收益。

    在補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)方面，建議盡快細(xì)化分布式光伏補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)，如果余量部分可以實(shí)現(xiàn)上述“轉(zhuǎn)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(shí)現(xiàn)平價(jià)和補(bǔ)貼退出。即使仍采用現(xiàn)有模式，2020年新建工業(yè)用戶的分布式光伏補(bǔ)貼水平也可以降低到0.1元/千瓦時(shí)以內(nèi)，如果能夠推出強(qiáng)制交易的綠色證書，2020年左右也可以實(shí)現(xiàn)平價(jià)和補(bǔ)貼退出。

表3分布式光伏補(bǔ)貼降低路徑情景

    對(duì)于居民用戶分布式光伏（自然人并滿足單個(gè)項(xiàng)目容量上限要求），考慮我國(guó)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(tái)專門的補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)，即以目前的0.42元/千瓦時(shí)度電補(bǔ)貼為基礎(chǔ)，依據(jù)成本和度電補(bǔ)貼需求，相對(duì)緩慢實(shí)施補(bǔ)貼退坡。2020年預(yù)計(jì)居民用戶分布式光伏度電補(bǔ)貼需求在0.2-0.3元/千瓦時(shí)，2025年可以實(shí)現(xiàn)平價(jià)和補(bǔ)貼退出，如果居民電價(jià)上調(diào)，則有望2023年左右實(shí)現(xiàn)平價(jià)和補(bǔ)貼退出。