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    時璟麗:光伏平價上網(wǎng)和補貼退出, 離我們到底有多遠?

    2017-08-30 16:20:49 太陽能發(fā)電網(wǎng)
      近年來,我國光伏發(fā)電等可再生能源產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展,成為實現(xiàn)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(quán)做出了重要貢獻! 〉S著產(chǎn)業(yè)的發(fā)展,可再生能源

      光伏發(fā)電平價上網(wǎng)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(xiàn)平價上網(wǎng)的目標:到 2020 年光伏項目電價可與電網(wǎng)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(xiàn)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(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。

      表1中電價水平測算是單純考慮光伏發(fā)電技術(shù)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),從即往光伏發(fā)電成本變化和電價調(diào)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(guān)政策執(zhí)行不到位嚴重影響了項目經(jīng)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(xiàn)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2014-2016年的幾次調(diào)整(各地區(qū)煤電標桿電價下降了0.05-0.07元/千瓦時),煤電標桿電價仍處于較低位狀態(tài),全國算數(shù)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(cè)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(diào)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0.35-0.40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(shù)難以達到。

      根據(jù)測算,如果實際發(fā)電量低于全額保障性收購小時數(shù)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三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。

      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(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)需要進一步明確,根據(jù)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(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,增大了降低補貼的難度。

    作者:時璟麗 來源:中國能源報 責任編輯:wutongyufg

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