時璟麗：光伏平價上網和補貼退出， 離我們到底有多遠?
近年來，我國光伏發電等可再生能源產業快速發展，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、推進生態文明建設、增強氣候變化問題國際話語權做出了重要貢獻�！ 〉S著產業的發展，可再生能源
光伏發電補貼退坡進程關鍵在于政策環境
光伏發電補貼退坡進程關鍵在于政策環境，既包括政策創新，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年光伏發電在銷售側平價上網，以及在2021-2025年之間實現上網側平價上網，提出以下建議：
1、持續實施以競爭方式激勵光伏發電降低成本
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，單純依靠光伏發電自身技術進步和產業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0.15-0.20元/千瓦時，2023年度電補貼強度可以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。
為激勵光伏產業發展，需要全面推行以競爭方式優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升級的電站技術指標和項目開發要求。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主，消除項目開發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發展情況按年度確定光伏發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，試點無補貼光伏發電基地建設模式。如，部分I類地區的太陽能資源可以在固定支架情況下發電小時數達到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，考慮利用三年左右的時間，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年前光伏發電可以在上網側實現全面平價。
3、清除光伏發電政策實施障礙，使光伏發電電價和補貼水平及時反映成本
�、� 提升可再生能源發展基金規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，根據可再生能源發展規模目標、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，擴大可再生能源發展基金規模，彌補補貼資金缺口，盡快解決電價補貼拖欠問題。
�、� 制定和完善土地、稅收等相關政策，降低光伏發電開發利用的非技術成本。結合光伏發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范執行、加強監管，降低土地利用成本。
建議將太陽能發電增值稅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，按照國家規定應由電網完成投資建設的部分，不得要求由開發企業投資，或在開發企業投資建設后，電網企業必須以合理價格回購。鼓勵金融機構對風光項目提供優惠貸款政策。
表2 光伏電站補貼降低路徑情景 （單位：元/千瓦時）
�、� 建立公平競爭的平臺，推進光伏發電參與市場化交易。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，建立光伏發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，鼓勵超出最低保障收購年利用小時數的光伏發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行地方性電價政策。
4、創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年前實現工業用戶銷售側平價
對于分布式光伏發電，首先鼓勵自發自用，余量部分鼓勵在配電側消納并建立市場化交易模式，
一是分布式發電項目與電力用戶進行電量直接交易，向電網企業支付“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；
二是分布式發電項目單位委托電網企業代售電，電網企業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電項目單位。
通過這兩種方式，分布式光伏發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。
表3 分布式光伏補貼降低路徑情景 （單位：元/千瓦時）
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0.2-0.3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。（作者單位是國家發展改革委員會能源研究所）
作者：時璟麗 來源：中國能源報 責任編輯：wutongyufg
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