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。 但隨著產業的發展，可再生能源
光伏發電平價上網和補貼退坡面臨的挑戰
2016年底，能源、電力、可再生能源、風電、太陽能等國家“十三五”發展規劃相繼頒布，明確提出了降低光伏發電成本、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。
在太陽能發展規劃中，更提出了量化的電價目標，2020年光伏發電電價水平在2015年基礎上下降50%以上，這也意味著如果延續現有的標桿電價政策，屆時光伏發電標桿電價在I類地區不超過0.45元/千瓦時，在III類地區不超過0.5元/千瓦時。這一目標對于III類地區挑戰很大，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，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電技術進步情況，實際上光伏發電補貼退坡直至完全退出還面臨諸多挑戰，從即往光伏發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，加上煤電電價持續低位等均拖慢了光伏發電實現平價的步伐。
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2014-2016年的幾次調整（各地區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，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電電價和推進直接交易進一步促使了發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電電價和直接交易機制下，煤電的資源環境生態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三年左右時間的基礎上繼續加長。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范、稅費標準執行不統一等；
稅收政策方面，光伏發電的增值稅政策將在2018年底到期，是否持續需要進一步明確，根據測算，光伏發電增值稅政策有無對成本的影響為0.03元/千瓦時左右；
由于上述政策執行的不到位加大了光伏發電開發的成本和風險，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
作者：時璟麗 來源：中國能源報 責任編輯：wutongyufg
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