时璟丽：光伏平价上网和补贴退出， 离我们到底有多远?
近年来，我国光伏发电等可再生能源产业快速发展，成为实现国家2015年非化石能源在一次能源消费中占比11.4%目标的重要力量，也为2020年和2030年非化石能源占比15%和20%的目标达成打下了坚实基础，为推动能源革命、推进生态文明建设、增强气候变化问题国际话语权做出了重要贡献。 但随着产业的发展，可再生能源
光伏发电平价上网和补贴退坡面临的挑战
2016年底，能源、电力、可再生能源、风电、太阳能等国家“十三五”发展规划相继颁布，明确提出了降低光伏发电成本、实现平价上网的目标：到 2020 年光伏项目电价可与电网销售电价相当。
在太阳能发展规划中，更提出了量化的电价目标，2020年光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，这也意味着如果延续现有的标杆电价政策，届时光伏发电标杆电价在I类地区不超过0.45元/千瓦时，在III类地区不超过0.5元/千瓦时。这一目标对于III类地区挑战很大，意味着维持现有政策不变2020年就需要将初始投资降低到4元/瓦左右，对于I、II类地区，如果考虑届时仍存在5-10%比例的限电，则初始投资也不能超过4.5元/瓦。
表1中电价水平测算是单纯考虑光伏发电技术进步情况，实际上光伏发电补贴退坡直至完全退出还面临诸多挑战，从即往光伏发电成本变化和电价调整看，存在电价水平降低滞后于成本下降的情况，主要原因是部分相关政策执行不到位严重影响了项目经济性和实际收益，加上煤电电价持续低位等均拖慢了光伏发电实现平价的步伐。
一是煤电电价问题。
虽然2017年7月初各地方不同程度地提升了煤电标杆电价（一般为每千瓦时1分多），但由于2014-2016年的几次调整（各地区煤电标杆电价下降了0.05-0.07元/千瓦时），煤电标杆电价仍处于较低位状态，全国算数平均值约0.38元/千瓦时。更重要的是，电力体制改革放开发电电价和推进直接交易进一步促使了发电侧电价水平的下降。
定价机制方面，无论是在煤电标杆电价下，还是在电改推进的放开发电电价和直接交易机制下，煤电的资源环境生态等外部成本均未纳入到成本核算中，造成低水平的煤电电价。如按照调整后的2017年光伏标杆电价水平，大部分地区的度电补贴强度在0.35-0.40元/千瓦时。
二是弃光限电问题。
2017年弃光范围得以控制，限电比例下降，但部分地区限电仍维持较高比例，全额保障性收购小时数难以达到。
根据测算，如果实际发电量低于全额保障性收购小时数5%，则影响电价约0.03元/千瓦时。
三是可再生能源补贴资金延迟问题。
如果不尽快解决资金缺口问题，补贴拖欠的时间有可能在目前拖欠三年左右时间的基础上继续加长。以新建光伏电站为例，在补贴拖欠时间三年且第四年将之前补贴资金一次性补齐的情况下，成本增加约0.03元/千瓦时。
四是土地、税收、金融政策问题。
其中土地问题最为严重，包括各地方土地政策的不明确和不规范、税费标准执行不统一等；
税收政策方面，光伏发电的增值税政策将在2018年底到期，是否持续需要进一步明确，根据测算，光伏发电增值税政策有无对成本的影响为0.03元/千瓦时左右；
由于上述政策执行的不到位加大了光伏发电开发的成本和风险，融资难度增大，财务成本增加。
此外，对于分布式光伏，还面临着屋顶可利用性、屋顶租赁费用、配电网消纳（如需要增容）尤其是农网薄弱等问题，这些问题直接或间接增加了分布式光伏发电成本，增大了降低补贴的难度。
作者：时璟丽 来源：中国能源报 责任编辑：wutongyufg
作者：时璟丽 来源：中国能源报 责任编辑：wutongyufg
太阳能发电网|www.solarpwr.cn 版权所有