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
光伏发电补贴退坡进程关键在于政策环境
光伏发电补贴退坡进程关键在于政策环境，既包括政策创新，也包括既有政策的有效落实，还包括消除现有不合理政策。为了实现2020年光伏发电在销售侧平价上网，以及在2021-2025年之间实现上网侧平价上网，提出以下建议：
1、持续实施以竞争方式激励光伏发电降低成本
如果维持现有电价定价机制不变（即不考虑煤电的环境成本）并考虑电改下竞价因素影响，其他现有政策不变，单纯依靠光伏发电自身技术进步和产业升级实现补贴退坡目标，预期光伏电站的度电补贴强度可以逐年下降。
2020年新建项目度电补贴强度可以2017年基础上降低0.2元/千瓦时左右，达到0.15-0.20元/千瓦时，2023年度电补贴强度可以2020年基础上再降低0.1元/千瓦时左右，补度电贴强度普遍在0.1元/千瓦时以内。
为激励光伏产业发展，需要全面推行以竞争方式优化光伏电站建设的时空布局，及时更新促进技术进步和产业升级的电站技术指标和项目开发要求。在达到要求的情况下，通过电价或补贴水平招标选择项目业主，消除项目开发权转让和各种地方性的不合理费用，降低电价或补贴水平。
根据招标电价变化和产业发展情况按年度确定光伏发电标杆电价或者度电补贴水平。对于电价水平调整，为减轻抢装潮对产业的负面影响，建议按年度确定调价标准但分期（如分季度）调整电价或度电补贴水平。
此外，建议在太阳能资源比较丰富地区，试点无补贴光伏发电基地建设模式。如，部分I类地区的太阳能资源可以在固定支架情况下发电小时数达到1700以上，跟踪支架可达到1800小时以上，在2020年前具备试点建设无补贴光伏发电基地的条件。
2、尽快推出可再生能源电力配额考核和绿色证书强制交易
加快实施可再生能源绿色电力证书自愿认购交易制度，尽快推出可再生能源电力配额考核和绿色证书强制交易，近期缓解、中期最终解决可再生能源补贴资金缺口以及限电问题。从现实需求看，绿色证书自愿认购市场对于缓解电价补贴资金缺口问题的作用非常有限，必须尽快推出和实施强制性的配额制度，建立绿色证书约束交易机制和市场。
如果2018年能够推出绿色证书强制交易，考虑利用三年左右的时间，通过适宜的政策设计，使绿色证书的价格达到0.05元/千瓦时左右，到2023年再达到0.1元/千瓦时左右，则预期2023年前光伏发电可以在上网侧实现全面平价。
3、清除光伏发电政策实施障碍，使光伏发电电价和补贴水平及时反映成本
① 提升可再生能源发展基金规模以解决近期补贴资金缺口。在绿色证书约束交易市场完全建立、绿色证书收益未能完全覆盖补贴资金缺口之前，根据可再生能源发展规模目标、电价退坡和补贴需求，适度调高可再生能源电价附加标准，加强对自备电厂可再生能源征收力度，提升可再生能源电价附加征收率，扩大可再生能源发展基金规模，弥补补贴资金缺口，尽快解决电价补贴拖欠问题。
② 制定和完善土地、税收等相关政策，降低光伏发电开发利用的非技术成本。结合光伏发电土地使用的特殊性，细化土地使用政策，明确土地使用类别以及相应的征地补偿、年使用费用标准并规范执行、加强监管，降低土地利用成本。
建议将太阳能发电增值税50%即征即退政策确定为长期有效的政策。强化对并网设施建设管理，按照国家规定应由电网完成投资建设的部分，不得要求由开发企业投资，或在开发企业投资建设后，电网企业必须以合理价格回购。鼓励金融机构对风光项目提供优惠贷款政策。
表2 光伏电站补贴降低路径情景 （单位：元/千瓦时）
③ 建立公平竞争的平台，推进光伏发电参与市场化交易。结合电力体制改革进程，在具备实时电力现货交易市场的地区，建立光伏发电与其他电源同平台竞争机制，增量项目应全电量参与市场竞价，存量项目可全电量参与市场竞价，或超出最低保障收购年利用小时数的部分电量参与市场竞价，电网企业按照电力现货交易市场的实时出清价格结算费用。
在没有建立实时电力现货交易市场的地区，鼓励超出最低保障收购年利用小时数的光伏发电电力电量通过市场交易方式消纳。地方政府部门不得对全额保障性收购电量部分确定和执行地方性电价政策。
4、创新分布式光伏配电侧消纳和市场交易模式，细化分布式光伏补贴标准，2020年前实现工业用户销售侧平价
对于分布式光伏发电，首先鼓励自发自用，余量部分鼓励在配电侧消纳并建立市场化交易模式，
一是分布式发电项目与电力用户进行电量直接交易，向电网企业支付“过网费”，交易范围首先就近实现，最大交易范围不超过110千伏变电台区；
二是分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”（含网损电量）后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。
通过这两种方式，分布式光伏发电电量可以在配电侧基本实现消纳，且基于市场交易获得合理收益。
在补贴标准方面，建议尽快细化分布式光伏补贴标准，如果余量部分可以实现上述“转供电”或“代售电”，则2020年前新建工业用户的分布式光伏可以实现平价和补贴退出。即使仍采用现有模式，2020年新建工业用户的分布式光伏补贴水平也可以降低到0.1元/千瓦时以内，如果能够推出强制交易的绿色证书，2020年左右也可以实现平价和补贴退出。
表3 分布式光伏补贴降低路径情景 （单位：元/千瓦时）
对于居民用户分布式光伏（自然人并满足单个项目容量上限要求），考虑我国民用电价水平较低且自发自用比例不高的情况，建议出台专门的补贴标准，即以目前的0.42元/千瓦时度电补贴为基础，依据成本和度电补贴需求，相对缓慢实施补贴退坡。2020年预计居民用户分布式光伏度电补贴需求在0.2-0.3元/千瓦时，2025年可以实现平价和补贴退出，如果居民电价上调，则有望2023年左右实现平价和补贴退出。（作者单位是国家发展改革委员会能源研究所）
作者：时璟丽 来源：中国能源报 责任编辑：wutongyufg
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