? 國家發(fā)改委能源研究所研究員時璟麗表示，對于包括光伏發(fā)電在內(nèi)的整個可再生能源行業(yè)，電價政策是影響產(chǎn)業(yè)發(fā)展以及市場發(fā)展的重要政策因素，但當前電價政策的調(diào)整確實也面臨著很多的難點和挑戰(zhàn)
以下是時璟麗女士在本次論壇上的發(fā)言實錄：
今天主要分享我們能源研究所作為政府政策的咨詢部門和行業(yè)的服務(wù)部門，近期在光伏政策研究方面的一些主要工作和得出的主要結(jié)論，也借論壇的機會跟大家做探討。
首先，簡要回顧一下今年我國光伏發(fā)電發(fā)展的總體形勢。
行業(yè)總體形勢
根據(jù)國家可再生能源中心昨天剛剛統(tǒng)計出來的11月底的數(shù)據(jù)，今年(2016年—編注，以下同)前11個月，我國光伏發(fā)電新增裝機超過3200萬千瓦，累計超過7500萬千瓦，預計到今年年底將超過7600萬千瓦;發(fā)電量前11個月超過了600億千瓦時，相比去年的不到400億千瓦時，應該說光伏發(fā)電電量貢獻增速非?？臁?/p>
從地域分布來看，目前我國光伏發(fā)電的分布可以說既集中、又相對分散?，F(xiàn)有7500多萬千瓦的裝機主要分布在15個省區(qū)，每個省累計裝機都超過了200萬千瓦。總體來看，大型電站主要集中在西北地區(qū)的五個省區(qū)，合計占比達到了46%;但東部一些省區(qū)的裝機增長也比較快，前六個省的合計裝機也占到了全國光伏發(fā)電總裝機超過1/4。
截止11月底，今年新增光伏電站裝機2800多萬千瓦，全國裝機累計超過6500萬千瓦。無論是從累計裝機、還是從新增裝機上來看，集中式電站仍然占據(jù)了接近90%的比例。
今年上半年，新增光伏裝機以集中式電站為主，這主要是“630”搶裝的結(jié)果。下半年的市場格局則有很大的調(diào)整，這里僅以10月份和11月份兩個月的數(shù)據(jù)來看，西北五省區(qū)的新增裝機僅僅只有9萬千瓦，占總裝機規(guī)模的46%。而東部六個省區(qū)兩個月的新增裝機就達到了100萬千瓦，占全國差不多接近一半的份額。
從分布式光伏發(fā)電的發(fā)展來看，今年前11個月新增裝機超過了360萬千瓦，預計全年超過400萬千瓦，累計超過1000萬千瓦。
從分布上來看，今年新增分布式裝機主要還是集中在浙江、山東、江蘇、安徽、江西、廣東等省份，都是中東部經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)，并且與分布式光伏發(fā)電的地方投資或電價補貼的關(guān)聯(lián)性比較強。
截止去年年底(2015年—編注)，全國累計分布式光伏發(fā)電裝機606萬千瓦，今年新增將超過此前累計裝機60%的水平。所以，應該說我們分布式光伏發(fā)電在2016年是真正進入到快速增長時期，希望在“十三五”期間能進入爆發(fā)增長期。
面臨的挑戰(zhàn)
當然，國內(nèi)光伏發(fā)電市場，無論集中式電站還是分布式電站，還是建筑應用光伏，也都還面臨著很多的挑戰(zhàn)。
首先，光伏發(fā)電的成本還需要明顯下降。在“十三五”時期，電價和補貼水平還將逐步下調(diào)，這是一個趨勢。
其次，可再生能源補貼資金的缺口還將持續(xù)增長。我們對此也做了一個簡單的測算，如果考慮到風電在2020年能夠在部分地區(qū)實現(xiàn)跟煤電平價競爭、光伏發(fā)電在銷售側(cè)實現(xiàn)平價上網(wǎng)，在可再生能源電價附加水平保持不變的情況下，僅2020年當年補貼資金的需求就將達到1800億元，而可征收的補貼資金僅1100億元，因此2020年當年就存在700億元的補貼資金缺口，這不僅是光伏行業(yè)，也是整個可再生能源行業(yè)發(fā)展所面臨的一個重要挑戰(zhàn)。
再者，對于光伏發(fā)電來說，還有很多非技術(shù)性的成本，也影響了光伏發(fā)電企業(yè)的經(jīng)濟性和項目的盈利水平。
對于西部地區(qū)的集中式和分布式光伏電站，目前面臨的問題是限電的范圍不斷擴大、比例不斷增高。2016年前11個月的全國光伏限電電量約為68億千瓦時，比例達到11%。
對于中東部地區(qū)的集中式和分布式光伏電站而言，更多的是規(guī)范開發(fā)和土地使用方面的問題。
對于分布式光伏，在過去兩三年，我們一直在探討如何找到合適的項目、怎么去建立更好的商業(yè)模式以及融資模式等一些新業(yè)態(tài)問題。雖然這些問題三年前就提出來了，但實際上現(xiàn)在仍是整個行業(yè)需要共同努力的方向。還有分布式光伏如何結(jié)合電改形勢等發(fā)展。
從政策方向看，根據(jù)最近一個月之內(nèi)陸續(xù)頒布的國家有關(guān)規(guī)劃提出的目標，2020年光伏發(fā)電裝機要達到1.05億千瓦，我們理解這是一個底限目標。如果通過行業(yè)的努力能夠做到更多，我想這也應該是政府部門和全社會都能夠受益的事情。
光伏發(fā)電“十三五”的重點發(fā)展領(lǐng)域，就是更加強調(diào)多元化發(fā)展，尤其是分布式光伏和光伏+的應用，作為《太陽能發(fā)展“十三五”規(guī)劃》重點任務(wù)中的第一條，是“十三五”期間光伏發(fā)電發(fā)展領(lǐng)域最主要、最重要的任務(wù)。
對于大型電站的建設(shè)，規(guī)劃更多強調(diào)優(yōu)化和布局，包括要持續(xù)地實施光伏領(lǐng)跑者計劃以及光伏扶貧計劃。另外，也強調(diào)了技術(shù)創(chuàng)新和產(chǎn)業(yè)升級。
電價問題
電價政策的有效實施促進了我國包括光伏發(fā)電在內(nèi)的整個可再生能源市場和產(chǎn)業(yè)在“十一五”和“十二五”期間的迅速發(fā)展。2006年《可再生能源法》實施以后，我國對可再生能源發(fā)電定價采取的原則是成本加合理利潤，方式是政府定價或者是政府指導價。到目前為止，方式和原則還沒有發(fā)生變化。
但是，近期的形勢發(fā)生了一些變化。
2014年和2015年，我國連續(xù)幾次較大幅度地下調(diào)了煤電標桿電價，這使得可再生能源標桿電價與煤電之間的電價差距增大了。也就是說，可再生能源電力的度電補貼相應增加，這也是可再生能源補貼資金缺口進一步增大的主要原因之一?？傮w上，從2016年主要電源的電價水平來看，無論是相對于煤電、天然氣發(fā)電，還是其他可再生能源電力，光伏發(fā)電的電價仍然處于一個相對較高的水平。
對于分布式光伏電價政策，國家在去年調(diào)整了自發(fā)自用和全額上網(wǎng)兩種政策，“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式采用0.42元/千瓦時的電價補貼;“全額上網(wǎng)”模式項目則與集中電站的電價和補貼發(fā)放管理模式完全一致。這兩種模式在項目投運的時候任選其一，其后可以單向調(diào)整。也就是說，可以從“余量上網(wǎng)”模式轉(zhuǎn)向“全額上網(wǎng)”模式，可以調(diào)整一次，但是不能進行反向調(diào)整。
對于包括光伏發(fā)電在內(nèi)的整個可再生能源行業(yè)，電價政策是影響產(chǎn)業(yè)發(fā)展以及市場發(fā)展的重要政策因素，但當前電價政策的調(diào)整確實也面臨著很多的難點和挑戰(zhàn)。
首先是電價水平的調(diào)整難以及時反映可再生能源發(fā)電成本的變化。其中，最明顯的就是光伏發(fā)電，因為光伏發(fā)電近幾年在技術(shù)進步、產(chǎn)業(yè)升級和成本下降方面確確實實非常顯著，而電價政策的調(diào)整頻次相對較低，這就導致每次調(diào)整的幅度很大，因此也導致了可再生能源發(fā)電市場較大幅度的波動。
去年風電的“1231”和今年光伏的“630”現(xiàn)象，對于產(chǎn)業(yè)的良性發(fā)展是不利的。可能明年無論在哪個月調(diào)整光伏的電價補貼，市場有可能還要重新復制今年的情況。
其次，電價政策調(diào)整難還有一個原因，就是剛才提到非技術(shù)性成本，確實加大了電價水平調(diào)整的難度。非技術(shù)成本原本不應該在電價中考慮，但這又是企業(yè)實際面臨的問題，所以在做調(diào)整的時候又不得不考慮。可是到底要考慮哪些因素，不同因素考慮的度是多少，導致電價可能出現(xiàn)不同的調(diào)整方案。
我覺得，對于一些相關(guān)的政策，比如說合規(guī)的土地政策以及一些稅費問題，是可以考慮的。但是，過高的稅費，或者地方的一些不規(guī)范的稅費，確實難以在電價中完全反映。
另外，電力體制改革對于包括可再生能源電價在內(nèi)的電價機制調(diào)整也提出了很多新要求。根據(jù)電力體制改革文件，我梳理出跟可再生能源電價相關(guān)的幾項，主要是輸配電價改革、計劃電量機制改革、由市場形成電價或直接交易機制。其中，輸配電價改革、由市場形成電價或直接交易機制都與分布式光伏發(fā)電的電價和補貼政策直接相關(guān)。
電價機制改革對分布式光伏發(fā)電來說是一個非常好的機遇。但如果不能做到前期很好設(shè)計的話，如果沒有納入到電價機制調(diào)整總體考慮中話，類似目前部分地區(qū)實施的直接交易的電改，實際上犧牲的是可再生能源發(fā)電企業(yè)的利益，會使可再生能源發(fā)電收益下降，但電價水平卻難以及時反映出來。
從電價調(diào)整方向來看，去年年底，國家發(fā)改委價格司公布的政策新增了一項原則，即隨著發(fā)展規(guī)模調(diào)整相應的電價水平。另外，今年上半年，國家能源局新能源司也頒布了一些重要的文件和機制，比如全額保障性收購制度等，這些都會對電價調(diào)整產(chǎn)生影響。
再有，剛才提到輸配電價改革以后，固定標桿電價政策怎么結(jié)合市場化的步伐來進行實施。比如說在一些輸配電價改革試點地區(qū)，如果不存在煤電標桿電價，電源都去競價時，可再生能源的電價就需要由原來差額補貼模式轉(zhuǎn)為度電定額補貼或者是市場溢價政策。
還有可再生能源綠色電力證書制度，現(xiàn)在看來，推進的進度相對緩慢一些，但如果能夠推進的話，就可以降低對補貼資金的需求。
今年在光伏發(fā)電開始試行引入招標機制。對于分布式光伏，還需要更加強調(diào)地方性的經(jīng)濟激勵機制的作用。
在剛剛頒布的《太陽能發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中，提出到2020年光伏發(fā)電的電價水平要在2015年的基礎(chǔ)上降50%以上。如果沒有革命性的技術(shù)進步，我覺得實現(xiàn)這一目標是有很大難度的，2020年電價水平需要降低到0.45-0.5元/千瓦時，對于 III類地區(qū)挑戰(zhàn)很大我覺得，《可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出來的光伏電價與電網(wǎng)的銷售電價相當這一目標更務(wù)實一些?；蛘哒f，通過業(yè)界的努力，光伏發(fā)電成本在2015年基礎(chǔ)上，到2020年降低50%，還是可能實現(xiàn)的。
從即往發(fā)展看，無論是國際還是國內(nèi)，光伏發(fā)電成本確實實現(xiàn)了顯著下降，并且光伏發(fā)電在部分國家和地區(qū)已經(jīng)具有了成本競爭力。
從我們做的光伏發(fā)電成本研究的結(jié)論看，光伏發(fā)電成本和電價需求下降潛力大，這是業(yè)界公認的，但對于成本的具體預測，難度也是非常大的。
今年10月份我們更新了對電價需求的測算，如果按照固規(guī)定的全額保障性收購小時數(shù)，考慮到明年可能的產(chǎn)品價格情況，預期，明年三類地區(qū)的光伏發(fā)電電價需求是在每千瓦時0.61、0.70和0.83元。電價需求測算沒有考慮其他的非技術(shù)性相關(guān)成本。
分布式光伏電價
再簡單討論分布式光伏發(fā)電的電價，尤其是“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式的電價。近幾年由于煤炭標桿電價和電網(wǎng)銷售電價水平的降低，造成分布式光伏發(fā)電的實際收益減少了差不多5-7分/千瓦時。但從國家發(fā)改委價格司的征求意見稿來看，“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式的電價補貼水平下調(diào)幅度是比較小的，即未來“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式的回報率可能是高于“全額上網(wǎng)”的模式，從而可能會影響光伏市場各類型的比例。
對于分布式光伏發(fā)電度電補貼政策，建議按照用戶的類型來區(qū)分補貼調(diào)整額度，因為現(xiàn)在對于一些商業(yè)屋頂項目，已經(jīng)具備不用補貼的條件。但是，民用建筑光伏的補貼需求，可能目前0.42元/千瓦時的度電補貼在某些地區(qū)還不夠。所以，下一步我們建議按照用戶類型細分分布式光伏補貼政策。
對于分布式光伏的民用建筑市場，可以采用4s店模式，居民電價較低帶來的經(jīng)濟性問題需要新的政策來解決。對于一般工商業(yè)和大工業(yè)建筑的分布式光伏應用市場，商業(yè)模式和投融資模式以及保險和信貸政策方面的創(chuàng)新是需要進一步努力的方向。
最后，簡單做一下展望。
從資源角度，如果僅僅利用5%的荒漠地帶，我國光伏發(fā)電裝機潛力可以達到15億千瓦;我國分布式建筑光伏和其他分布式光伏利用，如利用公路、鐵路、湖面或者是設(shè)施農(nóng)業(yè)，裝機潛力也可以達到11萬千瓦。近期，光伏發(fā)電可以作為可再生能源的增量的主力方向之一，希望在2020到2030年，光伏發(fā)電在資源、技術(shù)、成本、環(huán)境等多個方面具備優(yōu)勢條件，成為戰(zhàn)略能源之一。
在今年10月底的蘇州國際能源變革論壇上，國家可再生能源中心發(fā)布了《中國可再生能源展望2016》，設(shè)定了既定政策情景和高比例發(fā)展情景。在高比例發(fā)展情景之下，光伏發(fā)電在2030年可以超過10億千瓦，可再生能源的能源貢獻量可以超過30%，其中水電、風電和太陽能各占據(jù)三分之一的份額。
