2016年底，能源、電力、可再生能源、風電、太陽能等國家“十三五”發(fā)展規(guī)劃相繼頒布，明確提出了降低光伏發(fā)電成本、實現(xiàn)平價上網(wǎng)的目標：到 2020 年光伏項目電價可與電網(wǎng)銷售電價相當。

　　在太陽能發(fā)展規(guī)劃中，更提出了量化的電價目標，2020年光伏發(fā)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(xù)現(xiàn)有的標桿電價政策，屆時光伏發(fā)電標桿電價在I類地區(qū)不超過0.45元/千瓦時，在III類地區(qū)不超過0.5元/千瓦時。這一目標對于III類地區(qū)挑戰(zhàn)很大，意味著維持現(xiàn)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(qū)，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(fā)電技術(shù)進步情況，實際上光伏發(fā)電補貼退坡直至完全退出還面臨諸多挑戰(zhàn)，從即往光伏發(fā)電成本變化和電價調(diào)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(guān)政策執(zhí)行不到位嚴重影響了項目經(jīng)濟性和實際收益，加上煤電電價持續(xù)低位等均拖慢了光伏發(fā)電實現(xiàn)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(diào)整（各地區(qū)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(tài)，全國算數(shù)平均值約0.38元/千瓦時。更重要的是，電力體制改革放開發(fā)電電價和推進直接交易進一步促使了發(fā)電側(cè)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(fā)電電價和直接交易機制下，煤電的資源環(huán)境生態(tài)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(diào)整后的2017年光伏標桿電價水平，大部分地區(qū)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(qū)限電仍維持較高比例，全額保障性收購小時數(shù)難以達到。

　　根據(jù)測算，如果實際發(fā)電量低于全額保障性收購小時數(shù)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(xù)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(guī)范、稅費標準執(zhí)行不統(tǒng)一等；

　　稅收政策方面，光伏發(fā)電的增值稅政策將在2018年底到期，是否持續(xù)需要進一步明確，根據(jù)測算，光伏發(fā)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(zhí)行的不到位加大了光伏發(fā)電開發(fā)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(wǎng)消納（如需要增容）尤其是農(nóng)網(wǎng)薄弱等問題，這些問題直接或間接增加了分布式光伏發(fā)電成本，增大了降低補貼的難度。

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作者：時璟麗 來源：中國能源報 責任編輯：wutongyufg

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