光伏與其他電源相比是否具有市場競爭力，主要看它是否能夠實現平價上網�！捌絻r”是相對概念，如果光伏度電成本在大多數情況下能夠低至相同區域的煤電度電成本，就可稱之為平價。光伏度電成本以元/千瓦時為單位，即是光伏系統每發1千瓦時電量的綜合成本，包括硬成本和軟成本兩部分。

　　我國光伏平價上網的總體評價

　　作為基準電價的火電價格，包括上游火電廠的售電價格（也稱上網電價）和下游用戶的購電價格兩類。集中式光伏類似于火電廠，屬于生產側，所發的電能經過輸電網集中外送，其度電成本與火電廠的售電價格具有可比性；分布式光伏直接布局在下游消費側，所發的電能可以自用，也可以通過配電網上網銷售，其度電成本與當地居民或工商業企業的購電價格具有可比性。集中式光伏平價被稱為生產側平價，分布式光伏平價被稱為用戶側平價（詳見表1）。整體看，我國光伏平均度電成本已低于煤電，用戶側可以實現平價，但發電側平價尚有難度。根據中國光伏行業協會數據，2019年，我國集中式光伏累計裝機占比為69.4%，因此我國尚未實現光伏全面平價上網。

　　（一）我國光伏平均度電成本已低于煤電

　　我國光伏的平均度電成本已經低于全國煤電的平均度電成本。從2014年開始，全球最大的財經資訊服務提供商彭博資訊集團（Bloomberg L.P.），每年分兩次對多個國家和地區的光伏度電成本進行統計測算。結果顯示：我國光伏平均度電成本從2014年上半年的1.08元/千瓦時降至2019年下半年的0.3元/千瓦時，降幅約為72%。從2018年下半年開始，我國光伏平均度電成本降至0.38元/千瓦時，已經低于煤電的平均度電成本0.40元/千瓦時。詳見圖1。

　�。�二）分布式光伏平價已經實現

　　我國分布式光伏的平均度電成本為0.27~0.48元/千瓦時，全國用戶側平均電價為0.5135~0.6948元/千瓦時，用戶側的分布式光伏平價已經實現。

　　分布式光伏利用屋頂、院落等閑置資源，幾乎不需考慮土地成本，也不需考慮長距離輸送產生的相關成本。首先，看分布式光伏度電成本。根據中國光伏行業協會數據，2018年，我國分布式光伏度電成本在0.27~0.48元/千瓦時的區間。2019年光伏度電成本整體低于2018年水平。其次，看用戶側的購電價。分布式光伏用戶包括居民用戶和工商業用戶兩類。根據國家發展改革委數據，2019年6月，我國居民用戶電價平均為0.5135元/千瓦時，工商業用戶電價處于0.5379~0.6948元/千瓦時的區間。可見，我國已實現用戶側分布式光伏平價。詳見表2。

　　綜合國家統計局和彭博數據庫數據，同樣可以得出我國絕大多數地區已經實現用戶側分布式光伏平價的結論。詳見圖2。

　　（三）發電側平價有難度，目前僅在少數地區可以實現

　　集中式光伏的情況相對復雜，其度電成本往往高于分布式光伏，實現平價上網尚有難度，僅有少數地區和先進的領跑基地項目可以實現。

　　我國集中式光伏度電成本整體高于分布式光伏。首先，集中式光伏需要較大面積的土地載體，與分布式光伏相比增加了土地成本。尤其是在經濟發達地區的用電大省，土地成本不僅難降，還會逐年提升。其次，為降低土地成本，集中式光伏電站往往布局在土地資源豐富的西北部地區，但由于遠離電力的主要消費中心而需要遠距離輸送，又會帶來電力外送成本和電力協調消納費用。再次，集中式光伏電站一次性投入資金規模大，并網發電后需要專業化的運營和維護，因此融資成本和運營成本普遍高于分布式。根據中國光伏行業協會數據，2018年，集中式光伏系統的度電成本在0.22~0.55元/千瓦時的區間，以0.3元/千瓦時以上為主，整體高于分布式。

　　如果集中式光伏發電系統所處區域地價便宜、光照條件好，安裝的設備效率高，則可以實現平價。根據國家能源局、彭博數據庫數據，我國黑龍江、海南和廣東省的集中式光伏度電成本已低于當地煤電標桿上網電價；遼寧、河北、山東、陜西、山西和江蘇等地的集中式光伏度電成本已接近平價；而湖北、湖南、安徽、貴州、重慶和新疆等地實現平價還存在挑戰。黑龍江、海南和廣東省能夠實現發電側平價，與所在地的地價便宜、項目設備先進、煤電上網電價較高有很大關系。詳見圖3。

　　此外，先進的領跑基地項目可以實現發電側平價。光伏應用領跑基地第三期項目中的青海格爾木和德令哈兩個基地中標上網電價分別是0.31元/千瓦時和0.32元/千瓦時，已低于當地超過0.32元/千瓦時的燃煤機組脫硫標桿電價。近期，國家電投中電國際朝陽平價項目的集中式光伏度電成本經測算約為0.34元/千瓦時，也已低于當地超過0.37元/千瓦時的燃煤機組脫硫標桿電價。

　　我國光伏實現全面平價的主要問題

　　光伏系統每發1千瓦時電量的綜合成本可進一步細分為硬成本和軟成本兩部分。國內一些企業將其分別定義為技術成本和非技術成本。硬成本包括組件、逆變器、支架等所有硬件成本之和；軟成本是指所有的非硬件成本，包括發電前的交易、安裝、上網、土地等成本，以及發電系統運行后的財務、運維、稅費、租金、人力資源等成本。今后硬成本下降的空間越來越小，相反，軟成本對全面平價的約束力正在不斷加強。

　　（一）軟成本成為光伏全面平價的主要約束力

　　硬成本未來的下降空間有限。我國光伏度電成本快速下降主要是源于技術創新帶來的硬成本下降。接下來，硬件制造成本依托技術進步仍可下降，但空間已經不大了。例如組件，組件是光伏發電系統的核心硬件，組件價格在硬成本中的占比約為40%。截至2020年1月8日，單晶組件（輸出功率320瓦）價格為1.72元/瓦，多晶組件（輸出功率275瓦）價格為1.5元/瓦。假定組件價格再降20%，也只有0.3~0.4元/瓦的空間，轉換為度電成本不足0.04元/千瓦時。其他硬件也是如此。例如電池，2020年1月8日的價格已經普遍低于1元/瓦，再降的幅度十分有限。

　　光伏軟成本正在成為實現更廣范圍光伏平價的主要約束力。在光伏發電高成本階段，硬成本占比在70%以上。目前，我國一些光伏項目的軟成本占比已經超過70%，與10年前的情況恰好相反。

　　美國非常重視降低光伏發電的軟成本。早在2013年，美國能源部就將降低光伏軟成本作為一項能源發展目標，并由下屬的國家可再生能源實驗室主要針對分布式光伏發布了2013~2020年削減非硬件成本的路線圖。根據路線圖，美國住宅光伏軟成本將從2013年的1.50美元/瓦降至2020年的0.65美元/瓦，小型商用光伏軟成本將從2013年的1.25美元/瓦降至2020年的0.44美元/瓦。反觀我國，對降低光伏軟成本尚未給予足夠重視。今后，軟成本對我國光伏實現全面平價的約束力將越來越強。

　�。ǘ�）光伏市場服務體系不完善

　　1.專業化的分布式光伏交易市場缺位。

　　我國分布式光伏發展速度開始超過集中式光伏，將產生大量的交易需求，但缺少專業化的分布式光伏交易市場。根據中國光伏行業協會數據，2019年，光伏新增裝機容量中，分布式占比為40.5%，與2015年相比提升了約31.5個百分點。2019年，我國分布式光伏累計裝機容量占光伏總累計裝機容量的比重為30.6%，與2015年相比提高了近23個百分點。分布式光伏開始規�；�發展后，將產生大量的交易需求。一方面，電量交易需求將快速增長，不僅限于用戶與電網之間的雙向交易，還包括居民用戶、工商業用戶之間以電網為平臺進行的戶對戶交易；另一方面，其他交易需求也會產生，主要是指閑置屋頂、院落、水面等載體的租賃交易，光伏發電系統的租賃交易，以及回購交易，等等�，F階段，我國建立了面向分布式光伏交易的平臺，例如光伏云，但這只是服務于電網和用戶之間的雙向交易，無法提供更加專業化的戶對戶多功能交易服務。

　　2.光伏標準化服務不到位。

　　我國一直在推動光伏標準的制定工作，目前已經形成了包括制造標準、服務標準等在內的整套光伏標準體系，但仍不完善。首先，標準體系存在空白點，尤其是服務標準。例如缺少光伏與環境保護標準，以及國家級的戶用和工商業屋頂分布式光伏安裝標準、服務規范標準、建筑安全標準等等。其次，標準水平參差不齊。不同地區具有不同的光照條件和環境特點，屋頂因民俗等原因也結構各異。地方除了遵循國家統一標準外，還需要出臺差異化的地方標準。有些地區已經率先出臺，但多數地區執行的只有國家統一標準。而且，標準執行力不足的問題在一些地方較為突出。

　　3.光伏金融服務短缺。

　　我國針對光伏市場的金融服務主要是債務融資，成本較高，而且存在融資難的問題。安裝光伏系統需要一次性投資，有時投入的資金還要包括屋頂翻新的費用，因此很多安裝方存在融資需求。隨著光伏市場規模的增長，融資需求也會越來越多。目前的光伏金融服務主要以傳統的債務融資為主，缺少與新技術、新業態、新模式相適應的更低成本的金融創新。一些有意愿安裝分布式光伏系統的農村用戶因缺少抵押物而存在融資難的問題，有些工商業用戶也因多種原因而面臨光伏融資難題。對于集中式光伏安裝方而言，不僅一次性的系統安裝投入費用巨大，還要承擔系統并網發電后的運營任務，對融資的需求更為迫切。

　　4.光伏供應鏈管理服務仍是空白。

　　我國光伏市場服務剛剛起步，缺少專業化的光伏供應鏈管理服務商。光伏市場的客戶需求千差萬別，系統安裝方要根據載體的具體情況、客戶的資金實力、當地的光照特點等，提供發電系統的集成設計服務和安裝設計服務，并代為采購和集成硬件，隨后負責安裝、調試、上網等，有時還要提供協助貸款服務。因此，光伏服務屬于典型的供應鏈管理服務。光伏服務不同于空調等電器設備的安裝�？照{的安裝是在客戶購買好硬件之后的配套服務，而光伏服務是要在客戶購買硬件前根據其個性化需求提供的一攬子解決方案。但目前的光伏服務較為粗放，主要以代為購買、安裝、協調上網等基本服務為主，缺少能夠集成定制光伏市場資源、整體降低供應鏈成本的供應鏈管理服務商。

　　（三）集中式光伏電站運營成本因補貼拖欠而大幅增加

　　集中式光伏電站的補貼拖欠問題較為嚴重，增加了集中式發電側的軟成本。首先，光伏補貼缺口大，難以彌補。據財政部統計，我國光伏補貼缺口預計到2020年超過600億元。其次，國家補貼目錄確認周期和發放周期較長，從申報到資金撥付時間跨度長達一年甚至兩年以上。補貼長期拖欠影響集中式光伏電站現金流，造成財務成本增加，加劇了經營困難。

　　不同于傳統電站多由體量大、專業性強、內部資源豐富的國有電力企業運營，我國絕大多數的集中式光伏電站由民營企業建設并運營，難以承受補貼拖欠之重。在光伏產業發展的初始階段，專業化分工尚未形成，民營制造企業雖然具備較強的制造能力，但不擅長中下游服務，而且與國有電力企業相比體量相對小、內部可調配的資源有限，因此它們缺少一體化運營電站的服務能力和資源配置能力。補貼預期是民營光伏企業涉足電站的一個重要原因，但預期難以達成。補貼未兌現的光伏電站已經成為一些民營光伏企業的成本包袱，是集中式光伏發電側軟成本難降的一個重要因素。

　　政策建議

　�。ㄒ唬�將光伏平價作為我國再降電價的措施之一

　　對光伏平價的意義不能局限于新能源產業發展層面，而是要上升至我國經濟的全球競爭力高度，將實現更廣范圍的光伏平價作為我國保持低成本電價競爭優勢的一項重要戰略舉措，并在“十四五”能源規劃中給出明確定位。我國已形成居民電價與工商業電價的交叉補貼，將居民電價長期穩定在低水平；新一輪電改啟動后，不斷提升大用戶直接交易量，確保大工業用戶電價保持在較低水平；同時，連續兩年每年降低工商業電價10%，進一步整體降低了全社會電價水平。但在現有電源結構下，通過以上措施再次降低電價存在較大難度。隨著電力技術不斷進步和產業生態不斷完善，光伏的度電成本還可下降，會較快實現更廣范圍的“平價”，并走向未來“低價”。這就為我國保持全球低電價競爭力創造了更大的空間。

　　（二）以培育光伏交易市場為切入點重點降低軟成本

　　首先，提高對降低光伏軟成本的重視度。硬成本迅速降低體現了我國光伏產業不斷強化的制造能力。但隨著光伏市場規模的增長，服務滯后的不利因素也愈發明顯。我國可借鑒美國的經驗，將實現光伏全面平價上網的重點明確為降低軟成本。

　　其次，考慮到光伏服務軟成本主要產生于電力產業鏈中下游的發電、交易、安裝和運維等市場環節，可將培育光伏交易市場作為降低服務軟成本的切入點。發揮市場配置資源的決定性作用，選擇光伏消費大省試點建設光伏交易市場，例如浙江、山東、河北等地，探索光伏新能源電力雙邊或多邊交易模式，配套建設微電網服務區、光伏服務培訓基地、標準化示范區、光伏設計園等，支持成立光伏服務協會，以市場需求吸引高端人才和各類社會資本集聚，在光伏市場體系加速完善的進程中有效降低光伏的軟成本；支持從事光伏市場服務的企業轉型為光伏供應鏈管理服務商，在分布式光伏項目配置方面給予一定的政策扶持，例如指標配置，“一帶一路”光伏扶貧項目支持等。

　　（三）破解集中式光伏電站的補貼難題

　　首先，處理好歷史欠賬。對于已經形成的歷史欠賬，可出臺專門政策，明晰從2020年開始的問題解決思路，可對拖欠時間較長、運營指標良好的項目優先解決，以此優化市場預期。

　　其次，從形成合理的產業分工出發，鼓勵運營集中式光伏電站的民企與國有電力企業開展新能源發電領域的跨所有制合作。2019年以來，運營電站的民營企業為減輕電站負擔開始嘗試通過股權出讓的形式與國有電力企業合作。這種嘗試具有現實意義，民營企業走專業化道路，重點提升制造能力；國有電力企業發揮規模優勢、資源優勢和電站管理優勢，主導集中式光伏電站的建設、運營和維護。鼓勵雙方合作，不僅可以解決電站運營難題，還可通過上下游的分工合作讓民營光伏企業更好地融入我國電力格局。

國務院發展研究中心企業研究所 周健奇

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