“十三五”期間，光伏發(fā)電市場將進入發(fā)展新階段。目前，迫切需要在現有的政策上突破，進行政策和機制創(chuàng)新。
隨著分資源區(qū)標桿電價政策的出臺以及年度指導規(guī)模和備案制度的實施，國內集中光伏電站的開發(fā)呈現爆發(fā)增長，但大型光伏電站在西部和北部地區(qū)短時間內集中建設，使高比例棄光限電、補貼需求大幅增加、部分地區(qū)項目管理不規(guī)范、規(guī)劃建設不配套等問題凸顯。
在分布式光伏發(fā)電市場方面，則表現為政策集中繁多，市場反響不足，雖然政策數量和力度都很大，但分布式光伏發(fā)展速度與政策預期、與光伏業(yè)界預期仍有較大的差距。
“十三五”期間光伏發(fā)電市場將進入發(fā)展新階段，根據《太陽能利用“十三五”發(fā)展規(guī)劃(征求意見稿)》提出的目標，“十三五”期間光伏發(fā)電將達到每年約2000萬千瓦的新增裝機規(guī)模。要逐步解決上述問題，就需要在現有的政策上有突破，進行政策和機制創(chuàng)新，以保障國家目標實現，且滿足光伏發(fā)電發(fā)展需要以及推進電力市場化進程。
本文針對近期光伏發(fā)電市場發(fā)展急需關注和解決一些政策和機制方面的問題進行分析。
技術進步、降低度電成本是重點任務
無論是對于近期“十三五”，還是考慮長遠戰(zhàn)略發(fā)展，不斷推進技術進步、降低度電成本都將是光伏產業(yè)發(fā)展的重點任務。
根據光伏產業(yè)界預期，今后五年光伏發(fā)電成本還可實現大幅度下降，一是光伏產業(yè)鏈各環(huán)節(jié)效率提升，通過降低硅片切割損失、硅片厚度及提升組件轉換效率等可顯著提高硅利用率，預期晶硅組件在“十三五”期間可保持每年0.2-0.3個百分點的絕對效率提升，二是多晶硅流化床法等新硅料生產技術應用可降低硅料價格，三是降低銀用量、改善鑄錠爐、細化柵線、改進絲網印刷等技術也是降低組件成本的可能方式。
再考慮未來可能的金融政策調整影響，綜合分析，2020年光伏發(fā)電成本有望在2015年的基礎上降低三分之一左右。這一降幅重點在產業(yè)技術進步和規(guī)模效益，國家從政策上(如以光伏領跑者計劃等)也需要加以有效引導。
調整和創(chuàng)新光伏電價政策和機制
我國光伏發(fā)電成本在過去幾年內實現了大幅度下降，相應的電價水平也持續(xù)降低，但電價調整主要考慮既往和當前形勢。在光伏產業(yè)技術快速進步情況下，電價調整步伐略滯后于光伏產業(yè)發(fā)展形勢和實際需求，造成大型光伏電站市場搶裝、趕末班車的效應比較明顯，典型如2011年底，2016年上半年也已開始呈現這一趨勢。
根據《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014-2020)》中提出的目標，2020年要在適度考慮煤電環(huán)境成本基礎上，實現光伏發(fā)電與電網銷售電價相當，因此應根據光伏發(fā)電成本情況和趨勢，建立光伏發(fā)電電價逐年調整機制。電價的調整可以考慮多種因素并賦予不同程度的權重，如考慮各資源區(qū)或者省市區(qū)的發(fā)展規(guī)模、限電情況，以差異化的電價調整速度適度引導開發(fā)企業(yè)投資和布局調整。
通過改革項目管理模式，以競爭性方式配置光伏發(fā)電項目，適度提高電價在競爭性配置中的權重，促進光伏發(fā)電電價水平的下降。此外，結合電力體制改革尤其是輸配電改革進程，在輸配電改革試點地區(qū)，對新建光伏項目實施電補貼機制，逐步推進新建光伏發(fā)電參與電力市場。
落實補貼政策，解決補貼拖欠問題
光伏發(fā)電的補貼和限電問題是當前困擾光伏產業(yè)發(fā)展的兩大關鍵因素，尤其是補貼拖欠問題，從下游的市場倒推到上游制造企業(yè)，對光伏全產業(yè)鏈都產生影響。2015年由于電網企業(yè)調整了電價補貼發(fā)放程序范圍，光伏補貼拖欠的范圍已從單純?yōu)榇笮突哪娬巨D變?yōu)榇笮突哪娬炯由戏植际焦夥娬荆a貼拖欠的影響范圍進一步擴大。
當前補貼拖欠的主要問題有兩點，一是發(fā)電項目獲得補貼資格的認定，到目前財政部的第五批補貼項目目錄僅發(fā)放到2013年8月底前并網發(fā)電的項目，意味著其后并網發(fā)電的項目一直沒有拿到電價補貼，最長的已有兩年半之久，并且正在審核中的第六批補貼目錄項目計劃是在2015年2月底前完成并網發(fā)電，意味著仍有大批項目尚在門檻之外;二是補貼資金發(fā)放延遲。
總體上，上述兩個問題的根本原因在于可再生能源基金與可再生能源電價補貼資金之間存在缺口，且如果保持現有政策條件不變，“十三五”期間資金缺口還將進一步擴大。根據初步統(tǒng)計和測算，不考慮項目是否進入補貼目錄問題，2015年前可再生能源補貼資金累計缺口在400億元左右，其中光伏發(fā)電拖欠資金總量在100億元左右。如果未來可再生能源電價補貼仍全部來源于可再生能源電價附加，考慮2020年風電裝機2.5億千瓦，光伏裝機1.5億千瓦，按照當前煤電、生物發(fā)電電價不動，風電和光伏電價逐步達到《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014-2020)》中的電價水平，2020年當年可再生能源電價補貼需求約1800億元，而在當前1.9分/千瓦時的可再生能源電價附加征收水平下，屆時應收盡收當年可再生能源資金規(guī)模約1050億元，存在較大差距。因此，拓展可再生能源補貼資金規(guī)模和渠道是當務之急。
建議對于電價補貼資金需求存量部分，財政安排一定的資金逐年予以解決。對于增量部分，通過調整可再生能源電價附加水平、盡快推進綠色證書交易等方式解決。此外還可考慮通過環(huán)境稅、碳交易、化石能源的稅費形式提升化石能源的成本，雖然除了碳交易外，這些措施的實施存在不確定性，并且即使實施，“十三五”期間對化石能源成本提升的幅度可能也很有限，但盡早確立相應的機制是基礎，將對2020年后保障光伏等可再生能源持續(xù)發(fā)展起到重要作用。
從解決近期光伏發(fā)電補貼問題的措施看，首先是項目獲得補貼資格的認定問題，2015年9月國家能源局頒布了《關于實行可再生能源發(fā)電項目信息化管理的通知》，希望通過信息化的管理來替代目錄資格的審核，即對于可再生能源發(fā)電項目，在國家指導規(guī)模范圍內，經過正常的核準或備案、建設驗收、并網售電，就自動獲得補貼資格。如果資金持續(xù)性問題和補貼資格認定問題解決，補貼資金發(fā)放延遲則迎刃而解。
盡快明確光伏發(fā)電稅收政策
2013年9月，財政部頒布《關于光伏發(fā)電增值稅政策的通知》，明確對太陽能發(fā)電實行增值稅50%即征即退的優(yōu)惠政策，但對政策的實施規(guī)定了時間限制，為2013年10月1日至2015年12月31日。由于我國在2009年進行了增值稅機制調整，從生產型增值稅調整為消費型增值稅，光伏發(fā)電項目存在6-8年增值稅抵扣期，因此在2015年政策到期前，實際上幾乎沒有項目能從該政策受益。
而進入2016年后，陸續(xù)有光伏項目進入增值稅繳納期，需要盡快明確對光伏發(fā)電給予增值稅優(yōu)惠政策。與其他電源對比，國家對風電、生物質發(fā)電、小水電等均實施了增值稅優(yōu)惠政策，與光伏發(fā)電自身對比，增值稅50%即征即退政策可以使同等情況下光伏發(fā)電電價需求降低0.03-0.05元/千瓦時，一定程度上降低度電補貼，縮小與常規(guī)電力成本之間的差距，提前實現光伏平價目標，同時縮小可再生能源電價補貼需求與可再生能源基金的資金規(guī)模之間的差距。
消納問題需要政策切實落實
我國光伏發(fā)電政策的導向是共同推進集中光伏電站和分布式光伏系統(tǒng)，但目前西部和華北北部地區(qū)大型光伏電站在光伏發(fā)電裝機總量中仍占據絕對份額。大型光伏發(fā)電集中建設以及地方政策實施等問題，使部分省區(qū)棄光限電比例迅速上升，2015年甘肅、新疆棄光限電比例分別為31%和26%，且由于2016年6月30日是光伏發(fā)電標桿電價調整的關口期，預期2016年上半年新增裝機將大幅度增加(一季度新增裝機即超過700萬千瓦)，2016年上述省區(qū)的限電問題有可能更加嚴重，其他“三北”省區(qū)也可能出現一定程度的限電。限電的成因除了光伏行業(yè)自身的在太陽能資源豐富地區(qū)集中建設之外，更主要的原因是各類電源之間的在消納上的競爭、新增電源發(fā)展空間、跨區(qū)輸電通道上對光電等清潔能源電力的考慮嚴重不足等問題。
2016年3月，國家明確建立可再生能源發(fā)展目標引導制度和可再生能源全額保障性收購制度，劍指消納，關鍵在于新機制和政策的切實落實，關鍵點包括分地區(qū)以及針對發(fā)電和電網企業(yè)年度引導目標的制定、綠色證書尤其是交易機制的建立、全額保障性指標的確立、考核監(jiān)管和獎懲方案等。此外，結合電力體制改革需求，統(tǒng)籌規(guī)劃電源發(fā)展布局和步驟是當務之急，需要統(tǒng)籌地區(qū)可再生能源規(guī)劃與電源、電網規(guī)劃，將光伏等可再生能源電源發(fā)展切實放在優(yōu)先地位，綜合考慮西部地區(qū)光伏等可再生能源發(fā)展對電網的需求，盡早決策電源基地外送電網通道規(guī)劃和建設，且必須達到一定的光伏電量比例。
分布式光伏發(fā)展的突破點
當前制約我國分布式光伏規(guī)模化發(fā)展的主要原因，是各種不確定性風險的存在，導致難以形成完善的商業(yè)開發(fā)模式和投融資體系。
從電價補貼政策角度，目前國家統(tǒng)一的0.42元/千瓦時的度電補貼加上地方性的投資或度電補貼政策從經濟性上的激勵是足夠的，但是，由于分布式光伏發(fā)電利益相關者關系復雜以及項目建設、運營、利益分享機制協調難度大等因素，難以消除投融資機構的顧慮。從商業(yè)模式上，目前國內分布式光伏發(fā)電項目的發(fā)展模式有三種，一是自有屋頂，自發(fā)自用，余電上網;二是合同能源管理，光伏項目開發(fā)企業(yè)在業(yè)主屋頂建設項目，向業(yè)主供電，也可以余電上網，協商利益分成關系;三是將電力全額出售給電網，重要的第三方轉供電模式尚不具備政策和機制支撐。
在融資問題上，分布式光伏盈利預期不穩(wěn)定導致商業(yè)貸款、投融資機構、政策性銀行等積極性不高，此外還有一個重要原因則是風險共擔機制的缺乏，目前尚未建立分布式光伏項目信息數據庫，電站、開發(fā)企業(yè)、發(fā)電量等信息沒有充分披露，對投資者而言，無法衡量項目質量好壞，沒有成熟的資產評估體系，保險公司實質性介入不足，分布式光伏系統(tǒng)不能成為抵押品，缺乏證券化能力，導致行業(yè)嚴重缺乏資金投入。
需要將投融資機制和商業(yè)模式創(chuàng)新作為分布式光伏發(fā)電規(guī)?；l(fā)展的突破點。首先，落實電力體制改革意見，允許擁有分布式光伏的用戶參與電力交易，支持分布式光伏向同一變電臺區(qū)的符合政策和條件的電力用戶直接售電，擴大自發(fā)自用、就地消納比例。鼓勵第三方投資的分布式光伏項目由電網公司向用戶代收電費，降低合同能源管理風險。創(chuàng)新分布式光伏發(fā)電融資服務，建立具有借款資格和承貸能力的融資平臺，推動分布式光伏資產證券化，探索項目售電收費權和項目資產為質押的貸款機制。實施綠色保險和信貸政策，鼓勵保險和銀行等金融機構積極參與分布式光伏融資。
投融資機制建立的基礎之一是建立透明信用體系，需要盡快實現對光伏組件商情況、組件產品質量、開發(fā)商資質、項目發(fā)電量、地方政策變動等信息公開化、透明化，建立完善項目風險評估機制，為電站產權交易等新型分布式光伏項目融資機制的建立創(chuàng)造條件。
