近日，領(lǐng)跑者計劃及去補(bǔ)貼路徑研討會在北京召開。會上，國家發(fā)改委能源研究所可再生能源發(fā)展中心副主任陶冶圍繞“可再生能源激勵政策發(fā)展與光伏平價”這一主題，對可再生能源電力補(bǔ)貼資金需求，以及可再生能源電價補(bǔ)貼資金問題解決方案和途徑等進(jìn)行了深刻剖析。陶冶表示，目前我國可再生能源電價補(bǔ)貼政策面臨的主要問題是標(biāo)桿電價水平調(diào)整沒有完全反映成本的變化。

　　據(jù)介紹，光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的宏觀目標(biāo)是，將發(fā)展重點要從提高規(guī)模轉(zhuǎn)向提質(zhì)增效和推進(jìn)技術(shù)進(jìn)步。2018年及未來兩年的趨勢是，未來1-2年地面電站新建規(guī)模將明顯壓縮；無補(bǔ)貼模式下工商業(yè)自發(fā)自用型屋頂光伏將成為最具經(jīng)濟(jì)性的項目。

　　縱觀2018年上半年太陽能發(fā)電情況（1-6月），在經(jīng)過2017年年底和2018年年初、2018年“630”強(qiáng)裝導(dǎo)致的集中并網(wǎng)高峰后，全國截止2018年上半年光伏發(fā)電裝機(jī)新增2430萬千瓦（累計達(dá)到1.545億千瓦），其中集中式光伏電站新增裝機(jī)1206萬千瓦（其中6月份新增達(dá)到868萬千瓦），分布式光伏新增裝機(jī)1224萬千瓦（其中1月份新增達(dá)到604萬千瓦）。

　　談及我國可再生能源電價補(bǔ)貼政策，陶冶指出，目前面臨的主要問題是標(biāo)桿電價水平調(diào)整沒有完全反映成本的變化。

　　其突出表現(xiàn)為兩大方面：標(biāo)桿電價水平下調(diào)幅度與成本變化之間存在差異，如陸上風(fēng)電、分布式光伏；電價調(diào)整存在緩沖期，實際電價調(diào)整滯后，如陸上風(fēng)電、集中光伏電站。

　　分析其具體原因，包括三點：（1）項目建設(shè)確實存在一定的周期，但目前確定的周期過長；（2）相關(guān)政策執(zhí)行不到位加大了電價水平調(diào)整難度，影響了項目實際收益；（3）企業(yè)和地方在和中央政府部門就電價水平調(diào)整的博弈，而前兩個原因也成了在博弈時的主要依據(jù)。這也導(dǎo)致了目前的電價補(bǔ)貼政策陷入困境，而電價調(diào)整節(jié)點的搶裝影響了光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展，造成產(chǎn)能迅速擴(kuò)張。

　　從測算的我國可再生能源電力補(bǔ)貼資金征收、需求規(guī)模結(jié)果來看，年補(bǔ)貼需求峰值在2021-2025年，每年在2000-2100億元；年度差額峰值在2020年，超過1000億元。2030年累計資金缺口1.16萬億元。

　　因此，面對如此大的補(bǔ)貼缺口，陶冶提出，解決可再生能源電價補(bǔ)貼資金問題亟待從三個方面著手。

　　1、對成熟的可再生能源發(fā)電技術(shù)持續(xù)實施補(bǔ)貼退坡直至退出

　　光伏發(fā)電：按照2020年集中電站標(biāo)桿電價達(dá)到0.4-0.5元/千瓦時、除民用建筑光伏外分布式光伏補(bǔ)貼推出的目標(biāo)，逐年確定標(biāo)桿電價或度電補(bǔ)貼退出標(biāo)準(zhǔn)，年補(bǔ)貼強(qiáng)度下降的幅度需要達(dá)到0.08-0.14元/千瓦時。建議結(jié)合全額保障性收購制度、綠色證書交易制度、分布式能源發(fā)電市場化交易機(jī)制創(chuàng)新等，在“十四五”中期實現(xiàn)補(bǔ)貼的完全退出。

　　2、全面實施以競爭方式激勵可再生能源發(fā)電降低成本

　　電站項目實施招標(biāo)、范圍技術(shù)領(lǐng)域擴(kuò)大；無補(bǔ)貼示范范圍、技術(shù)領(lǐng)域擴(kuò)大。

　　3、清除政策實施障礙，使可再生能源電價補(bǔ)貼水平及時反映成本

　　解決可再生能源限電問題，落實可再生能源全額保障性收購制度，在最低保障性收購小時內(nèi)必須“保量保價”收購制定和完善土地、稅收等相關(guān)政策，降低可再生能源開發(fā)利用的政策方面的非技術(shù)成本。

　　以下為具體分析

　　光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的宏觀目標(biāo)是，將發(fā)展重點要從提高規(guī)模轉(zhuǎn)向提質(zhì)增效和推進(jìn)技術(shù)進(jìn)步。

　　2018年及未來兩年趨勢是，《關(guān)于2018年光伏發(fā)電有關(guān)事項的通知》——暫不安排2018年普通光伏電站建設(shè)規(guī)模，待重新啟動。未來1-2年地面電站新建規(guī)模將明顯壓縮。

　　分布式光伏——嚴(yán)控規(guī)模指標(biāo)下發(fā)，每年1000萬千瓦納入國家認(rèn)可的規(guī)模管理范圍。

　　工商業(yè)自發(fā)自用型屋頂光伏已經(jīng)成為最具經(jīng)濟(jì)性的項目——探索無補(bǔ)貼模式下發(fā)展。

　　可再生能源固定電價政策（FIT)

　　標(biāo)桿電價政策實施

　　陸續(xù)制定風(fēng)、光、生物質(zhì)發(fā)電項目標(biāo)桿電價；成本+合理利潤原則。

　　標(biāo)桿電價水平調(diào)整

　　調(diào)整生物質(zhì)發(fā)電電價；陸上風(fēng)電、光伏電站、分布式光伏補(bǔ)貼水平退坡（成本+合理利潤、再考慮發(fā)展規(guī)模）

　　其中：

　　光伏發(fā)電：2011年前1.15元/kWh;2018年6月1日執(zhí)行：0.5元/kWh、0.6元/kWh、0.7元/kWh；分布式補(bǔ)貼0.32元/kWh。

　　風(fēng)電：風(fēng)電為0.4-0.57元/kWh；海上風(fēng)電為0.75、0.85元/kWh。

　　生物質(zhì)發(fā)電：農(nóng)林廢棄物0.75元/kWh；垃圾焚燒0.65元/kWh；沼氣發(fā)電：燃煤標(biāo)桿+0.25元/kWh。

　　可再生能源電價補(bǔ)貼政策面臨的問題是標(biāo)桿電價水平調(diào)整沒有完全反映成本的變化。

　　表現(xiàn)：標(biāo)桿電價水平下調(diào)幅度與成本變化之間存在差異，如陸上風(fēng)電、分布式光伏；電價調(diào)整存在緩沖期，實際電價調(diào)整滯后，如陸上風(fēng)電、集中光伏電站

　　原因：項目建設(shè)確實存在一定的周期，但目前確定的周期過長；相關(guān)政策執(zhí)行不到位加大了電價水平調(diào)整難度，影響了項目實際收益；企業(yè)和地方在和中央政府部門就電價水平調(diào)整的博弈，而前兩個原因也成了在博弈時的主要依據(jù)。

　　效果：目前的電價補(bǔ)貼政策陷入困境；電價調(diào)整節(jié)點的搶裝影響產(chǎn)業(yè)發(fā)展，造成產(chǎn)能迅速擴(kuò)張。

　　中國可再生能源店里補(bǔ)貼資金征求及需求分析：測算年補(bǔ)貼需求峰值在2021-2025年，每年在2000-2100億元；測算年度差額峰值在2020年，超過1000億元。2030年累計資金缺口1.16萬億元。

　　“十三五”可再生能源政策方向

　　保證存量項目“高質(zhì)量”運(yùn)行：嚴(yán)格落實可再生能源發(fā)電的全額保障性收購制度，加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，逐步實現(xiàn)可再生能源市場化發(fā)展。

　　保證新增項目“高質(zhì)量”發(fā)展：實施競爭性資源配置方式。引入多元化市場主體，促進(jìn)產(chǎn)業(yè)技術(shù)進(jìn)步和開發(fā)成本下降，加速降低補(bǔ)貼強(qiáng)度。

　　積極推進(jìn)電力市場建設(shè)及交易：建立優(yōu)先利用可再生能源的能源建設(shè)管理機(jī)制和運(yùn)行協(xié)調(diào)機(jī)制，實行可再生能源電力配額制，完善電力綠色證書及交易機(jī)制，促進(jìn)全國電源結(jié)構(gòu)和電力流向的優(yōu)化調(diào)整，加快推進(jìn)分布式市場化交易。

　　中國市場展望2018

　　2017年，光伏分布式實現(xiàn)爆發(fā)式增長，目前正處于一個新的周期，預(yù)計2018年全年新增規(guī)模在35GW左右。

　　地面電站受限于指標(biāo)規(guī)模，實際裝機(jī)量預(yù)計大幅度壓縮。

　　分布式將仍保持全球領(lǐng)先的新增裝機(jī)水平，但面臨實現(xiàn)平價前逐漸加強(qiáng)建設(shè)管控的壓力，預(yù)計2018年新增裝機(jī)水平將低于2017年水平

　　嚴(yán)格整治影響到行業(yè)健康有序發(fā)展的問題：發(fā)電規(guī)模遠(yuǎn)超規(guī)劃、規(guī)模管理不嚴(yán)、“先建先得”無序建設(shè)、助推補(bǔ)貼缺口持續(xù)擴(kuò)大。

　　《關(guān)于2018年光伏發(fā)電有關(guān)事項的通知》、《分布式光伏發(fā)電項目管理辦法》和《分布式光伏發(fā)電項目管理辦法》正式稿都將進(jìn)一步明晰未來幾年我國光伏發(fā)展的方向。