光伏“新政”在出臺 進入精細化發展新階段

讓光伏行業在一季度焦灼等待的“新政”，終于在4月上旬連續發布的多份文件中找到答案。4月12日，國家能源局發布《關于報送2019年度風電、光伏發電平價上網項目名單的通知》;而前兩天《關于推進風電、光伏發電無補貼平價上網項目建設的工作方案(征求意見稿)》才剛發布——推進平價上網文件接踵而至，表明相關部門加快推動平價項目上報和建設進程的決心。

中國光伏行業協會副秘書長劉譯陽告訴第一財經，在宏觀政策引導下，中國的光伏產業將由粗放式發展轉向精細化發展的新階段，由拼規模、拼速度、拼價格轉向拼質量、拼技術、拼效益轉變的新階段。在新的形勢下，中國光伏產業將會進一步加強技術創新，加快提質、降本、增效的步伐，以求盡快地實現全面平價上網。

平價上網趨勢日顯

隨著光伏發電技術的進步和產業規模的持續擴大，光伏建設成本和發電成本不斷下降，光伏平價上網成為可能。

發電成本方面，水電水利規劃設計總院副院長易躍春近日表示，自2011年起出臺標桿電價、2013年起出臺分區標桿電價以來，平均電價水平逐年降低。2015年啟動領跑基地建設后，第二批、第三批光伏領跑基地項目通過競爭產生的上網電價，比當時光伏上網標桿電價平均低0.21元/千瓦時和0.24元/千瓦時，其中第三批基地中青海格爾木基地項目最低入選電價0.31元/千瓦時，已低于當地燃煤標桿電價。

建設成本方面，2018年第四季度，新建光伏系統的建設成本已降至5元/瓦以下。

易躍春認為，光伏平價上網在我國部分地區具備條件。全國能夠實現平價上網的地方，現階段主要集中在資源和建設條件較好、消納保障條件較好、當地燃煤標桿電價相對較高的地區。

劉譯陽表示，由于產品價格和投資成本的快速下降，我國光伏發電的競爭力得以進一步提升。2018年，“5·31”新政之后，國內新增裝機仍能保持一定規模。

2018年，國家能源局會同有關部門對光伏產業發展政策及時進行了優化調整，全年光伏發電新增裝機4426萬千瓦，僅次于2017年新增裝機，為歷史第二高。其中，集中式電站和分布式光伏分別新增2330萬千瓦和2096萬千瓦，發展布局進一步優化。到12月底，全國光伏發電裝機達到1.74億千瓦，其中，集中式電站12384萬千瓦，分布式光伏5061萬千瓦。

李創軍強調，2018年，全國光伏發電量1775億千瓦時，同比增長50%。平均利用小時數1115小時，同比增加37小時;光伏發電平均利用小時數較高的地區中，蒙西1617小時、蒙東1523小時、青海1460小時、四川1439小時。

李創軍指出，2018年，全國光伏發電棄光電量同比減少18億千瓦時，棄光率同比下降2.8個百分點，實現棄光電量和棄光率“雙降”。棄光主要集中在新疆和甘肅，其中，新疆(不含兵團)棄光電量21.4億千瓦時，棄光率16%，同比下降6個百分點;甘肅棄光電量10.3億千瓦時，棄光率10%，同比下降10個百分點。

光伏行業補貼缺口大超過600億元

光伏平價上網在提升光伏發電競爭力的同時，可有效促進度電補貼的下降，緩解補貼資金收支缺口。

因廣受國家補貼，光伏產業受到“巨嬰癥”的指責，國家財政面臨較大壓力。中國光伏行業協會統計數據顯示，2018年，我國可再生能源補貼缺口超過1400億元，其中光伏行業缺口超過600億元。

為何會產生巨額補貼缺口?一方面是收入不足。可再生能源電價附加作為可再生能源補貼的唯一來源，自2016年可再生能源電價附加調整到1.9分/千瓦時之后，再未做調整;部分自備電廠拖欠繳納可再生能源電價附加。

另一方面是支出超出預期。2018年，全國光伏發電裝機達到174.5GW，提前完成可再生能源“十三五”規劃提出的底線目標。其中，集中式電站123.84GW，分布式光伏50.61GW。光伏發電補貼強度較高，補貼需求增大。

多位接受第一財經記者采訪的業內專家認為，對于已經頒布的政策還需承擔履約責任，補貼資金應該及時到位。否則會動搖市場對綠色發展的決心，引發行業發展危機。

借鑒可再生能源發展較好的國家，可再生能源發展到一定階段，補貼逐步退坡是大勢所趨。德國在2010年至2012年期間光伏裝機量急速增長。一方面政府提高了可再生能源附加稅，電力消費者買單;另一方面政府調低了補貼。

業內人士認為，可再生能源補貼逐步退坡，最終實現平價上網，更加符合新一輪電改的方向。通過實行競價上網，可以突出風電、光伏變動成本低的優勢，在風大和光照充足的區域，風電和光伏可以報極低的價格來獲取發電權，這將在一定程度上降低棄風棄光率，同時降低整體電力市場交易價格，使得電力系統獲得既便宜又清潔的電力。而補貼退坡也不能“一刀切”“斷崖式”，應設計合理退坡機制，以確保發電企業和相關裝備制造業持續健康發展，避免大起大落。

2019年1月，財政部在“關于可再生能源發電補貼政策”座談會上表達的思路是，先保證補貼的年度收支平衡，再考慮累計缺口如何應對。

按照有關規定，可再生能源電價附加由電網企業向電力用戶代征，并向有關可再生能源發電企業發放。

國家電網公司財務部相關負責人對第一財經記者表示，征收方面，可再生能源電價附加隨終端售電量收取，收取標準為1.9分/千瓦時，國家電網公司所屬各級電網企業按月將收取的可再生能源補貼上繳中央財政。目前，電網企業直供用戶全都按時繳納了可再生能源電價附加，但部分自備電廠自發自用電量、地方電網售電量，有的不通過電網企業上繳，情況不太清楚。

發放方面，電網企業統計納入可再生能源補助目錄項目的補貼電量、補貼金額，提前向財政部申請補貼資金，今年3月初，它們已經向財政部申請了全年的可再生能源補助資金。財政部補貼資金將直接撥到各省電網企業，電網企業在收到錢的結算周期將補貼撥付至各項目。今年，財政部正在研究將補助資金直接撥付至各可再生能源發電項目，電網企業將積極配合做好工作。

新能源消納“天花板”仍存

可再生能源利用率在2018年顯著提升，棄水、棄風、棄光狀況明顯緩解。2018年，全國光伏發電量1775億千瓦時，同比增長50%。棄光電量54.9億千瓦時，全國平均棄光率3%，同比下降2.8個百分點。

但值得關注的是，部分地區光伏等新能源發電消納形勢依然嚴峻。目前棄光主要集中在新疆和甘肅地區，其中，新疆(不含兵團)棄光電量21.4億千瓦時，棄光率16%，同比下降6個百分點;甘肅棄光電量10.3億千瓦時，棄光率10%，同比下降10個百分點。

業內人士認為，新疆、甘肅新能源消納主要面臨以下問題：本地負荷低于新能源裝機容量，電力供大于求;系統靈活性不足,自備電廠參與系統調峰不夠;外送通道容量受限。此外，部分地區未嚴格執行國家全額保障性收購政策，制定了低于國家規定的新能源保障小時數，影響企業收益。

由于光伏具有隨機性與波動性的特點，傳統模式難以滿足清潔能源大規模接入后的消納需求。國家電網國調中心相關負責人對第一財經表示，需以“全國一盤棋”的思路來促進清潔能源跨區消納。

具體來說，以“全國一盤棋”的思路來加強清潔能源發展科學規劃研究，統籌源-網-荷協調發展，統籌大規模清潔能源發展、消納問題，推動電源和電網、清潔能源與其他電源統一規劃、統一平衡，促進清潔能源健康可持續發展;加快推進特高壓工程建設，確保具備“全國一盤棋”的電網基礎。通過特高壓跨區工程來擴大清潔能源資源配置范圍，促進清潔能源消納;構建全國統一電力市場，加大清潔能源跨省跨區交易規模。通過市場手段拓展清潔能源消納空間

展望2019年，劉譯陽表示，盡管新的補貼政策尚未出臺，但是“穩中求進”的發展思路已經確定，中國仍將會保持一定的光伏市場體量。全球市場上，預計光伏裝機仍將保持持續向上的發展態勢。中、美、印等主要市場需求保持平穩;歐洲市場老樹新芽，可能會出現較大幅度增長;新興市場正在快速崛起，越來越多的國家將進入到GW級市場的行列。