“十三五”光伏發(fā)電能否破局 就看這六點了
“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(xiàn)有的政策上突破，進行政策和機制創(chuàng)新。
隨著分資源區(qū)*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(xiàn)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(xiàn)為政策集中繁多，市場反響不足，雖然政策數(shù)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。
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(chǎn)業(yè)發(fā)展的重點任務。
根據(jù)光伏產(chǎn)業(yè)界預期，今后五年光伏發(fā)電成本還可實現(xiàn)大幅度下降，一是光伏產(chǎn)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，二是多晶硅流化床法等新硅料生產(chǎn)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(wǎng)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(chǎn)業(yè)技術進步和規(guī)模效益，國家從政策上（如以光伏計劃等）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(xiàn)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(chǎn)業(yè)技術快速進步情況下，電價調整步伐略滯后于光伏產(chǎn)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(xiàn)這一趨勢。
要在適度考慮煤電環(huán)境成本基礎上，實現(xiàn)光伏發(fā)電與電網(wǎng)銷售電價相當，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(chǎn)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(chǎn)業(yè)鏈都產(chǎn)生影響。
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；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(xiàn)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(jù)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。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。
從解決近期光伏發(fā)電補貼問題的措施看，先是項目獲得補貼資格的認定問題，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)*圍內，經(jīng)過正常的核準或備案、建設驗收、并網(wǎng)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。由于我國在2009年進行了增值稅機制調整，從生產(chǎn)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(xiàn)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(jù)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。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。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(wǎng)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(wǎng)的需求，盡早決策電源基地外送電網(wǎng)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)?；l(fā)展的主要原因，是各種不確定性風險的存在，導致難以形成的商業(yè)開發(fā)模式和投融資體系。
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(wǎng)；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(wǎng)，協(xié)商利益分成關系；三是將電力全額出售給電網(wǎng)，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)代款、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(shù)據(jù)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(chǎn)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)模化發(fā)展的突破點。
*，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。
第二，應鼓勵第三方投資的分布式光伏項目由電網(wǎng)公司向用戶代收電費，降低合同能源管理風險。
第三，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(chǎn)證券化，探索項目售電收費權和項目資產(chǎn)為質押的代款機制。
第四，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。
