本文根据国家发改委能源研究所研究员时璟丽在中国光伏行业协会2016年总结与2017年展望会议上的发言实录整理而成，如有不妥，欢迎联系。时璟丽研究员曾多次参与中国光伏、风电上网电价制定讨论及绿色电力证书体系等各种新能源政策的出台过程，对中国光伏、风电等行业的发展有深刻的见解。

2016年市场

新增装机创造历史记录，布局转移显现

@3454万千瓦，占比29%，累计装机7742万千瓦，占比4.7%；

@发电量662亿千瓦时年增速69%，占比1.1%

弃光限电范围有所扩大

分布式光伏稳步增长，且下半年增量显著

光伏发电成本和电价水平显著降低

发展面临的突出问题

光伏发电总体

@发电成本下降，电价和补贴水平下降的趋势：这一个趋势在十三五期间还要继续的延续跟显现

@补贴资金存在缺口且将持续扩大，2016年底累计补贴资金缺口约600亿元

@非技术成本

西部地区集中式和分布式电站

@限电范围扩大：2016年弃光电量74亿千瓦时，集中在西北五省区和蒙西。。基本上往西是7%，其他的西北五个省区弃光限电的比例都是从5%到31%，每一个省市是不一样的水平

@规范开发

东中部地区集中式和分布式电站

@规范开发和土地使用

分布式光伏

@合适项目、商业模式、融资等新业态问题

@电改形势下如何发展

可再生能源电价补贴资金需求测算（资料来源：ERI/CNREC，2016.03）

当前电价政策和水平

大型地面电站+分布式光伏电站

@下调前电价：0.80，0.90，0.98元/千瓦时

@下调后电价：0.65，0.75，0.85元/千瓦时（2017年1月1日后纳入财政补贴年度规模管理及2017年前备案并纳入以前年份财政补贴规模管理但于2017年6月30日前未投运的）

分布式光伏：在两种模式中选择

@自发自用、余量上网模式：全部电价补贴0.42元/千瓦时

@全额上网模式：光伏标杆电价（与集中电站电价和补贴发放管理模式完全一致）

@两种模式在项目投运时任选其一，其后可以单向调整（余量上网转向全额上网）一次

分布式光伏受电价政策调整影响

虽然补贴水平未调整，余量上网模式分布式光伏实际收益水平下降，且对新老项目影响一致

@自发自用、余量上网模式下，收益减少约0.05-0.07元/千瓦时；促使既往分布式光伏项目倾向于选择标杆电价模式

@2017年分布式光伏补贴不调，而光伏电站标杆电价下降0.13-0.15元/千瓦时，余量上网模式投资回报率相对高于全额上网模式，激励分布式光伏发展，尤其激励分布式光伏在电价模式中可能倾向于选择自发自用、余量上网模式

分布式光伏发电不同模式下收益差异（来源：ERI/CNREC）

上图是2017年的光伏标杆电价，浅蓝色是2016年的光伏标杆定价，黄色是燃煤+0.42元的补贴。如果说从2013年确定分布式光伏电站政策补贴的角度上，当时设计角度上就是希望黄颜色的线要略低于光伏标杆定价的水平，低一点点不要低太多。如果跟2016年比的话，低的太多结果就是什么呢？无论是地面电站，还是真正的分布式光伏全都卖给电网，直接拿标杆电价。

但是2017年降到深蓝色这样一个水平之后，对于部分的省区黄色略低于蓝色，对于有一些省区它形成了倒挂的情况，也就是说黄色反而更高，这样的话就会有一些项目或者是地方就会把实际上是百分之百的全额上网这样一个电站也会作为余量，就是说电站的自发自用为0%，百分之百是余量上网，我也采用燃煤标杆电价+0.42元的模式，所以从做研究的角度来说，光伏标杆电价跟其他电价分布式光伏度电补贴之间应该存在比较合适的比较关系。

最终结果是标杆电价降的比较多分布式没有降，现在确实可以看出来，对于分布式来说的话，从经济激励政策上面的话，应该说2017年调整之后，这政策的激励动作是比较大的。

分布式光伏发电补贴下一步的部分建议

按照用户类型区分调整补贴额度

@适时调整，尤其是实施电力交易地区

@结合其他机制实施调整补贴方式和额度

@结合输配电改革和发售电放开，推进分布式转供电，需要创新电网服务费用政策

分布式光伏尤其是建筑屋顶的分布式光伏，在前期推广了之后，下一阶段在十三五阶段可能是重点推广的这样一个领域，也是主要的分布式光伏的建筑应用这样一个市场。

北京案例分析

@按照70%发电效率，初始投资7500元/千瓦时，则电价需求为0.90元/千瓦时

@一般工商业用户

——如果其自发自用比例超过90%，考虑光伏发电替代电量执行平峰和高峰电价，则已经达到销售侧平价，不需要补贴

——如果自发自用比例为50%，则度电补贴需求为0.42元/千瓦时，刚好与目前的补贴标准一致，实际收益为0.90元/千瓦时

@适用民用电价的居民建筑、学校、医院等电力用户

——如果自发自用比例达到100%，则度电补贴需求为0.42元/千瓦时，刚好与目前的补贴标准一致，实际收益为0.90元/千瓦时

——实际上，这些用户光伏发电系统出力与用电需求在时间上的一致性差，自发自用比例达到50%的难度都很大，即使执行自发自用比例为50%，度电补贴需求为0.48元/千瓦时，超过现行政策下的补贴标准，按照现行度电补贴标准，实际收益为0.84元/千瓦时

——如果全部电量输送到电网，选择“全额上网”模式，实际收益为0.88元/千瓦时（2016年）、0.75元/千瓦时（2017年），选择“燃煤标杆+度电补贴”模式，实际收益为0.77元/千瓦时

由以上案例可以看出，对于民用的分布式光伏，补贴强度还是欠缺了一些。

标杆电价方向

发改价格【2016】2729文件

@2020年光伏发电销售侧评价目标要求

@太阳能规划中提出光伏发电电价2020年在2015年基础上降低50%以上，在用户侧实现平价上网

@招标定价：2016年已经开始实施

——国家项目招标降幅显著

——地方项目招标降幅有限

——今后主要发挥作用

@标杆电价暂定每年调整一次，招标电价水平的变化是基础

国家能源局颁布的太阳能十三五规划中提出，光伏发电电价2020要在2015年基础上降低50%以上，这一个约束实际上提出了一个很高的目标。因为2015年我们的电价9毛钱到1块钱，意味着到2020年电价的目标水平是降到5毛钱，这对我们行业提出来一个很高的要求和一个挑战。

光伏发电成本预期和相应电价需求

光伏发电电价需求预期（资料来源：风电、光伏发电平价路线图，ERI/CNREC，2016.03）

上图是国家发改委能源研究所2016年做的风电光伏发电平价路线图。现在看来的话，包括系统投资的成本、组件的成本，都是略微做的保守一点。在这样一个情况之下呢，我们在去年的时候，预期就是说光伏发电电价的需求，三类地区可以达到6毛1到8毛3之间，2020年电价需求可以达到4毛8和6毛7之间，与刚才提到十三五低50%电价的目标相比的话，仍然是略高了一些。

之前在做相应的研究和测算中，一二三类基本上是按照1000小时和1500小时做的相应的测算，但是2016年年底的分省区光伏发电具体的数据就出来了。我们把每一个省区的发电小时数也做了一个相应的统计，当然这基础数据来自于三家的电网公司。

即使把弃光限电的比例给折回去之后，后来发现大部分省份，也就是将将达到三类地区一千左右，一类地区就是1450、1500小时，就是说即使把限电考虑进去之后，这小时数实际上并不是很高，而我们原来测算的时候，基本上按照十年当地的辐射量的数据，再考虑光伏发电系统80%这样一个效率。但是大家知道我们现在很多像光伏领跑者项目，提出来效率值是远远高于80%，并且对于新建项目来说的话，组件衰减率前几年应该是高发的这样一个阶段。

所以的话我觉得就是说原来我们做的时候基本上都是按照资源和一个平均的成本以及相应的效率这样一个情况。下一步的话可能就需要更细一些，把它每年典型的做的更细。因为确确实实现在就出来了很多的倒逼我们光伏电站效率，以及成本，确实存在着相应对不上这样的一些情况。

光伏发电电价需求预期（资料来源：可再生能源电价补贴政策研究，ERI/CNREC，2016.10）

电价政策调整难点和面临的挑战

电价水平调整难以及时反映可再生能源发电成本变化

电价水平调整的幅度大、频次低导致可再生能源发电市场的大幅度波动，不利于产业持续良性发展

2017年中将在此降低电价和补贴，国内光伏市场可能重新复制2016年情况，新增装机规模可能超过2500万千瓦，产品价格也可能在不同时间段梯度明显

相关政策执行不到位加大了电价水平调整难度，影响了可再生能源项目实际收益（非技术性成本）

限电问题（集中开发地区）

补贴延迟（全部）

土地政策（集中和分布式电站）

金融环境（分布式表现明显）

税收政策（增值税即征即退政策延期到2018年）

地方不规范收费/企业间转让项目费用

电价政策调整难点和面临的挑战

电力体制改革与电价机制调整

输配电价改革

@风电、太阳能发电等可再生能源可以利用边际成本低的特点，在发电侧竞价上网、发电用电直接交易、电力跨区交易等各类竞争性电力市场中处于优势地位

@从中长远期可再生能源更大规模发展角度，可再生能源资源条件好的地区主要是西部地区和“三北”地区，而这些地区由于地域广大、用电量相对较低、需要交叉补贴高，成为输配电价改革的难点，推进进程和实际效果在近期存在较大的难度和一定的不确定性。

计划电量机制改革

@煤电计划电量机制改革与煤电标杆电价改革直接相关

@近期：煤电计划电量机制是可再生能源消纳进而影响其电价水平降低的主要机制障碍

@近期不得已措施：变相的可再生能源计划电量——全额保障性收购

放开发电和用电电价，由市场形成电价

@如果仍维持现有可再生能源标杆电价制度，则将降低可再生能源发展基金和补贴基金的使用效率。从操作层面上，对可再生能源电价补贴都需要分项目分时进行详细核算，执行操作难度增大。

直接交易机制

@近期一些地方试点方案的实质是将部分可再生能源补贴资金变相流转到高耗能的电力大用户或煤电企业，与支持可再生能源发展的理念和机制相悖。在建立较为完善的电力市场后，直接交易机制是可行的，但也需要与可再生能源定额补贴机制相配合。

电价政策方向

@风电光伏电价水平持续下降，2015年底电价政策中增加的原则：风光随发展规模调整电价水平（风光）

@全额保障性收购制度实施后，电价政策和机制调整（风光）

@输配电改革后，固定标杆电价如何结合市场化实施，逐步转为度电补贴或市场溢价（可再生能源电力）

@绿色证书实施后，电价政策和机制调整（可再生能源电力），降低补贴资金总需求

@引入招标机制：光伏先行

@地方经济激励政策的作用

定额补贴机制初步研究

与标杆电价差价补贴比较

@定额补贴实现了与煤电电价脱钩，煤电标杆电价调整的影响将不会影响可再生能源度电补贴标准，同时电力市场竞价形成的短期电价也不会影响度电补贴标准，但长期看电力市场竞价水平会影响度电补贴标准的确定

@定额补贴的标准既可以部分反映可再生能源的外部效益（或者是化石能源的外部成本来确定），也可以依据可再生能源成本变化和满足覆盖其成本加合理收益的实际补贴需求来确定

@可以考虑同时解决可再生能源发展基金补贴带税问题

@都可与招标机制结合实施，即招标电价补贴，但增大发电和投资企业风险

目的和原则建议

@市场为主体。定额补贴机制最主要的目的是促使进入成熟稳步发展阶段的可再生能源逐步融入电力市场，其设计要与电力市场化相匹配

@反映技术变革和市场成熟度。可再生能源的成本加上合理利润仍是确定可再生能源补贴需求和水平的根本，此外与电力市场中其他电源之间的合理比价关系也需要考虑，以建立符合市场竞争原则的价格补贴机制

方式和路径建议

@分类实施。以技术和市场相对成熟的可再生能源先期实施机制变革

@考虑存量项目政策之间的衔接

@试点先行。在输配电改革和电力市场化交易先行的部分省（市、区），先期确定定额补贴标准和实施定额补贴政策

@补贴标准调整。目前煤电标杆电价处于低位水平。无论对于存量项目还是增量项目，如果按照目前差价补贴标准确定定额补贴标准，可实现政策之间衔接过度，但其后在其他条件变化后（如煤电标杆电价或市场竞价形成的平均上网电价发生变化，实施可再生能源绿色证书交易机制等），定额补贴标准必须及时调整，需要建立短周期评估和调整机制

增量项目定额补贴确定方式建议

@考虑不同可再生能源技术在不同发展阶段的成本、发展定位和发展时空布局需求，再考虑各省（市、区）可再生能源资源条件、电力市场特点和市场形成价格水平，确定合适的定额补贴标准

@定额补贴标准需要定期调整。如果调整水平适用于定额补贴机制改革后所有增量项目，并且定额补贴标准每次调整后，也适用于所有增量项目，可再生能源发电企业在项目决策时既需要考虑电力市场形成的价格变化，也需要预期定额补贴标准调整变化对项目经济性的影响

存量项目定额补贴确定方式建议

@两种机制对于存量项目的无缝衔接

——按照可再生能源发电项目投运时间段确定的标杆电价，减去机制调整时间点本地区的煤电环保标杆电价，作为该时间段可再生能源发电项目的定额补贴标准

——当电力市场交易电价变化较大（在电力市场化地区）或者煤电标杆电价变化较大时，需要对定额补贴水平进行调整，建议按照全国统一或者分大区的方式进行相应的评估，并确定定额补贴的统一变化幅度

——一些特殊情况（如水电大省）需要考虑（无论是存量还是增量）

@按照可再生能源资源分区确定相对统一的度电补贴标准

——按照各省（市、区）可再生能源资源条件以及现行资源分区，考虑各大区电力市场供需和价格情况，以两种机制变革后平均收益率基本不变、区内差异较小为原则，确定各区内相对统一的度电补贴标准

——当电力市场交易电价变化较大（在电力市场化地区）或者煤电标杆电价变化较大时，需要对定额补贴水平进行调整，建议按照全国统一或者分资源区的方式进行相应的评估，并确定定额补贴的统一变化幅度

绿色证书机制

@2017年1月颁布《试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》

@2017年试行资源认购

@2018年适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易

@进入补助目录的光伏电站和陆上风电项目可以获得绿证，不含分布式光伏

@绿证价格不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴

@以资源认购建立体系，为绿色证书强制约束交易建立基础

——强制约束的承担主体、约束量

@自愿认购，能够降低相应部分的电价补贴，即对可再生能源发展基金的需求

@强制约束

——研究测算，两种假设方案条件下2020年强制绿证市场价格需要达到0.08-0.1元/千瓦时

绿证的价格按照目前的政策是高于对应附加资金的补贴，推出绿证应该说是以资源认购作为先期来退出，最主要的目的是为了先建立体系，为绿色证书一个强制约束交易来建立基础，当然强制约束的主体，约束的指标约束量现在还没有完全确定，比如到底以售电还是以电源发电企业来作为主体，目前几种的方案仍在讨论中。

效果上来看，资源认购能够降低相应部分的电价补贴，也就说多少绿证的资金投入进来，可再生能源发展基金资金的需求，都可以相应的降低。当然我们也觉得虽然有很多企业，可能有很强的意愿进行资源认购，但是资源认购的阶段，可能能够被认购的电量以及相应的资金相对于我们整个的可再生能源发电量以及资金需求应该是一个很小的，所以的话真解决我们刚才提到补贴资金的缺口，以及未来越来越增加的补贴需求，可以成为一个有效的措施，我们也做了一个相应的预算，一种是通过绿色证书强制约束机制到2020年主要的省市区实行平价。再有就是利用绿色证书的价格能够使2020年当年我们可再生能源电价补贴资金的需求与可再生能源现在1分9的水平，能够完全的相应持平不存在缺口，在这两种假设方案之下，2020年绿色证书市场价格是要达到8分钱和1毛钱，如果是电源侧的实施，差不多1.1分钱，如果是在电网试制销售侧费用增加0.8到1.1分钱。这是一个很简单的测算，当然这一块我们觉得可以作为未来解决可再生能源的补贴资金的问题，保证可再生能源长期发展的有效经济措施和路径。