光伏发电平价上网的路径及障碍：分布式交易一直没有很好实现

过去一年中国光伏行业发展情况如何？平价上网政策下2019年光伏行业将会怎么发展？平价上网政策下光伏行业的障碍有哪些？近日，记者就此问题专访了中国投资协会能源投资专业委员会理事王淑娟女士。王淑娟对2019年光伏发展持谨慎乐观态度，她认为，融资成本高、土地成本高、送出成本高、补贴拖欠等非技术因素成为光伏产业平价上网的障碍，这些问题将随着近日出台的《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（下简称《通知》）逐步得到解决。

（来源：中国电力企业管理 ID:zgdlqygl 作者：梁卫国）

中国光伏行业快速发展继续领先

过去一年，全社会用电量同比增长8.5%，这是2012年以来的最高增幅。“中国光伏行业也走在一条快速发展的道路上，主要技术指标继续领先世界。”王淑娟说，“这条快速发展之路主要体现在四个方面”。

首先，光伏产业的产量大幅度提升。王淑娟说:“2017年，全球54.8%的硅料，87%的硅片和69%的电池片和71%的组件都是中国生产的，2018年基本上保持这个态势。”光伏产业中，电池片、组件、多晶硅、硅片等生产企业在全球排名的前十位的企业中，中国占了绝大多数，尤其是硅片和组件环节，产量前十名的均为中国企业。

其次，光伏产品出口增长进口下降。2018年，光伏产业各环节在单价下降30%以上的情况下，出口额仍然增长10.9%，达到161.1亿美元。多晶硅环节进口18.7亿美元，同比下降21.9%。

第三，电池转换效率快速提升。在领跑者项目的推动下，最新电池转换效率快速提升，最新效率记录达到24.06%。“以1平方米组件为例，2016年的主流功率组件能发226度电，而现在的领跑者组件能发270度，提高19%”。王淑娟告诉记者。

第四，产品价格大幅度下降。在过去的10年里，光伏组件、光伏系统成本分别从30元/瓦和50元/瓦下降到目前的1.8元/瓦和4元/瓦，均下降90%以上。

“可以说，光伏行业是我国为数不多的可以同步参与国际竞争并在产业化方面取得领先地位的优势产业。”王淑娟说。

光伏“531”新政加快平价上网政策出台

谈到光伏产业的发展之路，就不能不提2018年的光伏“531”新政（《关于2018年光伏发电有关事项的通知》发改能源〔2018〕823号），这个政策与平价上网政策是什么关系呢？王淑娟认为，光伏“531”新政加速了落后产能的出清。光伏“531”新政实施以来，加快了企业洗牌，留下了真正有竞争力的企业。同时，光伏“531”新政使组件价格大幅下降，加快了《通知》出台的进程。如果没有光伏“531”新政，按照正常的发展速度，现在的成本可能不足以支撑平价上网项目落地。

从2018年全年看，硅料价格下降50%左右，电池片价格下降40%，硅片价格下降40%，组件下降30%左右，这些价格的下降主要都是2018年5月31日之后实现的。由于中国产品出现大幅度下降，应用端的项目造价降低，从而促进度电成本大幅度下降。目前，国内外已经出现大量低电价中标的光伏项目。例如2016年9月阿布扎比中标光伏项目已经达到2.42美分/瓦(折合人民币0.16元/瓦),如今这个项目已并网发电；国内领跑者项目青海省格尔木的中标电价也只有0.31元/千瓦时，低于当地的脱硫煤电标杆价。在光伏“531”政策刺激下，国内外市场更加快速地走向平价上网时代”王淑娟说。

经历了光伏“531”新政的遴选和优胜劣汰的市场考验后，2019年中国光伏产业将会是个什么样子呢？王淑娟用了“蜕变”和“回归”两个关键词来展望中国光伏的发展态势。“蜕变”是指，光伏产业由补贴依赖变为市场化运作，产业的商业模式和运作模式会有新的变化。“回归”是指，光伏回到了它本质上是电力这一属性上来。作为一种能源形式，光伏一直被当作一个被“特殊照顾的孩子”，国家给政策、给补贴，使它与其他电力能源显得有些格外不同；经过几年发展后，光伏产业将逐渐摆脱给补贴的局面，逐渐变成一种常规能源，并与煤电、水电等“同台竞争”，成为电力家族的普通一员。这一点主要体现在光伏产业的装机占比逐步提高的趋势上。仅用7年，光伏产业链的主要环节取得了突破性增长，中国光伏累计装机1吉瓦增长至130吉瓦。中电联的数据显示，截至2018年11月底，我国新增装机太阳能占比39%，太阳能累计装机占比已经达到9%。

那么，今明两年的光伏市场会有多大规模呢？王淑娟认为，2019年国内光伏市场的普通地面光伏电站项目会有9到10吉瓦的规模，村级光伏扶贫项目会有1.5吉瓦，第二批应用领跑者2.5吉瓦，第三批技术领跑者1.5吉瓦，工商业剩余指标5吉瓦。到2020年，如果成本足够低、实现平价上网，电改政策红利释放，分布式交易进一步推开，储能技术会进一步成熟，能够突破电网穿透率（系统中电场装机容量占系统总负荷的比例）的限制，到2020年装机达到50吉瓦还是有希望的。

（1）系统成本进一步下降，大工业分布式具备投资价值；更多的地面项目可实现平价上网；

（2）分布式市场化交易全面放开；

（3）储能成本进一步下降；

（4）光伏行业的人已经摸索出一套开发、投资平价上网项目的有效模式。

基于上述条件下，2020年可以实现50吉瓦以上的装机。

光伏平价上网的障碍与破解

光伏产业的发展将逐步告别靠补贴生存时代，后补贴时代的光伏行业的发展有何障碍，如何破解这些障碍？王淑娟认为，最大障碍是非技术因素，破解障碍的关键点是要向技术和非技术因素要效益。

从技术角度看，2019年高效组件、跟踪式支架、1500伏系统（把光伏系统直流侧电压提升到1500伏，系统中用到的线缆、汇流箱、逆变器等部件的耐压从1000伏提高到1500伏，利用该系统能够提升效率、降低成本）会有利于光伏产业实现平价上网。这些新技术新设备需要增加15%的成本，这个成本可由增发的25%到30%以上的电量来弥补。也就是说，平价上网可以走这样一条路子：投资小幅上升，发电量大幅度上升，从而度电成本下降。

但是技术带来的成本下降是有限的。光伏项目的总成本包括，设备费（组件、逆变器、其他电器设备），建筑工程费，其他费用，基本预备费（工程中不可预见费用，一般为2%）等。这些成本呈现逐年下降趋势。中国的光伏组件已经从30多元/瓦降到1.8元/瓦了，未来降价空间不大。王淑娟预计，2019年中国的光伏组件可能会有0.15元/瓦左右的下降空间，整个系统有0.5元/瓦左右的下降空间。

平价上网除了向技术要效益外，更重要的是向非技术成本要效益。据瑞银证券统计，目前一些项目的非技术成本高达0.5-1元/瓦，占总装机成本的10-20%。国外光伏中标电价已经低于0.2元，但是我们国内即使在技术和光照等资源最好的格尔木地区，资源水平跟国外是差不多的，因为非技术成本影响，电价也要0.3元以上。王淑娟认为，在平价上网中存在财务成本高、送出成本高、限电成本高等问题。

首先，融资成本高。国外融资成本只有2%到3%，但是我们国内部分民企融资成本高达10%。《通知》提出要靠金融产品创新来加以解决。但这涉及到银行的收益问题，光伏行业怎么落实融资问题还有待观察。

其次，土地成本较高。很多地方的土地税、耕地占用税等征收标准模糊。对于这一点，《通知》要求，对无补贴平价上网项目，要求各地在土地利用及土地相关收费方面予以支持。但地方政府支持可再生能源发展的主要动力之一是项目可以带来投资并拉动就业，此外还有土地租金收入，同时带动相关基础设施建设等。无补贴政策将压缩项目收益，禁止地方政府的附加条件，使得地方收益的空间减少。这将使无补贴政策的落实面临挑战。

再次，送出成本高。据调查，我国光伏产业70%送出的线路是由光伏企业自己建设并承担成本的；《通知》第5条明确要认真落实电网企业接网工程建设责任。《通知》将责任交给了电网公司，但电网作为一个企业，存在一个成本收回的问题。

第四，限电成本较高。虽然说2018年弃光限电明显好转，弃光率降至3%左右，但在新疆、甘肃、陕西等西部地区的弃光率仍然很高。对于此问题，《通知》指出，“如存在弃风弃光情况，将限发电量核定为可转让的优先发电计划。经核定的优先发电计划可在全国范围内参加发电权交易（转让），交易价格由市场确定。”如何确保交易成功，如何核定弃光率还需要在实践中探索。

第五，补贴拖欠严重。2018年底，全国补贴拖欠资金高达1400多亿元，不少光伏企业被拖欠数10亿元，数值甚至高于企业利润，高融资成本下，财务成本压力大。在目前补贴拖欠没有很好解决方案情况下，我们的这个补贴按照现在这种形式发展，最大额可能会到5000亿元以上。很多企业一年可能会被欠5亿~6亿，所以民营企业压力太大了。“现在很多地方出现了民营企业卖项目，国有企业买项目”的现象。这一现象也影响政策落地。

第六，光伏项目造价不同。不同类型的光伏项目造价不同也造成了平价上网的难度。目前，光伏产业的项目可分很多类型，有工商业项目、大型工商业项目、普通地面电站、农光互补电站，成本价格也从3.5元/瓦到5元/瓦不等。这就给平价上网的核算造成一定的困难。王淑娟认为，“工商业项目投资最低，定价也是最高的，所以它最容易实现平价上网”。

第七，分布式交易一直没有很好实现。这是难以大规模实现平价上网的一个重要原因。我国有较好的发电市场化交易政策，但在具体实施的时遇到了一些障碍，比如说屋顶规模大小问题，用电负荷不匹配的问题，用电稳定性的问题，业主不愿意支付电费的问题等等。《通知》明确余电上网按度电补贴0.32元/千瓦时，以上这些问题渴望通过采用分布式交易方式逐步解决。

以上这些因素成为光伏平价上网的障碍因素，需要在实践中落实各项政策的前提下，由各市场主体在探索中逐一解决。随着国家推进光伏发电无补贴平价上网的有关要求和支持政策的落地，光伏发电的市场竞争力将会提升，可再生能源将迎来更高质量发展。

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本文刊载于《中国电力企业管理》2019年01期，作者系本刊记者。