从“费用分摊”政策看光伏发电上网电价下调的必要性

■ 孟宪淦

总量目标是《可再生能源法》的核心内容。它是政府采取措施，保证市场在一定时间内形成一定规模的依据，从而为依靠市场机制实现商品化生产打下基础。

由于可再生能源存在成本高、风险大等问题，《可再生能源法》制定出“分类电价，费用分摊”的政策。国家征收可再生能源电力附加，用于支付可再生能源发电及相关接网的补贴费用。

2006年初，国家发展和改革委员会曾组织专家对费用分摊制进行了详细的测算。根据当时的《可再生能源中长期发展规划》，估算到2010年前需要的电力附加额度不超过0.2分/kWh；预计在2013年前后达到最高，为0.25分/kWh；2020年随着可再生能源成本下降，电力附加额度可下降到0.15分/kWh左右。

实际上，由于可再生能源发展规模大幅超过预期，虽然补贴额度不断扩大，但还是存在巨大缺口。

以光伏发电为例，“十二五”规划的目标最初为300万kW，后来增加到500万kW、1000万kW、1500万kW。到2013年《可再生能源发展“十二五”规划》正式出台，定为2100万kW，却又调到3500万kW，实际上完成4300万kW。

“十三五”规划亦是如此。规划的目标为10500万kW，到2017年7月光伏发电装机为11234万kW，仅用了一年半的时间就提前完成了“十三五”规划目标。

2006年，国家征收可再生能源电价附加的额度为0.1分/kWh，以后调到0.2分/kWh、0.4分/kWh、0.8分/kWh、1.5分/kWh，到2016年的1.9分/kWh，但仍不够用。

2009年征收电力附加60亿，实际支出73亿，缺口13亿。2010年缺口为20亿，由专项资金解决。2011年全年征收110亿，仅够支付2010年10月～2011年4月的项目。2011年5 ～12月需求的补贴资金为139亿，缺口为125亿。

2012年情况较好，当年清算资金缺口为0.9亿。原因是2012年可再生能源电价附加调整为国家可再生能源发展基金，按照新的管理方式确定补助资金的管理制度。

2013年8月，国家发展和改革委员会公布了光伏发电固定上网电价，光伏发电装机和发电量猛增，补贴缺口逐渐扩大。2015年缺口为300亿，2016年缺口为520亿，预计2017年缺口约800亿。

光伏发电在可再生能源中价格最高。2007年9月竣工的上海前卫村光伏电站核准的上网电价为6.42元/kWh，2008年上海崇明、内蒙古鄂尔多斯、西藏羊八井的光伏电站上网电价为4元/kWh；2009年第一次光伏发电特许权招标，敦煌电站中标电价为1.09元/kWh；2010年4月，宁夏太阳山等4个电站核准电价为1.15元/kWh；2010年8月，第二批特许权招标，中标电价为0.7288～0.9907元/kWh。到2013年，全国光伏电站标杆上网电价为0.90、0.95、1.00元 /kWh，2016年下调为 0.80、0.88、0.98元 /kWh，2017年再次下调为0.65、0.75、0.85元/kWh，而2018年光伏电站标杆上网电价调整为0.55、0.65、0.75 元 /kWh。

2013年以前，我国光伏发电的规模较小，补贴金额也较少。2010年10月前投产的可再生能源发电项目光伏发电只有55.9 MW，占全部容量的0.2%；补贴金额为7.91亿，占全部资金的4%。2011年光伏发电补贴缺口为4.8亿，占总资金缺口的3.7%。2012～2013年财政部公布了四批可再生能源电价附加补助目录，光伏发电总容量达327万kW，补贴资金为37.8亿元，占总拨付资金的15.7%。2014年，光伏发电新增装机1060万kW，2015年新增装机1513万kW，2016年新增装机3423万kW，2017年新增装机5000万kW。

到2017年11月底，我国光伏发电装机已达12579万kW，发电量1069亿kWh。

2015年，我国光伏发电392亿kWh，需补贴资金约200亿，缺口约100亿。

2017年我国光伏发电量已突破千亿kWh，若按2017年光伏发电上网电价，每kWh补贴约0.35元，则需补贴350亿元以上；如果再加上风力发电、生物质能发电等补贴，总额可达1000亿元，而且连续补贴20年。

补贴缺口造成补贴拖欠。2012年公布了第三批可再生能源电价附加补助目录，2013、2014、2016年公布了第四、五、六批补助目录，2017年公布的第七批补助目录也只补助到2016年3月底并网的项目。很多光伏发电企业难以及时领到补贴，增加了产业链资金成本。特别是光伏企业以民营居多，融资能力较弱，长期拖欠补助，将对光伏产业健康可持续发展产生影响。

补贴拖欠的原因是，可再生能源电价附加应收尽收的难度较大，实际征收率为85%左右。缺口主要是自备电厂的电价附加资金要上交财政部，有关部门可能积极性不高。

另外，提高可再生能源电价附加征收额度可能性不大。原因是，最近几年为了进一步减轻企业负担、激发经济活力，国家的政策是减税降费，取消、停征一批收费基金项目等。

综上所述，为了解决补贴拖欠问题，最主要的措施是实现可再生能源由规模化向市场化过渡。

《可再生能源发展“十三五”规划》提出两个转变：由规模扩张型向质量效益型转变；由高补贴依赖模式向低补贴竞争模式转变。

2017年底，国家发改委、能源局出台了一系列重要政策：

1)《解决弃水、弃风、弃光问题的实施方案》明确提出，要实施非水可再生能源发电配额强制考核办法和适时启动绿色电力强制约束交易。2020年全国范围内有效解决弃水、弃风、弃光问题。

2)《关于全面深化价格机制改革的意见》明确提出，2020年光伏发电上网电价与电网销售电价相当。

3)《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》提出直接交易、委托电网企业代售、电网企业收购电量等3种交易方式。

这几个重要文件的实质是政策和市场共同发力，推动可再生能源发电过渡到依靠市场机制实行商品化生产。为此，2018年光伏发电上网电价下调就成为必然的事情。

光伏发电上网电价下调后，企业经营仍能保证合理的成本加合理的利润。1976年，我国光伏组件年产仅0.5 kW，组件成本为400元/Wp；2005年光伏组件成本在30～35元/Wp，系统造价60元左右；而2017年，领先企业组件生产成本降至2元/Wp以下，系统投资成本为5元/Wp左右。据报道，最近几年，美国、阿联酋、墨西哥、印度等国光伏发电招标上网电价屡创新低，从5.79、4.52、2.99美分/kWh降至最近的1.79美分/kWh(折合人民币约为0.12元/kWh)。

我国是世界上光伏发电制造业规模最大、总装机量最大、发电量最高的国家，不断降低光伏发电的成本是我们义不容辞的责任。光伏发电上网电价下调会引导企业更加依靠科技进步和科学管理开拓市场。