注：如果考虑I类、II类限电造成利用小时数低于全额保障性收购小时数5%和降低III类地区利用小时数测算标准至1000，则2018年电价需求水平为0.53元/千瓦时、0.61元/千瓦时、0.75元/千瓦时

　　近年来，我国光伏发电等可再生能源产业快速发展，成为实现国家2015年非化石能源在一次能源消费中占比11.4%目标的重要力量，也为2020年和2030年非化石能源占比15%和20%的目标达成打下了坚实基础，为推动能源革命、推进生态文明建设、增强气候变化问题国际话语权做出了重要贡献。但随着产业的发展，可再生能源电价补贴资金需求也在迅速增加，可再生能源发电补贴资金缺口呈现持续扩大趋势，亟需通过有效的政策措施降低可再生能源发电成本，加快推进降低补贴、与常规能源电力平价的进程。

 

　　1近年来光伏发电度电补贴水平

 

　　实现了大幅度下降

 

　　随着光伏发电技术进步、产业升级、市场规模迅速扩大，光伏发电成本在全球范围内持续下降，根据国际能源署（IEA）、国际可再生能源署（IRENA）等国际机构分析，2010年—2015年光伏发电平准化成本降低了约60%，其中我国国内光伏市场的迅速增加从而带来的国内光伏产业发展起到了关键性的作用。从技术水平看，2015年确定的光伏产品技术指标中，多晶硅和单晶硅组件市场准入门槛效率为不低于15%和16%，2018年不低于16%和16.8%，年均增加约0.3个百分点；2015年光伏领跑者标准为16.5%和17%，2017年征求意见文件中提出的效率为17%和18%，年均增加约0.3个百分点。光伏发电投资、发电成本和电价也实现了大幅度下降，初始投资从2010年的约20元/瓦，降到2015年的8元—9元/瓦，再到2017年的6元—7元/瓦，光伏发电标杆电价从2011年的1.15元/千瓦时，降到2014年的0.9元—1.0元/千瓦时，再到2017年0.65元—0.85元/千瓦时。2016年光伏领跑技术基地最低中标电价达到0.45元/千瓦时，中标电价水平普遍低于当年光伏标杆电价15%—35%。

 

　　2技术进步推动光伏发电成本下降潜力大

 

　　根据对光伏产业发展分析预期，仅考虑目前可预见的晶硅光伏电池的技术进步和产业发展，在近中期光伏发电成本仍具有较大的下降潜力。光伏电池组件成本下降关键环节主要在以下四个方面：一是组件转换效率提升，预计“十三五”期间，晶硅光伏组件每年可保持0.2—0.5个百分点的绝对效率提升；二是硅利用率的改善，如多线切割技术进步将使硅片厚度从2015年的140微米降到120微米左右，金刚石线切割在2020年可使硅片厚度达到100微米左右，2020年金刚石线切割预期有望占单晶硅和多晶硅切割市场80%和20%的份额；三是硅料成本和价格下降，新的硅料生产技术如多晶硅流化床（FBR）法具有低成本优势，可达到10美元/千克的成本，预期2020年可占30%—40%的市场份额，总体上2015年—2020年间颗粒硅成本下降率超过40%（协鑫预期）；四是其他多个工艺环节技术进步，如降低银用量、改善铸锭炉尺寸、细化栅线改进丝网印刷技术等。根据国内外机构和对国内龙头企业调研，预期2018年、2020年晶硅组件价格分别降到2.5元/瓦和2.1元/瓦，2020年后由于组件效率的提升，还有一定的成本下降空间，组件价格有望达到2元/瓦以内。

 

　　此外，光伏发电逆变器系统向智能化过渡，组串式与集中式逆变器将共存，组串式逆变器价格有望从2017年0.35元/瓦降到2020年的0.20元/瓦，集中式逆变器有望从2017年0.25元/瓦降到2020年的0.10元—0.15元/瓦。光伏电站通信和监控系统逐渐由卖产品向卖服务转型，预计2017年—2020年通信和监控的初始投资费用可下降0.2元—0.3元/瓦，其它设备如接线盒、汇流箱等设备及线路连接的成本随着电子技术的提高和材料的改进，预期降幅在0.1元/瓦左右。运维系统将在应用的直观性和便捷性方面、数据采集和分析的精确性和时效性方面以及远程维护管理等方面有更多的提升和发展，成本也将有一定程度下降。

 

　　综上，通过研究预期通过产业的进步和升级，2018年、2020年、2023年光伏发电单位千瓦投资分别降低到6.0元/瓦、5.3元/瓦、4.0元/瓦，即使按照现有政策条件，达到表1中所列的测算用年等效利用小时数，2020年集中光伏电站电价可以达到0.46元—0.63元/千瓦时。

 

　　3光伏发电平价上网和补贴退坡面临的挑战

 

　　2016年底，能源、电力、可再生能源、风电、太阳能等国家“十三五”发展规划相继颁布，明确提出了降低光伏发电成本、实现平价上网的目标：到2020年光伏项目电价可与电网销售电价相当。在太阳能发展规划中，更提出了量化的电价目标，2020年光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，这也意味着如果延续现有的标杆电价政策，届时光伏发电标杆电价在I类地区不超过0.45元/千瓦时，在III类地区不超过0.5元/千瓦时。这一目标对于III类地区挑战很大，意味着维持现有政策不变2020年就需要将初始投资降低到4元/瓦左右，对于I、II类地区，如果考虑届时仍存在5%—10%比例的限电，则初始投资也不能超过4.5元/瓦。

 

　　表1中电价水平测算是单纯考虑光伏发电技术进步情况，实际上光伏发电补贴退坡直至完全退出还面临诸多挑战，从既往光伏发电成本变化和电价调整看，存在电价水平降低滞后于成本下降的情况，主要原因是部分相关政策执行不到位严重影响了项目经济性和实际收益，加上煤电电价持续低位等均拖慢了光伏发电实现平价的步伐。

 

　　一是煤电电价问题。虽然2017年7月初各地方不同程度地提升了煤电标杆电价（一般为每千瓦时1分多），但由于2014年—2016年的几次调整（各地区煤电标杆电价下降了0.05元—0.07元/千瓦时），煤电标杆电价仍处于较低位状态，全国算数平均值约0.38元/千瓦时。更重要的是，电力体制改革放开发电电价和推进直接交易进一步促使了发电侧电价水平的下降。定价机制方面，无论是在煤电标杆电价下，还是在电改推进的放开发电电价和直接交易机制下，煤电的资源环境生态等外部成本均未纳入到成本核算中，造成低水平的煤电电价。如按照调整后的2017年光伏标杆电价水平，大部分地区的度电补贴强度在0.35元—0.40元/千瓦时。

 

　　二是弃光限电问题。2017年弃光范围得以控制，限电比例下降，但部分地区限电仍维持较高比例，全额保障性收购小时数难以达到。根据测算，如果实际发电量低于全额保障性收购小时数5%，则影响电价约0.03元/千瓦时。

 

　　三是可再生能源补贴资金延迟问题。如果不尽快解决资金缺口问题，补贴拖欠的时间有可能在目前拖欠3年左右时间的基础上继续加长。以新建光伏电站为例，在补贴拖欠时间3年且第4年将之前补贴资金一次性补齐的情况下，成本增加约0.03元/千瓦时。

 

　　四是土地、税收、金融政策问题。其中土地问题最为严重，包括各地方土地政策的不明确和不规范、税费标准执行不统一等；税收政策方面，光伏发电的增值税政策将在2018年底到期，是否持续需要进一步明确，根据测算，光伏发电增值税政策有无对成本的影响为0.03元/千瓦时左右；由于上述政策执行的不到位加大了光伏发电开发的成本和风险，融资难度增大，财务成本增加。

 

　　此外，对于分布式光伏，还面临着屋顶可利用性、屋顶租赁费用、配电网消纳（如需要增容）尤其是农网薄弱等问题，这些问题直接或间接增加了分布式光伏发电成本，增大了降低补贴的难度。

 

　　4光伏发电补贴退坡进程关键在于政策环境

 

　　光伏发电补贴退坡进程关键在于政策环境，既包括政策创新，也包括既有政策的有效落实，还包括消除现有不合理政策。为了实现2020年光伏发电在销售侧平价上网，以及在2021年—2025年之间实现上网侧平价上网，提出以下建议：

 

　　1.持续实施以竞争方式激励光伏发电降低成本

 

　　如果维持现有电价定价机制不变（即不考虑煤电的环境成本）并考虑电改下竞价因素影响，其他现有政策不变，单纯依靠光伏发电自身技术进步和产业升级实现补贴退坡目标，预期光伏电站的度电补贴强度可以逐年下降。2020年新建项目度电补贴强度可以2017年基础上降低0.2元/千瓦时左右，达到0.15元—0.20元/千瓦时，2023年度电补贴强度可在2020年基础上再降低0.1元/千瓦时左右，补度电贴强度普遍在0.1元/千瓦时以内。

 

　　为激励光伏产业发展，需要全面推行以竞争方式优化光伏电站建设的时空布局，及时更新促进技术进步和产业升级的电站技术指标和项目开发要求。在达到要求的情况下，通过电价或补贴水平招标选择项目业主，消除项目开发权转让和各种地方性的不合理费用，降低电价或补贴水平。

 

　　根据招标电价变化和产业发展情况按年度确定光伏发电标杆电价或者度电补贴水平。对于电价水平调整，为减轻抢装潮对产业的负面影响，建议按年度确定调价标准但分期（如分季度）调整电价或度电补贴水平。

 

　　此外，建议在太阳能资源比较丰富地区，试点无补贴光伏发电基地建设模式。如，部分I类地区的太阳能资源可以在固定支架情况下发电小时数达到1700以上，跟踪支架可达到1800小时以上，在2020年前具备试点建设无补贴光伏发电基地的条件。

 

　　2.尽快推出可再生能源电力配额考核和绿色证书强制交易

 

　　加快实施可再生能源绿色电力证书自愿认购交易制度，尽快推出可再生能源电力配额考核和绿色证书强制交易，近期缓解、中期最终解决可再生能源补贴资金缺口以及限电问题。从现实需求看，绿色证书自愿认购市场对于缓解电价补贴资金缺口问题的作用非常有限，必须尽快推出和实施强制性的配额制度，建立绿色证书约束交易机制和市场。

 

　　如果2018年能够推出绿色证书强制交易，考虑利用3年左右的时间，通过适宜的政策设计，使绿色证书的价格达到0.05元/千瓦时左右，到2023年再达到0.1元/千瓦时左右，则预期2023年前光伏发电可以在上网侧实现全面平价。

 

　　3.清除光伏发电政策实施障碍，使光伏发电电价和补贴水平及时反映成本

 

　　一是提升可再生能源发展基金规模以解决近期补贴资金缺口。在绿色证书约束交易市场完全建立、绿色证书收益未能完全覆盖补贴资金缺口之前，根据可再生能源发展规模目标、电价退坡和补贴需求，适度调高可再生能源电价附加标准，加强对自备电厂可再生能源征收力度，提升可再生能源电价附加征收率，扩大可再生能源发展基金规模，弥补补贴资金缺口，尽快解决电价补贴拖欠问题。

 

　　二是制定和完善土地、税收等相关政策，降低光伏发电开发利用的非技术成本。结合光伏发电土地使用的特殊性，细化土地使用政策，明确土地使用类别以及相应的征地补偿、年使用费用标准并规范执行、加强监管，降低土地利用成本。建议将太阳能发电增值税50%即征即退政策确定为长期有效的政策。强化对并网设施建设管理，按照国家规定应由电网完成投资建设的部分，不得要求由开发企业投资，或在开发企业投资建设后，电网企业必须以合理价格回购。鼓励金融机构对风光项目提供优惠贷款政策。

 

　　三是建立公平竞争的平台，推进光伏发电参与市场化交易。结合电力体制改革进程，在具备实时电力现货交易市场的地区，建立光伏发电与其他电源同平台竞争机制，增量项目应全电量参与市场竞价，存量项目可全电量参与市场竞价，或超出最低保障收购年利用小时数的部分电量参与市场竞价，电网企业按照电力现货交易市场的实时出清价格结算费用。在没有建立实时电力现货交易市场的地区，鼓励超出最低保障收购年利用小时数的光伏发电电力电量通过市场交易方式消纳。地方政府部门不得对全额保障性收购电量部分确定和执行地方性电价政策。

 

　　4.创新分布式光伏配电侧消纳和市场交易模式，细化分布式光伏补贴标准，2020年前实现工业用户销售侧平价

 

　　对于分布式光伏发电，首先鼓励自发自用，余量部分鼓励在配电侧消纳并建立市场化交易模式，一是分布式发电项目与电力用户进行电量直接交易，向电网企业支付“过网费”，交易范围首先就近实现，最大交易范围不超过110千伏变电台区；二是分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”（含网损电量）后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。通过这两种方式，分布式光伏发电电量可以在配电侧基本实现消纳，且基于市场交易获得合理收益。

 

　　在补贴标准方面，建议尽快细化分布式光伏补贴标准，如果余量部分可以实现上述“转供电”或“代售电”，则2020年前新建工业用户的分布式光伏可以实现平价和补贴退出。即使仍采用现有模式，2020年新建工业用户的分布式光伏补贴水平也可以降低到0.1元/千瓦时以内，如果能够推出强制交易的绿色证书，2020年左右也可以实现平价和补贴退出。

 

　　对于居民用户分布式光伏（自然人并满足单个项目容量上限要求），考虑我国民用电价水平较低且自发自用比例不高的情况，建议出台专门的补贴标准，即以目前的0.42元/千瓦时度电补贴为基础，依据成本和度电补贴需求，相对缓慢实施补贴退坡。2020年预计居民用户分布式光伏度电补贴需求在0.2元—0.3元/千瓦时，2025年可以实现平价和补贴退出，如果居民电价上调，则有望2023年左右实现平价和补贴退出。　　

 

　　注：如果考虑I类、II类限电造成利用小时数低于全额保障性收购小时数5%和降低III类地区利用小时数测算标准至1000，则2018年电价需求水平为0.53元/千瓦时、0.61元/千瓦时、0.75元/千瓦时

 

　　近年来，我国光伏发电等可再生能源产业快速发展，成为实现国家2015年非化石能源在一次能源消费中占比11.4%目标的重要力量，也为2020年和2030年非化石能源占比15%和20%的目标达成打下了坚实基础，为推动能源革命、推进生态文明建设、增强气候变化问题国际话语权做出了重要贡献。但随着产业的发展，可再生能源电价补贴资金需求也在迅速增加，可再生能源发电补贴资金缺口呈现持续扩大趋势，亟需通过有效的政策措施降低可再生能源发电成本，加快推进降低补贴、与常规能源电力平价的进程。

 

　　1近年来光伏发电度电补贴水平

 

　　实现了大幅度下降

 

　　随着光伏发电技术进步、产业升级、市场规模迅速扩大，光伏发电成本在全球范围内持续下降，根据国际能源署（IEA）、国际可再生能源署（IRENA）等国际机构分析，2010年—2015年光伏发电平准化成本降低了约60%，其中我国国内光伏市场的迅速增加从而带来的国内光伏产业发展起到了关键性的作用。从技术水平看，2015年确定的光伏产品技术指标中，多晶硅和单晶硅组件市场准入门槛效率为不低于15%和16%，2018年不低于16%和16.8%，年均增加约0.3个百分点；2015年光伏领跑者标准为16.5%和17%，2017年征求意见文件中提出的效率为17%和18%，年均增加约0.3个百分点。光伏发电投资、发电成本和电价也实现了大幅度下降，初始投资从2010年的约20元/瓦，降到2015年的8元—9元/瓦，再到2017年的6元—7元/瓦，光伏发电标杆电价从2011年的1.15元/千瓦时，降到2014年的0.9元—1.0元/千瓦时，再到2017年0.65元—0.85元/千瓦时。2016年光伏领跑技术基地最低中标电价达到0.45元/千瓦时，中标电价水平普遍低于当年光伏标杆电价15%—35%。

 

　　2技术进步推动光伏发电成本下降潜力大

 

　　根据对光伏产业发展分析预期，仅考虑目前可预见的晶硅光伏电池的技术进步和产业发展，在近中期光伏发电成本仍具有较大的下降潜力。光伏电池组件成本下降关键环节主要在以下四个方面：一是组件转换效率提升，预计“十三五”期间，晶硅光伏组件每年可保持0.2—0.5个百分点的绝对效率提升；二是硅利用率的改善，如多线切割技术进步将使硅片厚度从2015年的140微米降到120微米左右，金刚石线切割在2020年可使硅片厚度达到100微米左右，2020年金刚石线切割预期有望占单晶硅和多晶硅切割市场80%和20%的份额；三是硅料成本和价格下降，新的硅料生产技术如多晶硅流化床（FBR）法具有低成本优势，可达到10美元/千克的成本，预期2020年可占30%—40%的市场份额，总体上2015年—2020年间颗粒硅成本下降率超过40%（协鑫预期）；四是其他多个工艺环节技术进步，如降低银用量、改善铸锭炉尺寸、细化栅线改进丝网印刷技术等。根据国内外机构和对国内龙头企业调研，预期2018年、2020年晶硅组件价格分别降到2.5元/瓦和2.1元/瓦，2020年后由于组件效率的提升，还有一定的成本下降空间，组件价格有望达到2元/瓦以内。

 

　　此外，光伏发电逆变器系统向智能化过渡，组串式与集中式逆变器将共存，组串式逆变器价格有望从2017年0.35元/瓦降到2020年的0.20元/瓦，集中式逆变器有望从2017年0.25元/瓦降到2020年的0.10元—0.15元/瓦。光伏电站通信和监控系统逐渐由卖产品向卖服务转型，预计2017年—2020年通信和监控的初始投资费用可下降0.2元—0.3元/瓦，其它设备如接线盒、汇流箱等设备及线路连接的成本随着电子技术的提高和材料的改进，预期降幅在0.1元/瓦左右。运维系统将在应用的直观性和便捷性方面、数据采集和分析的精确性和时效性方面以及远程维护管理等方面有更多的提升和发展，成本也将有一定程度下降。

 

　　综上，通过研究预期通过产业的进步和升级，2018年、2020年、2023年光伏发电单位千瓦投资分别降低到6.0元/瓦、5.3元/瓦、4.0元/瓦，即使按照现有政策条件，达到表1中所列的测算用年等效利用小时数，2020年集中光伏电站电价可以达到0.46元—0.63元/千瓦时。

 

　　3光伏发电平价上网和补贴退坡面临的挑战

 

　　2016年底，能源、电力、可再生能源、风电、太阳能等国家“十三五”发展规划相继颁布，明确提出了降低光伏发电成本、实现平价上网的目标：到2020年光伏项目电价可与电网销售电价相当。在太阳能发展规划中，更提出了量化的电价目标，2020年光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，这也意味着如果延续现有的标杆电价政策，届时光伏发电标杆电价在I类地区不超过0.45元/千瓦时，在III类地区不超过0.5元/千瓦时。这一目标对于III类地区挑战很大，意味着维持现有政策不变2020年就需要将初始投资降低到4元/瓦左右，对于I、II类地区，如果考虑届时仍存在5%—10%比例的限电，则初始投资也不能超过4.5元/瓦。

 

　　表1中电价水平测算是单纯考虑光伏发电技术进步情况，实际上光伏发电补贴退坡直至完全退出还面临诸多挑战，从既往光伏发电成本变化和电价调整看，存在电价水平降低滞后于成本下降的情况，主要原因是部分相关政策执行不到位严重影响了项目经济性和实际收益，加上煤电电价持续低位等均拖慢了光伏发电实现平价的步伐。

 

　　一是煤电电价问题。虽然2017年7月初各地方不同程度地提升了煤电标杆电价（一般为每千瓦时1分多），但由于2014年—2016年的几次调整（各地区煤电标杆电价下降了0.05元—0.07元/千瓦时），煤电标杆电价仍处于较低位状态，全国算数平均值约0.38元/千瓦时。更重要的是，电力体制改革放开发电电价和推进直接交易进一步促使了发电侧电价水平的下降。定价机制方面，无论是在煤电标杆电价下，还是在电改推进的放开发电电价和直接交易机制下，煤电的资源环境生态等外部成本均未纳入到成本核算中，造成低水平的煤电电价。如按照调整后的2017年光伏标杆电价水平，大部分地区的度电补贴强度在0.35元—0.40元/千瓦时。

 

　　二是弃光限电问题。2017年弃光范围得以控制，限电比例下降，但部分地区限电仍维持较高比例，全额保障性收购小时数难以达到。根据测算，如果实际发电量低于全额保障性收购小时数5%，则影响电价约0.03元/千瓦时。

 

　　三是可再生能源补贴资金延迟问题。如果不尽快解决资金缺口问题，补贴拖欠的时间有可能在目前拖欠3年左右时间的基础上继续加长。以新建光伏电站为例，在补贴拖欠时间3年且第4年将之前补贴资金一次性补齐的情况下，成本增加约0.03元/千瓦时。

 

　　四是土地、税收、金融政策问题。其中土地问题最为严重，包括各地方土地政策的不明确和不规范、税费标准执行不统一等；税收政策方面，光伏发电的增值税政策将在2018年底到期，是否持续需要进一步明确，根据测算，光伏发电增值税政策有无对成本的影响为0.03元/千瓦时左右；由于上述政策执行的不到位加大了光伏发电开发的成本和风险，融资难度增大，财务成本增加。

 

　　此外，对于分布式光伏，还面临着屋顶可利用性、屋顶租赁费用、配电网消纳（如需要增容）尤其是农网薄弱等问题，这些问题直接或间接增加了分布式光伏发电成本，增大了降低补贴的难度。

 

　　4光伏发电补贴退坡进程关键在于政策环境

 

　　光伏发电补贴退坡进程关键在于政策环境，既包括政策创新，也包括既有政策的有效落实，还包括消除现有不合理政策。为了实现2020年光伏发电在销售侧平价上网，以及在2021年—2025年之间实现上网侧平价上网，提出以下建议：

 

　　1.持续实施以竞争方式激励光伏发电降低成本

 

　　如果维持现有电价定价机制不变（即不考虑煤电的环境成本）并考虑电改下竞价因素影响，其他现有政策不变，单纯依靠光伏发电自身技术进步和产业升级实现补贴退坡目标，预期光伏电站的度电补贴强度可以逐年下降。2020年新建项目度电补贴强度可以2017年基础上降低0.2元/千瓦时左右，达到0.15元—0.20元/千瓦时，2023年度电补贴强度可在2020年基础上再降低0.1元/千瓦时左右，补度电贴强度普遍在0.1元/千瓦时以内。

 

　　为激励光伏产业发展，需要全面推行以竞争方式优化光伏电站建设的时空布局，及时更新促进技术进步和产业升级的电站技术指标和项目开发要求。在达到要求的情况下，通过电价或补贴水平招标选择项目业主，消除项目开发权转让和各种地方性的不合理费用，降低电价或补贴水平。

 

　　根据招标电价变化和产业发展情况按年度确定光伏发电标杆电价或者度电补贴水平。对于电价水平调整，为减轻抢装潮对产业的负面影响，建议按年度确定调价标准但分期（如分季度）调整电价或度电补贴水平。

 

　　此外，建议在太阳能资源比较丰富地区，试点无补贴光伏发电基地建设模式。如，部分I类地区的太阳能资源可以在固定支架情况下发电小时数达到1700以上，跟踪支架可达到1800小时以上，在2020年前具备试点建设无补贴光伏发电基地的条件。

 

　　2.尽快推出可再生能源电力配额考核和绿色证书强制交易

 

　　加快实施可再生能源绿色电力证书自愿认购交易制度，尽快推出可再生能源电力配额考核和绿色证书强制交易，近期缓解、中期最终解决可再生能源补贴资金缺口以及限电问题。从现实需求看，绿色证书自愿认购市场对于缓解电价补贴资金缺口问题的作用非常有限，必须尽快推出和实施强制性的配额制度，建立绿色证书约束交易机制和市场。

 

　　如果2018年能够推出绿色证书强制交易，考虑利用3年左右的时间，通过适宜的政策设计，使绿色证书的价格达到0.05元/千瓦时左右，到2023年再达到0.1元/千瓦时左右，则预期2023年前光伏发电可以在上网侧实现全面平价。

 

　　3.清除光伏发电政策实施障碍，使光伏发电电价和补贴水平及时反映成本

 

　　一是提升可再生能源发展基金规模以解决近期补贴资金缺口。在绿色证书约束交易市场完全建立、绿色证书收益未能完全覆盖补贴资金缺口之前，根据可再生能源发展规模目标、电价退坡和补贴需求，适度调高可再生能源电价附加标准，加强对自备电厂可再生能源征收力度，提升可再生能源电价附加征收率，扩大可再生能源发展基金规模，弥补补贴资金缺口，尽快解决电价补贴拖欠问题。

 

　　二是制定和完善土地、税收等相关政策，降低光伏发电开发利用的非技术成本。结合光伏发电土地使用的特殊性，细化土地使用政策，明确土地使用类别以及相应的征地补偿、年使用费用标准并规范执行、加强监管，降低土地利用成本。建议将太阳能发电增值税50%即征即退政策确定为长期有效的政策。强化对并网设施建设管理，按照国家规定应由电网完成投资建设的部分，不得要求由开发企业投资，或在开发企业投资建设后，电网企业必须以合理价格回购。鼓励金融机构对风光项目提供优惠贷款政策。

 

　　三是建立公平竞争的平台，推进光伏发电参与市场化交易。结合电力体制改革进程，在具备实时电力现货交易市场的地区，建立光伏发电与其他电源同平台竞争机制，增量项目应全电量参与市场竞价，存量项目可全电量参与市场竞价，或超出最低保障收购年利用小时数的部分电量参与市场竞价，电网企业按照电力现货交易市场的实时出清价格结算费用。在没有建立实时电力现货交易市场的地区，鼓励超出最低保障收购年利用小时数的光伏发电电力电量通过市场交易方式消纳。地方政府部门不得对全额保障性收购电量部分确定和执行地方性电价政策。

 

　　4.创新分布式光伏配电侧消纳和市场交易模式，细化分布式光伏补贴标准，2020年前实现工业用户销售侧平价

 

　　对于分布式光伏发电，首先鼓励自发自用，余量部分鼓励在配电侧消纳并建立市场化交易模式，一是分布式发电项目与电力用户进行电量直接交易，向电网企业支付“过网费”，交易范围首先就近实现，最大交易范围不超过110千伏变电台区；二是分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”（含网损电量）后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。通过这两种方式，分布式光伏发电电量可以在配电侧基本实现消纳，且基于市场交易获得合理收益。

 

　　在补贴标准方面，建议尽快细化分布式光伏补贴标准，如果余量部分可以实现上述“转供电”或“代售电”，则2020年前新建工业用户的分布式光伏可以实现平价和补贴退出。即使仍采用现有模式，2020年新建工业用户的分布式光伏补贴水平也可以降低到0.1元/千瓦时以内，如果能够推出强制交易的绿色证书，2020年左右也可以实现平价和补贴退出。

 

　　对于居民用户分布式光伏（自然人并满足单个项目容量上限要求），考虑我国民用电价水平较低且自发自用比例不高的情况，建议出台专门的补贴标准，即以目前的0.42元/千瓦时度电补贴为基础，依据成本和度电补贴需求，相对缓慢实施补贴退坡。2020年预计居民用户分布式光伏度电补贴需求在0.2元—0.3元/千瓦时，2025年可以实现平价和补贴退出，如果居民电价上调，则有望2023年左右实现平价和补贴退出。