根据我们会议的安排，今年题目叫光伏发电补贴政策分析，可能更多的是电价这一个方面的包括现有电价的政策近期趋势，以及2016年做的研究成果给大家做一个简要的汇报。

 

　　上午包括刑处还有水科院都介绍了2016年光伏发电这样一个情况，这里就简单回顾一下，我们总结的2016年的这样一个市场情况。新增装机创造了历史的记录，并且下半年开始尤其是四季度布局的转移，显现度非常大，比如四季度西北地区几乎装机量就已经非常非常少，个别月份都是零量的一个数据。发电量的话，我们去年光伏发电整个的发电量是达到了626亿千瓦时占比是超过了1%，达到了1.1%，再有就是弃光限电的范围扩大，分布式光伏稳步增长，尤其是下半年增量是比较显著的。再有一个特点就是光伏发电的成本和电价的水平实现了一个显著的下降。

 

　　那从发展方面面临突出的问题来看，尤其是和电价和补贴光伏发电项目的经济性来看的话，对于我们所有的光伏发电的项目和市场总体上来说2016年我们发电成本持续下降。电价和补贴的水平也下降，这一个趋势在十三五期间还要继续的延续跟显现。补贴资金缺口存在并持续扩大。2015年底累计的补贴资金缺口大约是400亿元，2016年差不多接近200亿元这样一个水平。

 

　　对于西北地区的集中式和分布式电站突出问题让我们开始限电，限电去年数据是弃光电量达到了74亿千瓦时，并且主要就集中在6个选区，所以有的时候我们也说全国的弃光率应该是不反应什么样的，我们单看这省区一个一个来看就好了。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。

 

　　东部地区包括集中式和分布式光伏电站它的面临突出问题主要还是在规模开发和土地使用方面。分布式光伏不是新的问题，应该是冀望两三年一直在讨论，包括找到项目，商业融资新业态的问题，当然现在协调电压的政策相对有利于分布式光伏发展。对于分布式光伏还有电改这样一个形势之下，怎么样合适的路径来发展的问题。

 

　　当前光伏发电的政策水平，大家可能比较了解，对于大型分布式光伏电站发电，我们今年要迎来630这样一个时间的节点，经过季度国家法该月的政策是到6毛5、8毛5的，对于分布式没有相应的调整，还是保持原来的政策的模式，也就是在两种模式可以选择，自发自发，余额上网。以及补贴的发放模式是完全一致。分布式光伏的话应该说是在冀望几是我们国家的电价调整，它的项目的收硬率是有一定的影响，虽然在今年年底分布式补贴水平没有调整，但是实际上由于在2014年到2015年我们的煤电的标杆电价，以及销售策的终端销售电价，它的电价水平下降了之后，所以如果选择自发自用余量上网模式的话，无论对于新项目还是到项目，分布式光伏收益都减少差不多5分钱到7分钱这样一个水平，这样一个相当于2014年底到2016年差不多两年政策的导向既往的分布式选择，都倾向于选择标杆的电价模式。

 

　　尤其是自发自用余量模式，有一些合同管理的执行问题，以及一方可能相应执行不规范的问题，造成了一年以前左右时候，好多省份我们的分布式光伏没有办法执行了，我们就一定要全部转成电网的模式，那个时候的话反应声音比较多，听到的声音比较多，起不到鼓励光伏发展的作用。

 

　　由于去年年底对于光伏标杆电价做了一个这样的1毛3分钱，1毛5分钱这样幅度下调之后，今年光伏式发电没有动，在这样一个情况下余量上网模式投资回报率就会相对高于全额上网的模式，当然对于不同的地区、不同的项目，可能你的自发自用和余量上网之间的比例会对两种模式之下的经济性会有一定的这样一个影响。但是总体上来看的话，余量上网模式的回报率要普遍好于全额上网，这样的话就可以激励光伏发展，上午许多政府部门和专家都提到了，四季度已经显性出这苗头，今年分布式光伏尤其是分布式光伏在电价模式中可能更倾向于选择自发自用余量上网的模式。

 

　　我这底下放了一张图这意思是什么？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+上4毛2分钱的补贴，如果说从2013年确定分布式光伏部件政策补贴的角度上，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？管你是不是大电站，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年我们降到深蓝色这样一个水平之后，对于部分的省区，我们就说了黄色略低于蓝色，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，就是说我的自发自用0%，百分之百是余量上网，我也采用燃煤标杆电价+上4毛2的模式，所以从我个人来讲，我们去年在做研究的时候，就是说光伏标杆电价跟其他电价分布式光伏度电补贴之间它应该存在比较合适的比较关系。

 

　　最终是标杆电价降的比较多分布式没有降，分布式实际上降不了钱这关系还是比较合适的。但是现在确确实实大家可以看出来，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。

 

　　对于分布式光伏发电补贴下一部分，我们今后继续完善或者是改进的地方，主要是按照用户类型区分，补贴区分的标准的额度。这里面做了一个北京地区的案例，比如说北京地区一般工商业用户，如果现在自发自用的比例如果能达到90%，实际上考虑光伏发电的高峰电价。如果说用户他的自发自用的比例只是50%，那实际上它的度电补贴需求也就是现在标准的一半，但是我们还有很多的用于民用电价，还有工艺建筑这样的用户，而这一块的话，可能是我们在分布式光伏尤其是建筑屋顶的这种分布式光伏，它在前期推广了之后，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。

 

　　对于这一块的话，实际上现在的电价补贴水平的话，还是不太够的，因为北京地区的太阳能资源的量在东部地区还是比较好的。如果是自发自用的比例能够达到百分之百，对于这一部分用户来说度电补贴4毛5。假如我们自发自用的比例可以达到50%的话，度电需求就接近了5毛钱了，但是如果说这种用户，卷不电量输送到电网，两种模式，如果选择全额上网模式，实际的收益今年只能达到7毛5，选择燃煤标杆电价度电补贴模式实际收入也是达到了7毛7，但是我这是按照7500块钱算，可能到2017年光伏发电初始投资还有一些下降，但是我觉得从9毛钱降到7毛7还是有一定的差距。所以对于这种民用的分布式光伏，我们的补贴强度还是欠缺了一些。

 

　　再有一个就是说上午刑处也提到了，就是说我们对于分布式光伏能不能推进转播面的模式。尤其是现在电改提出来要发电和售电放开，并且我们在2016年的时候在几个省区公布了不同电压等级收费电价，应该说从电改机制上来说，为我们的分布式转风电提供了基础，但是由于我们国家特有的特点，我们交叉补贴的量也比较多，有一般工商业补贴居民和民用电和这种化肥农业用电，还有高电压，低电压，东中部补贴西部。所以这样的情况之下，我们现在推出了输配电电价单独配送，都是高电压等级，越低电等级越高，所以的话对于这一块不能完全套用电改中确定的统一输配电价，必须采用电网输配电相应的服务费用这样的机制和相应的政策。我们提出来的一个比较简单的办法，就是说如果我这光伏比如说在35千伏以内就消纳，我自己消纳了一部分，我们采用的模式就是说同它上一个变压等级的标准，我没有送到110，我就用35千伏的输配电价的去检验。这一块可能差距是比较小，可能就几分钱，考虑到电网，也可以从相应的系数，×1.5、1.8、2，但是我们直接套用输配中心的电改的水平。

 

　　再有就是标杆电价的方向，标杆电价的应该是在去年国家已经开始实施光伏发电的招标电价，尤其是今后招标电价为主发挥作用的情况下，它的作用和对光伏大型电站影响说是非常非常的小。但是根据去年年底发改委发布的文件还是提出来了，就是说2020年要达到发电的相互侧评价目标的要求，并且文件中也提出来，标杆电价每年调整一次，但是文件中没有说，但是实际上招标电价水平变化的话，肯定是未来调整的这样一个基础。

 

　　还有一个就是我们在去年年底的时候，国家能源局颁布的太阳能十三五规划中也提出来，光伏发电电价2020要在2015年基础上降低50%以上，这一个约束就是说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。

 

　　左边这张和上边这一张图，其实我在以前也都用过，左边这张图是我们去年所做的风电光伏发电，平价路线图这样的结果。现在看来的话，包括系统投资的成本，以及组件的成本，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，我在这里拿出来还是想分享一下，我们在做相应的研究和测算中，一二三类基本上是按照一千小时和一千五百小时做的相应的测算，但是刚好的话，现在是我们去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。

 

　　即使我们把弃光限电的比例给折回去之后，后来我们发现就是说我们很多的大部分省份，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，你的组件衰减率头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。

 

　　再下面就介绍一下电价政策调整难点和面临的挑战。应该说去年电价的政策在征求意见的阶段，引起了反响也是特别大，应该说电价水平进行调整，现在承载的因素太多，因此到底哪一些需要考虑，哪一些不予考虑，或者是需要考虑的程度，权重应该是多大，这个的话一直在不同的机构包括政府、包括企业，包括研究部门或者是第三方都有不同的这样一些观点。总体上挑战我们觉得电价调整真的难以计时反应发电成本的变化，尤其是光伏的话，变化特别大。

 

　　另外就是说电价调整的幅度大频次低也是导致了市场的大幅度波动。我们也是在说因为今年又来630，可能2016年的闹腾故事还要再发生一次。预计今年新增装机的规模可能要超过2500万千瓦，并且产品价格在每一个月份，尤其是6月份前后之间又会出现一个很明显的梯度，这底下是风电和光伏过去一年半足月的新增装机量的情况，不仅仅是光伏。再有相关政策执行不到位增大了水平的难度，这一块大家看看再详细说明。

 

　　再有就是电力体制改革，与电价机制的调整，刚才也提到现在输配电价改革，主要是风电和光伏，可以利用边际成本低在发电上网，发电直接交易，电力跨区交易各类电力市场中处于优势地位。所以从中长期可再生能源更大规模发展的角度，可再生能源好的地区主要是陕北和西部地区。但是这一些地区是比较高的，它也是我们国家输配电的难点，这一些地区推进的进程和实地的效果可能在近期存在比较大的难度，也存在一定的不确定性。

 

　　再有就是电改中的跟可再生能源电价和补贴相关的，计划电价机制的改革，应该说是煤电的机制改革，与煤电的标杆电价的改革是直接相关联，近期实际上计划电量机制也是影响我们风光可再生能源消纳，进而影响电价水平降低的主要的机制上来。这障碍很难破除，所以的话能源局去年也是没有办法就采用了变相可再生能源的变量，也是全额保障的收购小时数。

 

　　再有就是放开发电由市场形成电价，这一块如果真正的达到，如果我们仍然维持现有的可再生能源可再生能源电价制度，实际上就会降低我们可再生能源发展基金和补贴资金这样一个使用效率。也就是说我风光报略低的电价多少钱都行，反正你有国家补贴给我兜着底补到位，这样的话执行操作难度也增大。

 

　　再有就是在既往的一两年直接交易的试点，但是这一些试点，真的我们去分析资金流量的时候，应该说是可再生能源的部分补贴资金变相流转高耗能的或者是煤电企业，这是可再生能源发展的理念和机制也是相对的。

 

　　对于电价政策方向，其实前两点前面都介绍，还有就是说在去年许多会上发改委价格司也提到了，在考虑我们输配电价改革以后，固定标杆电价是不是转为度电补贴或者是市场议价。另外的话绿色证书实施以后，电价政策和机制以及补贴政策的机制也要做一些相应的这样的调整。从刚才提到固定电价的话完为度电补贴和市场议价的阶段，去年下半年在国网财务部和能源基金会支持下，我们所也开展了定额补贴机制这样一个初步研究。初步研究之后结果发现就是说，可能最终的话形成补贴机制比现有的标杆电价还更为复杂。

 

　　为什么说初步研究？我们只是做了一个定性的这样一个分析，还没有涉及到具体量化这样的一个计算。从总体上来看定额补贴机制，标杆电价差价补贴这种方式的比较，它的优势可以实现煤电的电价的脱钩，不要说煤电电价的调整，同时电力市场竞价，也不会影响我们的度电的补贴标准。但是必须要看到长期的电力市场竞争价格，是会影响到我们，包括光伏在内的可再生能源的度电补贴标准这样一个确定。

 

　　当然从理论上定额补贴的标准既可以部分反应可再生能源的外部效应，也可以根据成本变化和满足其覆盖其成本合理收益实际补贴的需求来确定，就是说我们的原则可再生能源法是按照成本+上合理利润，如果转成度电补贴我可以按照外部效应，另外一种原则来进一步加以确定。同时可以考虑解决可再生能源基金补贴带税的问题。并且无论是差价补贴和定额补贴都可以招标机制来结合实施，也就是说现在我招的是电价，将来输配电改革都是市场定价，只能招电价补贴，会大大增加发电以及投资企业这样一个投资的风险。

 

　　当然从机制和原则机制来说还是以市场为主体，如果实施补贴机制还是要促进成熟稳重发展阶段可再生能源，主要是风电和光伏，电力市场还有技术变革和相应的市场成熟度。

 

　　方式和路径定性还要分类时矢，并且考虑存量项目的政策衔接，也可以在输配电先行的省市区来先行，对于补贴标准是一个比较复杂的工程，可能就是类似于标杆电价的调整，但是对哪个更复杂一些。因为还要考虑其他的市场竞价形成的平均定价应该做什么样的调整机制。

 

　　所以如果要实施之后，可能类似于煤电短时期评估机制是需要建立。对于增量定额补贴可能是相对比较简单，一种是按照成本资源条件、电力市场特点来确定合适的定额补贴的标准，并且定额补贴的标准也要进行相应的调整。对于存量项目的话，如果我们的提出来几种方案存量上还是走标杆，不要再做定额的转，但真是如果市场定价的时候，可能对存量上面不得不转的问题，也是可以有两种方式，一种是机制对于存量上无缝的衔接，再有一个方式也是可以按照这种资源分区确定相对统一的度电补贴的标准。这里面其实我只是列了几项，就是说重点的几项，实际上真的要说转的时候，存量上需要考虑的因素，的确还是要更为复杂一些。

 

　　最后简单说一下绿色证书的机制，今年1月份国家能源局颁布了相应的通知，从今年开始试行自愿认购买，明年计划适时启动，可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制交易的约束。目前是进入补助目录光伏电站和陆上风电项目可以获得绿证，不含分布式光伏其实是对分布式更大的支持。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，比如说到底以售电还是以电源发电企业来作为主体，这个的话还是有不同的方案，还是在相应的讨论之中。

 

　　应该说效果上来看，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。当然这是我们一个很简单的测算，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这样一个很有效的经济措施和相应的这样一个路径。

 

　　谢谢大家。