本文采用了劉爽，許進(jìn)超的成果，感謝兩位對本文所做的貢獻(xiàn)。

一、可再生能源附加補貼缺口巨大

根據(jù)國家能源局統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截止2016年底，我國累計并網(wǎng)光伏項目77.42GW；

根據(jù)財政部公布的1~6批可再生能源電價附加資金補助目錄，共有約27GW、2015年2月底前并網(wǎng)光伏項目進(jìn)入前六批目錄。

因此，目前至少有50GW的項目的補貼遭到拖欠；很多項目的補貼被拖欠2年以上。

光伏標(biāo)桿電價由脫硫煤標(biāo)桿電價和可再生能源附加補貼兩部分構(gòu)成。2015年底之前，補貼部分占總電價的50%以上。光伏項目屬于高初始投資、低運營成本的行業(yè)。前期投資高，貸款高，還款壓力大，對現(xiàn)金流依賴大。當(dāng)50%以上的現(xiàn)金流被拖欠2年以上時，企業(yè)將面臨巨大的運營壓力；項目的全投資收益率下降1%以上，資本金收益率下降2%以上，項目可能由盈利轉(zhuǎn)向虧損。
在第五批可再生能源電價附加資金補助目錄發(fā)布時，就出現(xiàn)100億元左右補貼缺口，該部分缺口后來由財政部單獨撥付資金進(jìn)行補齊。下圖為2011~2015年我國可再生能源附加的收支情況。

注：數(shù)據(jù)來源于財政部全國財政決算數(shù)據(jù)，2011年及以前未列專項統(tǒng)計。



圖1：2011~2015年可再生能源附加的收支情況

隨著風(fēng)電、光伏等可再生能源項目的快速發(fā)展，補貼資金的缺口還將持續(xù)增長。國家能源局原副局長李仰哲介紹，截至2016年上半年，可再生能源補貼缺口累計達(dá)到550億元?，F(xiàn)有的征收標(biāo)準(zhǔn)1.9分/kWh無法滿足可再生能源項目的補貼需求，甚至無法覆蓋現(xiàn)有可再生能源項目的補貼需求。

國家發(fā)改委能源研究所做過相關(guān)的測算：假設(shè)到2020年，風(fēng)電實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)、光伏發(fā)電實現(xiàn)用戶側(cè)平價上網(wǎng)，即風(fēng)電、分布式光伏不需要補貼的情況下，僅2020年當(dāng)年補貼資金的需求就將達(dá)到1800億元；然而，若可再生能源電價附加仍為1.9分/kWh，可征收的電價附加補貼資金僅1100億元。因此，2020年當(dāng)年就存在700億元的補貼資金缺口。到2020年，補貼資金缺口累積將達(dá)到2000億左右。如果不妥善解決，由可再生能源投資企業(yè)來承擔(dān)資金壓力，造成投資企業(yè)會通過拖欠供應(yīng)商的資金來緩解現(xiàn)金流壓力的現(xiàn)象，將會導(dǎo)致可再生能源行業(yè)的惡性發(fā)展。

二、分布式光伏項目在用戶側(cè)接近平價上網(wǎng)

從2007~2016年的10年間，光伏系統(tǒng)價格下降了90%，光伏的度電成本也快速下降，光伏電量的度電成本也快速下降。

根據(jù)統(tǒng)計，在白天（6：00~18:00），我國大工業(yè)的銷售價格在0.3735~0.8684元/kWh之間，一般工商業(yè)電價在0.6488~1.1046元/kWh之間。各地區(qū)的平均價格如下表所示。

表：我國各區(qū)域現(xiàn)行銷售電價平均值（單位：元/kWh）



說明：上表中的價格，采用各省6:00~18:00之間，4個電壓等級（10kV、35kV、110kV、220kV）的售電電價的平均值。

根據(jù)中國氣象局發(fā)布的《中國風(fēng)能太陽能資源年景公報》，按照固定式最佳傾角考慮，2015年全國太陽能峰值小時數(shù)平均值為1710.2h。東北、華北、西北及西南大部地區(qū)超過1400h，其中新疆大部、青藏高原、甘肅西部、內(nèi)蒙古、四川西部及云南部分地區(qū)超過1800h，局部超過 2300h；四川東部、重慶、貴州中東部、湖南中西部及湖北西部地區(qū)約1000h；陜西南部、河南、安徽、江蘇、四川東部、湖北大部、江西、湖南東部、浙江、福建、臺灣、廣州、關(guān)系中南、貴州西南部的在1000～1400h之間。可見，全國各地的太陽能峰值小時數(shù)基本在1100~2300h之間。



由于太陽能資源價差的華南、華北、華中地區(qū)電價高，而資源較差的西北、西南地區(qū)電價低。因此，

在目前光伏系統(tǒng)為7000元/kW的造價水平下，幾乎全國所有地區(qū)的度電成本都低于一般工商業(yè)銷售電價，低于華南，華東和華北地區(qū)大部分省份的大工業(yè)銷售電價；

當(dāng)造價到達(dá)5000元/kW時，幾乎大部分地區(qū)的度電成本都低于當(dāng)?shù)氐拇蠊I(yè)銷售電價；在資源好的地區(qū)可以有一定利潤。

目前，部分項目的EPC投標(biāo)價格已經(jīng)在5500元/kW以內(nèi)?？梢?，光伏發(fā)電在用戶側(cè)已經(jīng)實現(xiàn)了平價上網(wǎng)。

然而，在光伏系統(tǒng)成本（EPC成本）快速下降的同時，光伏項目的“非技術(shù)”成本也在快速上升，造成項目總成本居高不下。

如企業(yè)為獲得規(guī)模指標(biāo)而支付的“開發(fā)費用”或“路條費”，最高可達(dá)700元/kW。除此之外，政府?dāng)偱?、土地成本等費用也快速增加。

之前寧夏等多地要求光伏電站投資企業(yè)按照投資額1:1在當(dāng)?shù)赝顿Y建廠；在格爾木戈壁上已建成多年的光伏項目被補征高額的土地使用稅。

采煤沉陷區(qū)的綜合治理一直是采煤區(qū)政府的一項要務(wù)，僅山西省，平均一年的采煤沉陷區(qū)綜合治理費用就要100億元，中央、地方政府在采煤沉陷區(qū)綜合治理上花費不菲。而采煤塌陷區(qū)一旦被確定為光伏領(lǐng)跑者項目，各地政府不但可以將治理費用專家給投資企業(yè)，還攤派各種附加費用。

近期，某領(lǐng)跑者基地多家中標(biāo)企業(yè)反映，該領(lǐng)跑者基地主管部門向各家中標(biāo)企業(yè)口頭通知，要求每家企業(yè)按照200元/kW的價格并根據(jù)各自的裝機容量，以“贊助費”的名義通過“修路、修學(xué)校、安裝路燈”等形式進(jìn)行支出，否則就要求企業(yè)就要停工。根據(jù)該基地的總規(guī)模，中標(biāo)企業(yè)一共要給縣政府捐出1億，大大增加企業(yè)負(fù)擔(dān)。

三、綜合建議

綜上所述，一方面，目前1.9分/kWh的可再生能源附加覆蓋不了補貼缺口大，短期內(nèi)增加可能性比較?。涣硪环矫?，如果光伏項目不考慮“非技術(shù)成本”，很多地方已經(jīng)可以在用戶側(cè)實現(xiàn)平價上網(wǎng)。因此，建議從2018年開始，政府對光伏電站項目試行雙軌制管理。

一部分項目繼續(xù)享受國家的補貼電價，按照現(xiàn)有流程開展，但要在指標(biāo)發(fā)放、土地供應(yīng)、并網(wǎng)條件更加嚴(yán)格限制；

另一部分項目，不再給予電價補貼，以緩解可再生能源補貼缺口的壓力，但給予下列優(yōu)惠政策：

1）項目僅需要政府備案及批準(zhǔn)，并給予土地使用優(yōu)惠條件，減少項目的土地成本；


2）將現(xiàn)有實行到2018年12月31日即征即退的增值稅優(yōu)惠政策，擴展到光伏項目的整個生命周期。

3）鼓勵企業(yè)在不需要補貼、自發(fā)自用或者就近消納的情況下，以非水可再生能源自備電廠替代傳統(tǒng)能源自備電廠，并允許這類企業(yè)以新能源電站點對點就近消納。

4）鼓勵電量完全自行消納的情況下，給予新增配網(wǎng)投資建設(shè)優(yōu)先權(quán)。