今（9月7日），2018鹽城綠色智慧能源大會光伏產業發展論壇在江蘇鹽城召開。國家發改委能源研究所可再生能源發展中心副主任陶冶對可再生能源激勵政策趨勢、光伏平價分析進行深刻剖析。陶冶表示，未來國家支持光伏發展的戰略方向沒有變化，支持手段將更加多元化，未來1-2年仍需享受補貼的光伏地面電站新建規模將有顯著壓縮，享受補貼的分佈式光伏也將受到規模管控，整個光伏行業需要積極探索無補貼發展模式。其中關鍵點在於實現平價上網。
可再生能源補貼持續擴大
導致的經濟負擔問題
成全球能源領域亟待解決的共性問題
現階段，全球可再生能源保持著穩定良好的發展態勢，據國際可再生能源機構(IRENA)發佈的《2018可再生能源統計》相關數據顯示，全球可再生能源裝機容量保持8%-9%的年均增長率。2017年的裝機容量達到 2179GW，超過煤電（2000GW）。其中，風能和太陽能裝機容量分別為514GW和397GW。
從新增規模來看，2017年全球投產的清潔能源發電容量為167GW ，同比增長8.7%，超過全球電力新增裝機的66%，風電+光伏佔全部可再生能源新增裝機的85%；其中，中國所佔的份額非常大，2017年光伏新增裝機達到53.06GW。
但是近些年全球可再生能源投資增長率呈逐年下降的趨勢。一組統計數據表明，2004年到2011年間全球可再生能源投資年增長率為26.7%。2011年到2017年間全球可再生能源投資增長率僅為0.7%。
全球範圍內，2017年日本可再生能源投資下降16%、印度下降20%、德國下降26%、英國下降56%。美國小幅增長1%，中國則實現了30%的增長幅度，貢獻巨大。
究其原因，陶冶表示，政策變動帶來的市場不確定性是影響市場發展的最大影響因素，各地區之間發展出現差異。
隨著各國對於可再生能源的補貼力度下降，可再生能源投資進入了低迴報的“新常態”。而各國減少對補貼的原因，一方面是因為可再生能源成本的下降；更重要的原因是可再生能源補貼持續擴大導致的財政負擔問題。對於這一影響全球可再生能源發展面對的共性問題，陶冶認為，該問題是下一步亟待關注並解決的大問題。
縱觀我國可再生能源的發展現狀，支撐其發展的約束性目標是非化石能源發展目標，2020年非化石能源佔能源消費總量比重達到15%%，2030年達到20%。陶冶介紹，目前根據十九大報告中提到的“兩個15年”的總體安排，正在研究制定2035年我國非化石能源的發展目標，預期將有顯著增長。國家在支持可再生能源產業及對光伏產業的支持力度並沒有減弱。
預計在未來的15年中，可再生能源將極大滿足增量的能源需求，在下一個15年，也就是2035到2050年，將全面構建以可再生能源為主體的現代能源體系，可再生能源對化石能源進入全面存量替代的階段。
“從現狀來看，2017年44.9億噸標煤一次能源消費中，非化石能源佔能源消費總量比重達到13.7%，距離2020年還有三年時間，滿足2020年的目標應該說是有保障的，而主要增量來自於風電和光伏。”
2019年光伏在
銷售側（工商業和工業）可實現平價上網
針對目前太陽能發電的發展現狀而言，很多行業人士認為光伏環境發生了重大變化，但是從2018年國家能源工作會議確定的光伏發展目標來看，其中有三點值得關注，陶冶認為，這三點起到指引並推動光伏行業發展的作用。
（1）加快推進綠色發展，構建清潔低碳、安全高效的能源體系；
（2）發展的重點要從提高規模轉向提質增效和推進技術進步。
（3）近期的發展目標在於推進技術進步、產業升級、降低發電成本、減少補貼依賴，實現行業健康有序發展。
因此，光伏行業接下來應如何做，陶冶建議，兩個行業都需要重點考慮如何將提高規模轉向提質增效和推進技術進步上來。陶冶提到，光伏屬於政策性市場，光伏從業者需要加強對政策的關注，同時光伏企業也必須具備對政策正確解讀的能力。
在經過2017年年底和2018年年初、2018年“630” 搶裝導致的集中併網高峰後，根據初步彙總，2018年1-7月，全國新增光伏裝機3100萬千瓦左右，同比下降14%；
在光伏產業積極“降電價”、“去補貼”的大背景下，無補貼平價光伏項目將成為光伏行業下一步發展的重點。
從光伏發電成本下降的各環節來看，無論是組件成本下降、還是系統效率提升，目前都已經形成了較為清晰的技術路徑。成本下降潛力主要體現在光伏電池和組件轉換效率提升和新建電站的系統效率提升兩個方面。
除了光伏自身技術進步之外，分佈式市場化交易也是當前實現消費側平價最為重要的手段。當前，分佈式發電市場化交易的政策優勢主要是明確了“過網費”按照用戶接入電壓等級輸配電價與分佈式發電接入最高等級輸配電價之差執行。對此，陶冶坦言，分佈式市場化交易在“過網費”的徵收標準上仍亟待完善，未來支撐分佈式發展需要從政策層面儘快明確與量化該項工作。
此外，陶冶表示自今年6月份以來，光伏產業進入深度調整階段，整體光伏產業鏈主要設備和工程造價處於階段性底部，部分領跑者基地已經具備上網側平價能力。
東北、河北、山東等部分地區
初步具備開展平價項目建設的條件
對於光伏平價上網目標，陶冶指出，該目標亦在十三五可再生能源規劃中有所體現。其中明確了我國光伏的經濟性目標，到2020年，光伏項目電價可與電網銷售電價相當；而十三五太陽能發展規劃則是量化電價目標，2020年光伏發電電價水平在2015年基礎上下降50%以上，延續現有的標杆電價政策，2020年光伏發電標杆電價在I類地區不超過0.45元/千瓦時，在III類地區不超過0.5元/千瓦時。
對於實現平價上網這一政策目標，陶冶認為存在三方面的重要意義：
（1）建立支持發展長效機制的基礎——可再生能源參與市場規模必將逐步擴大，可再生能源企業如何形成成熟的盈利模式仍需進一步探索；
（2）降低發電成本、擺脫政策性資金補貼；
（3）實現產業在市場競爭環境下的自主發展；
從光伏自身發展來看已具備一定的平價上網條件。從廣義而言，風電與光伏發電的成本已取得了大幅下降，消除了與傳統能源發電成本的在“量級”上的差別，但是程度上的差別依然存在。按照調整後的2018年光伏標杆電價水平，大部分地區的度電補貼強度仍在0.22-0.3元/千瓦時，全國的補貼平均值為0.275元/kWh。
另外從國際環境角度來講，全球可再生能源電力項目招標結果加速了對可再生能源電力全面進入平價時代的遐想。
2010年至2017年間，公用事業太陽能光伏發電的全球加權平均平準化度電成本下降73%，至10美分；陸上風電的平均度電成本則降低了23%，當前特許權招標項目常規度電成本為4美分，而全球加權度電成本約為6美分。阿布扎比、智利、迪拜、墨西哥、秘魯和沙特的太陽能光伏度電成本更是紛紛創下新低，使3美分成為新的成本基準。
進入2018年，全球範圍內可再生能源項目招標低價繼續頻出，最終中標價與當地煤電、核電、天然氣發電度電成本可比，大幅低於預期，海上風電部分項目甚至無需補貼。
行業人士都瞭解，實現平價有兩大途徑：一是用戶側無補貼，二是上網側平價。對於兩者，陶冶強調一定要理性去看待：“平價”的實質是發電成本的比較，是靜態比較分析，具有階段性。但是對可再生能源電力從高成本階段逐步邁入在電力市場環境下實現自主競爭具有“里程碑式”的標誌性意義。基於當下國內光伏市場的大環境，總結為一句話：實現平價上網，是產業發展的“拐點”，企業發展的“標尺”。
此外，平價上網以後還是有很多問題需要去探索，諸如短期內新增建設規模不會“敞口式”發展，可再生能源在電力市場上“電力價值”競爭力上如何實現與傳統電力技術的持平等等。
結合影響平價上網的四大關鍵因素以及平價上網的基礎條件來看，陶冶表示，從目前的條件來看東北地區，包括河北，山西，陝西、山東等部分地區，在當前技術經濟條件下，初步具備開展平價項目建設的條件。
3大維度解決可再生能源
電價補貼資金問題
談及我國可再生能源電價補貼政策，陶冶指出，目前面臨的主要問題是標杆電價水平調整沒有完全反映成本的變化。
其突出表現為兩大方面：標杆電價水平下調幅度與成本變化之間存在差異，如陸上風電、分佈式光伏；電價調整存在緩衝期，實際電價調整滯後，如陸上風電、集中光伏電站。
因此，面對如此大的補貼缺口，陶冶提出，完善可再生能源經濟激勵政策應從三個方面著手。
（1）對成熟的可再生能源發電技術持續實施補貼退坡直至退出
陸上風電&光伏電站：建議結合全額保障性收購制度、綠色證書交易制度、風電消納優惠機制創新，在2020年後實現補貼的完全退出
（2）全面實施以競爭方式激勵可再生能源發電降低成本
電站項目實施招標、範圍技術領域擴大；無補貼示範範圍、技術領域擴大。
（3）清除政策實施障礙，使可再生能源電價補貼水平及時反映成本
解決可再生能源限電問題，落實可再生能源全額保障性收購制度，在最低保障性收購小時內必須“保量保價”收購制定和完善土地、稅收等相關政策，降低可再生能源開發利用的政策方面的非技術成本。
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