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國家發改委能源研究所研究員時璟麗表示，對于包括光伏發電在內的整個可再生能源行業，電價政策是影響產業發展以及市場發展的重要政策因素，但當前電價政策的調整確實也面臨著很多的難點和挑戰
以下是時璟麗女士在本次論壇上的發言實錄：
今天主要分享我們能源研究所作為政府政策的咨詢部門和行業的服務部門，近期在光伏政策研究方面的一些主要工作和得出的主要結論，也借論壇的機會跟大家做探討。
首先，簡要回顧一下今年我國光伏發電發展的總體形勢。
行業總體形勢
根據國家可再生能源中心昨天剛剛統計出來的11月底的數據，今年(2016年—編注，以下同)前11個月，我國光伏發電新增裝機超過3200萬千瓦，累計超過7500萬千瓦，預計到今年年底將超過7600萬千瓦;發電量前11個月超過了600億千瓦時，相比去年的不到400億千瓦時，應該說光伏發電電量貢獻增速非常快。
從地域分布來看，目前我國光伏發電的分布可以說既集中、又相對分散。現有7500多萬千瓦的裝機主要分布在15個省區，每個省累計裝機都超過了200萬千瓦。總體來看，大型電站主要集中在西北地區的五個省區，合計占比達到了46%;但東部一些省區的裝機增長也比較快，前六個省的合計裝機也占到了全國光伏發電總裝機超過1/4。
截止11月底，今年新增光伏電站裝機2800多萬千瓦，全國裝機累計超過6500萬千瓦。無論是從累計裝機、還是從新增裝機上來看，集中式電站仍然占據了接近90%的比例。
今年上半年，新增光伏裝機以集中式電站為主，這主要是“630”搶裝的結果。下半年的市場格局則有很大的調整，這里僅以10月份和11月份兩個月的數據來看，西北五省區的新增裝機僅僅只有9萬千瓦，占總裝機規模的46%。而東部六個省區兩個月的新增裝機就達到了100萬千瓦，占全國差不多接近一半的份額。
從分布式光伏發電的發展來看，今年前11個月新增裝機超過了360萬千瓦，預計全年超過400萬千瓦，累計超過1000萬千瓦。
從分布上來看，今年新增分布式裝機主要還是集中在浙江、山東、江蘇、安徽、江西、廣東等省份，都是中東部經濟發達地區，并且與分布式光伏發電的地方投資或電價補貼的關聯性比較強。
截止去年年底(2015年—編注)，全國累計分布式光伏發電裝機606萬千瓦，今年新增將超過此前累計裝機60%的水平。所以，應該說我們分布式光伏發電在2016年是真正進入到快速增長時期，希望在“十三五”期間能進入爆發增長期。
面臨的挑戰
當然，國內光伏發電市場，無論集中式電站還是分布式電站，還是建筑應用光伏，也都還面臨著很多的挑戰。
首先，光伏發電的成本還需要明顯下降。在“十三五”時期，電價和補貼水平還將逐步下調，這是一個趨勢。
其次，可再生能源補貼資金的缺口還將持續增長。我們對此也做了一個簡單的測算，如果考慮到風電在2020年能夠在部分地區實現跟煤電平價競爭、光伏發電在銷售側實現平價上網，在可再生能源電價附加水平保持不變的情況下，僅2020年當年補貼資金的需求就將達到1800億元，而可征收的補貼資金僅1100億元，因此2020年當年就存在700億元的補貼資金缺口，這不僅是光伏行業，也是整個可再生能源行業發展所面臨的一個重要挑戰。
再者，對于光伏發電來說，還有很多非技術性的成本，也影響了光伏發電企業的經濟性和項目的盈利水平。
對于西部地區的集中式和分布式光伏電站，目前面臨的問題是限電的范圍不斷擴大、比例不斷增高。2016年前11個月的全國光伏限電電量約為68億千瓦時，比例達到11%。
對于中東部地區的集中式和分布式光伏電站而言，更多的是規范開發和土地使用方面的問題。
對于分布式光伏，在過去兩三年，我們一直在探討如何找到合適的項目、怎么去建立更好的商業模式以及融資模式等一些新業態問題。雖然這些問題三年前就提出來了，但實際上現在仍是整個行業需要共同努力的方向。還有分布式光伏如何結合電改形勢等發展。
從政策方向看，根據最近一個月之內陸續頒布的國家有關規劃提出的目標，2020年光伏發電裝機要達到1.05億千瓦，我們理解這是一個底限目標。如果通過行業的努力能夠做到更多，我想這也應該是政府部門和全社會都能夠受益的事情。
光伏發電“十三五”的重點發展領域，就是更加強調多元化發展，尤其是分布式光伏和光伏+的應用，作為《太陽能發展“十三五”規劃》重點任務中的第一條，是“十三五”期間光伏發電發展領域最主要、最重要的任務。
對于大型電站的建設，規劃更多強調優化和布局，包括要持續地實施光伏領跑者計劃以及光伏扶貧計劃。另外，也強調了技術創新和產業升級。
電價問題
電價政策的有效實施促進了我國包括光伏發電在內的整個可再生能源市場和產業在“十一五”和“十二五”期間的迅速發展。2006年《可再生能源法》實施以后，我國對可再生能源發電定價采取的原則是成本加合理利潤，方式是政府定價或者是政府指導價。到目前為止，方式和原則還沒有發生變化。
但是，近期的形勢發生了一些變化。
2014年和2015年，我國連續幾次較大幅度地下調了煤電標桿電價，這使得可再生能源標桿電價與煤電之間的電價差距增大了。也就是說，可再生能源電力的度電補貼相應增加，這也是可再生能源補貼資金缺口進一步增大的主要原因之一。總體上，從2016年主要電源的電價水平來看，無論是相對于煤電、天然氣發電，還是其他可再生能源電力，光伏發電的電價仍然處于一個相對較高的水平。
對于分布式光伏電價政策，國家在去年調整了自發自用和全額上網兩種政策，“自發自用、余量上網”模式采用0.42元/千瓦時的電價補貼;“全額上網”模式項目則與集中電站的電價和補貼發放管理模式完全一致。這兩種模式在項目投運的時候任選其一，其后可以單向調整。也就是說，可以從“余量上網”模式轉向“全額上網”模式，可以調整一次，但是不能進行反向調整。
對于包括光伏發電在內的整個可再生能源行業，電價政策是影響產業發展以及市場發展的重要政策因素，但當前電價政策的調整確實也面臨著很多的難點和挑戰。
首先是電價水平的調整難以及時反映可再生能源發電成本的變化。其中，最明顯的就是光伏發電，因為光伏發電近幾年在技術進步、產業升級和成本下降方面確確實實非常顯著，而電價政策的調整頻次相對較低，這就導致每次調整的幅度很大，因此也導致了可再生能源發電市場較大幅度的波動。
去年風電的“1231”和今年光伏的“630”現象，對于產業的良性發展是不利的。可能明年無論在哪個月調整光伏的電價補貼，市場有可能還要重新復制今年的情況。
其次，電價政策調整難還有一個原因，就是剛才提到非技術性成本，確實加大了電價水平調整的難度。非技術成本原本不應該在電價中考慮，但這又是企業實際面臨的問題，所以在做調整的時候又不得不考慮。可是到底要考慮哪些因素，不同因素考慮的度是多少，導致電價可能出現不同的調整方案。
我覺得，對于一些相關的政策，比如說合規的土地政策以及一些稅費問題，是可以考慮的。但是，過高的稅費，或者地方的一些不規范的稅費，確實難以在電價中完全反映。
另外，電力體制改革對于包括可再生能源電價在內的電價機制調整也提出了很多新要求。根據電力體制改革文件，我梳理出跟可再生能源電價相關的幾項，主要是輸配電價改革、計劃電量機制改革、由市場形成電價或直接交易機制。其中，輸配電價改革、由市場形成電價或直接交易機制都與分布式光伏發電的電價和補貼政策直接相關。
電價機制改革對分布式光伏發電來說是一個非常好的機遇。但如果不能做到前期很好設計的話，如果沒有納入到電價機制調整總體考慮中話，類似目前部分地區實施的直接交易的電改，實際上犧牲的是可再生能源發電企業的利益，會使可再生能源發電收益下降，但電價水平卻難以及時反映出來。
從電價調整方向來看，去年年底，國家發改委價格司公布的政策新增了一項原則，即隨著發展規模調整相應的電價水平。另外，今年上半年，國家能源局新能源司也頒布了一些重要的文件和機制，比如全額保障性收購制度等，這些都會對電價調整產生影響。
再有，剛才提到輸配電價改革以后，固定標桿電價政策怎么結合市場化的步伐來進行實施。比如說在一些輸配電價改革試點地區，如果不存在煤電標桿電價，電源都去競價時，可再生能源的電價就需要由原來差額補貼模式轉為度電定額補貼或者是市場溢價政策。
還有可再生能源綠色電力證書制度，現在看來，推進的進度相對緩慢一些，但如果能夠推進的話，就可以降低對補貼資金的需求。
今年在光伏發電開始試行引入招標機制。對于分布式光伏，還需要更加強調地方性的經濟激勵機制的作用。
在剛剛頒布的《太陽能發展“十三五”規劃》中，提出到2020年光伏發電的電價水平要在2015年的基礎上降50%以上。如果沒有革命性的技術進步，我覺得實現這一目標是有很大難度的，2020年電價水平需要降低到0.45-0.5元/千瓦時，對于 III類地區挑戰很大我覺得，《可再生能源發展“十三五”規劃》提出來的光伏電價與電網的銷售電價相當這一目標更務實一些。或者說，通過業界的努力，光伏發電成本在2015年基礎上，到2020年降低50%，還是可能實現的。
從即往發展看，無論是國際還是國內，光伏發電成本確實實現了顯著下降，并且光伏發電在部分國家和地區已經具有了成本競爭力。
從我們做的光伏發電成本研究的結論看，光伏發電成本和電價需求下降潛力大，這是業界公認的，但對于成本的具體預測，難度也是非常大的。
今年10月份我們更新了對電價需求的測算，如果按照固規定的全額保障性收購小時數，考慮到明年可能的產品價格情況，預期，明年三類地區的光伏發電電價需求是在每千瓦時0.61、0.70和0.83元。電價需求測算沒有考慮其他的非技術性相關成本。
分布式光伏電價
再簡單討論分布式光伏發電的電價，尤其是“自發自用、余量上網”模式的電價。近幾年由于煤炭標桿電價和電網銷售電價水平的降低，造成分布式光伏發電的實際收益減少了差不多5-7分/千瓦時。但從國家發改委價格司的征求意見稿來看，“自發自用、余量上網”模式的電價補貼水平下調幅度是比較小的，即未來“自發自用、余量上網”模式的回報率可能是高于“全額上網”的模式，從而可能會影響光伏市場各類型的比例。
對于分布式光伏發電度電補貼政策，建議按照用戶的類型來區分補貼調整額度，因為現在對于一些商業屋頂項目，已經具備不用補貼的條件。但是，民用建筑光伏的補貼需求，可能目前0.42元/千瓦時的度電補貼在某些地區還不夠。所以，下一步我們建議按照用戶類型細分分布式光伏補貼政策。
對于分布式光伏的民用建筑市場，可以采用4s店模式，居民電價較低帶來的經濟性問題需要新的政策來解決。對于一般工商業和大工業建筑的分布式光伏應用市場，商業模式和投融資模式以及保險和信貸政策方面的創新是需要進一步努力的方向。
最后，簡單做一下展望。
從資源角度，如果僅僅利用5%的荒漠地帶，我國光伏發電裝機潛力可以達到15億千瓦;我國分布式建筑光伏和其他分布式光伏利用，如利用公路、鐵路、湖面或者是設施農業，裝機潛力也可以達到11萬千瓦。近期，光伏發電可以作為可再生能源的增量的主力方向之一，希望在2020到2030年，光伏發電在資源、技術、成本、環境等多個方面具備優勢條件，成為戰略能源之一。
在今年10月底的蘇州國際能源變革論壇上，國家可再生能源中心發布了《中國可再生能源展望2016》，設定了既定政策情景和高比例發展情景。在高比例發展情景之下，光伏發電在2030年可以超過10億千瓦，可再生能源的能源貢獻量可以超過30%，其中水電、風電和太陽能各占據三分之一的份額。
以下是時璟麗女士在本次論壇上的發言實錄：
今天主要分享我們能源研究所作為政府政策的咨詢部門和行業的服務部門，近期在光伏政策研究方面的一些主要工作和得出的主要結論，也借論壇的機會跟大家做探討。
首先，簡要回顧一下今年我國光伏發電發展的總體形勢。
行業總體形勢
根據國家可再生能源中心昨天剛剛統計出來的11月底的數據，今年(2016年—編注，以下同)前11個月，我國光伏發電新增裝機超過3200萬千瓦，累計超過7500萬千瓦，預計到今年年底將超過7600萬千瓦;發電量前11個月超過了600億千瓦時，相比去年的不到400億千瓦時，應該說光伏發電電量貢獻增速非常快。
從地域分布來看，目前我國光伏發電的分布可以說既集中、又相對分散。現有7500多萬千瓦的裝機主要分布在15個省區，每個省累計裝機都超過了200萬千瓦。總體來看，大型電站主要集中在西北地區的五個省區，合計占比達到了46%;但東部一些省區的裝機增長也比較快，前六個省的合計裝機也占到了全國光伏發電總裝機超過1/4。
截止11月底，今年新增光伏電站裝機2800多萬千瓦，全國裝機累計超過6500萬千瓦。無論是從累計裝機、還是從新增裝機上來看，集中式電站仍然占據了接近90%的比例。
今年上半年，新增光伏裝機以集中式電站為主，這主要是“630”搶裝的結果。下半年的市場格局則有很大的調整，這里僅以10月份和11月份兩個月的數據來看，西北五省區的新增裝機僅僅只有9萬千瓦，占總裝機規模的46%。而東部六個省區兩個月的新增裝機就達到了100萬千瓦，占全國差不多接近一半的份額。
從分布式光伏發電的發展來看，今年前11個月新增裝機超過了360萬千瓦，預計全年超過400萬千瓦，累計超過1000萬千瓦。
從分布上來看，今年新增分布式裝機主要還是集中在浙江、山東、江蘇、安徽、江西、廣東等省份，都是中東部經濟發達地區，并且與分布式光伏發電的地方投資或電價補貼的關聯性比較強。
截止去年年底(2015年—編注)，全國累計分布式光伏發電裝機606萬千瓦，今年新增將超過此前累計裝機60%的水平。所以，應該說我們分布式光伏發電在2016年是真正進入到快速增長時期，希望在“十三五”期間能進入爆發增長期。
面臨的挑戰
當然，國內光伏發電市場，無論集中式電站還是分布式電站，還是建筑應用光伏，也都還面臨著很多的挑戰。
首先，光伏發電的成本還需要明顯下降。在“十三五”時期，電價和補貼水平還將逐步下調，這是一個趨勢。
其次，可再生能源補貼資金的缺口還將持續增長。我們對此也做了一個簡單的測算，如果考慮到風電在2020年能夠在部分地區實現跟煤電平價競爭、光伏發電在銷售側實現平價上網，在可再生能源電價附加水平保持不變的情況下，僅2020年當年補貼資金的需求就將達到1800億元，而可征收的補貼資金僅1100億元，因此2020年當年就存在700億元的補貼資金缺口，這不僅是光伏行業，也是整個可再生能源行業發展所面臨的一個重要挑戰。
再者，對于光伏發電來說，還有很多非技術性的成本，也影響了光伏發電企業的經濟性和項目的盈利水平。
對于西部地區的集中式和分布式光伏電站，目前面臨的問題是限電的范圍不斷擴大、比例不斷增高。2016年前11個月的全國光伏限電電量約為68億千瓦時，比例達到11%。
對于中東部地區的集中式和分布式光伏電站而言，更多的是規范開發和土地使用方面的問題。
對于分布式光伏，在過去兩三年，我們一直在探討如何找到合適的項目、怎么去建立更好的商業模式以及融資模式等一些新業態問題。雖然這些問題三年前就提出來了，但實際上現在仍是整個行業需要共同努力的方向。還有分布式光伏如何結合電改形勢等發展。
從政策方向看，根據最近一個月之內陸續頒布的國家有關規劃提出的目標，2020年光伏發電裝機要達到1.05億千瓦，我們理解這是一個底限目標。如果通過行業的努力能夠做到更多，我想這也應該是政府部門和全社會都能夠受益的事情。
光伏發電“十三五”的重點發展領域，就是更加強調多元化發展，尤其是分布式光伏和光伏+的應用，作為《太陽能發展“十三五”規劃》重點任務中的第一條，是“十三五”期間光伏發電發展領域最主要、最重要的任務。
對于大型電站的建設，規劃更多強調優化和布局，包括要持續地實施光伏領跑者計劃以及光伏扶貧計劃。另外，也強調了技術創新和產業升級。
電價問題
電價政策的有效實施促進了我國包括光伏發電在內的整個可再生能源市場和產業在“十一五”和“十二五”期間的迅速發展。2006年《可再生能源法》實施以后，我國對可再生能源發電定價采取的原則是成本加合理利潤，方式是政府定價或者是政府指導價。到目前為止，方式和原則還沒有發生變化。
但是，近期的形勢發生了一些變化。
2014年和2015年，我國連續幾次較大幅度地下調了煤電標桿電價，這使得可再生能源標桿電價與煤電之間的電價差距增大了。也就是說，可再生能源電力的度電補貼相應增加，這也是可再生能源補貼資金缺口進一步增大的主要原因之一。總體上，從2016年主要電源的電價水平來看，無論是相對于煤電、天然氣發電，還是其他可再生能源電力，光伏發電的電價仍然處于一個相對較高的水平。
對于分布式光伏電價政策，國家在去年調整了自發自用和全額上網兩種政策，“自發自用、余量上網”模式采用0.42元/千瓦時的電價補貼;“全額上網”模式項目則與集中電站的電價和補貼發放管理模式完全一致。這兩種模式在項目投運的時候任選其一，其后可以單向調整。也就是說，可以從“余量上網”模式轉向“全額上網”模式，可以調整一次，但是不能進行反向調整。
對于包括光伏發電在內的整個可再生能源行業，電價政策是影響產業發展以及市場發展的重要政策因素，但當前電價政策的調整確實也面臨著很多的難點和挑戰。
首先是電價水平的調整難以及時反映可再生能源發電成本的變化。其中，最明顯的就是光伏發電，因為光伏發電近幾年在技術進步、產業升級和成本下降方面確確實實非常顯著，而電價政策的調整頻次相對較低，這就導致每次調整的幅度很大，因此也導致了可再生能源發電市場較大幅度的波動。
去年風電的“1231”和今年光伏的“630”現象，對于產業的良性發展是不利的。可能明年無論在哪個月調整光伏的電價補貼，市場有可能還要重新復制今年的情況。
其次，電價政策調整難還有一個原因，就是剛才提到非技術性成本，確實加大了電價水平調整的難度。非技術成本原本不應該在電價中考慮，但這又是企業實際面臨的問題，所以在做調整的時候又不得不考慮。可是到底要考慮哪些因素，不同因素考慮的度是多少，導致電價可能出現不同的調整方案。
我覺得，對于一些相關的政策，比如說合規的土地政策以及一些稅費問題，是可以考慮的。但是，過高的稅費，或者地方的一些不規范的稅費，確實難以在電價中完全反映。
另外，電力體制改革對于包括可再生能源電價在內的電價機制調整也提出了很多新要求。根據電力體制改革文件，我梳理出跟可再生能源電價相關的幾項，主要是輸配電價改革、計劃電量機制改革、由市場形成電價或直接交易機制。其中，輸配電價改革、由市場形成電價或直接交易機制都與分布式光伏發電的電價和補貼政策直接相關。
電價機制改革對分布式光伏發電來說是一個非常好的機遇。但如果不能做到前期很好設計的話，如果沒有納入到電價機制調整總體考慮中話，類似目前部分地區實施的直接交易的電改，實際上犧牲的是可再生能源發電企業的利益，會使可再生能源發電收益下降，但電價水平卻難以及時反映出來。
從電價調整方向來看，去年年底，國家發改委價格司公布的政策新增了一項原則，即隨著發展規模調整相應的電價水平。另外，今年上半年，國家能源局新能源司也頒布了一些重要的文件和機制，比如全額保障性收購制度等，這些都會對電價調整產生影響。
再有，剛才提到輸配電價改革以后，固定標桿電價政策怎么結合市場化的步伐來進行實施。比如說在一些輸配電價改革試點地區，如果不存在煤電標桿電價，電源都去競價時，可再生能源的電價就需要由原來差額補貼模式轉為度電定額補貼或者是市場溢價政策。
還有可再生能源綠色電力證書制度，現在看來，推進的進度相對緩慢一些，但如果能夠推進的話，就可以降低對補貼資金的需求。
今年在光伏發電開始試行引入招標機制。對于分布式光伏，還需要更加強調地方性的經濟激勵機制的作用。
在剛剛頒布的《太陽能發展“十三五”規劃》中，提出到2020年光伏發電的電價水平要在2015年的基礎上降50%以上。如果沒有革命性的技術進步，我覺得實現這一目標是有很大難度的，2020年電價水平需要降低到0.45-0.5元/千瓦時，對于 III類地區挑戰很大我覺得，《可再生能源發展“十三五”規劃》提出來的光伏電價與電網的銷售電價相當這一目標更務實一些。或者說，通過業界的努力，光伏發電成本在2015年基礎上，到2020年降低50%，還是可能實現的。
從即往發展看，無論是國際還是國內，光伏發電成本確實實現了顯著下降，并且光伏發電在部分國家和地區已經具有了成本競爭力。
從我們做的光伏發電成本研究的結論看，光伏發電成本和電價需求下降潛力大，這是業界公認的，但對于成本的具體預測，難度也是非常大的。
今年10月份我們更新了對電價需求的測算，如果按照固規定的全額保障性收購小時數，考慮到明年可能的產品價格情況，預期，明年三類地區的光伏發電電價需求是在每千瓦時0.61、0.70和0.83元。電價需求測算沒有考慮其他的非技術性相關成本。
分布式光伏電價
再簡單討論分布式光伏發電的電價，尤其是“自發自用、余量上網”模式的電價。近幾年由于煤炭標桿電價和電網銷售電價水平的降低，造成分布式光伏發電的實際收益減少了差不多5-7分/千瓦時。但從國家發改委價格司的征求意見稿來看，“自發自用、余量上網”模式的電價補貼水平下調幅度是比較小的，即未來“自發自用、余量上網”模式的回報率可能是高于“全額上網”的模式，從而可能會影響光伏市場各類型的比例。
對于分布式光伏發電度電補貼政策，建議按照用戶的類型來區分補貼調整額度，因為現在對于一些商業屋頂項目，已經具備不用補貼的條件。但是，民用建筑光伏的補貼需求，可能目前0.42元/千瓦時的度電補貼在某些地區還不夠。所以，下一步我們建議按照用戶類型細分分布式光伏補貼政策。
對于分布式光伏的民用建筑市場，可以采用4s店模式，居民電價較低帶來的經濟性問題需要新的政策來解決。對于一般工商業和大工業建筑的分布式光伏應用市場，商業模式和投融資模式以及保險和信貸政策方面的創新是需要進一步努力的方向。
最后，簡單做一下展望。
從資源角度，如果僅僅利用5%的荒漠地帶，我國光伏發電裝機潛力可以達到15億千瓦;我國分布式建筑光伏和其他分布式光伏利用，如利用公路、鐵路、湖面或者是設施農業，裝機潛力也可以達到11萬千瓦。近期，光伏發電可以作為可再生能源的增量的主力方向之一，希望在2020到2030年，光伏發電在資源、技術、成本、環境等多個方面具備優勢條件，成為戰略能源之一。
在今年10月底的蘇州國際能源變革論壇上，國家可再生能源中心發布了《中國可再生能源展望2016》，設定了既定政策情景和高比例發展情景。在高比例發展情景之下，光伏發電在2030年可以超過10億千瓦，可再生能源的能源貢獻量可以超過30%，其中水電、風電和太陽能各占據三分之一的份額。
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