光伏电价政策四大问题等待解决

我国的光伏发电电价政策自实施以来，极大地促进了国内光伏发电市场的发展，尤其是直接促使了大型光伏电站在西部地区的集中建设。但这一电价政策在颁布实施之初就在一些具体问题上受到各方的质疑，经过一段时间的实施，其他问题也开始逐步显现。

问题一电价无差异

表现：全国统一的电价政策未考虑各地资源和发电技术的差异化。

目前的电价政策采用的是全国统一电价的方式，既没有考虑各地资源的差异进行分区，也没有分技术区别对待。

从全国太阳能资源条件看，各地区之间差异性非常大，全国统一的电价政策虽然符合在太阳能资源条件好、有一定土地资源条件的地区优先发展光伏发电的原则，但同时造成了光伏发电项目在西部资源条件好的地区大量聚集，而与东中部地区等主要电力消费市场距离较远，使输配压力增大。如果西部地区光伏发电建设布局规划和实施跟不上的话，限制出力的比例将提高，“弃光”将愈加严重。

目前的电价政策也没有考虑光伏发电各类技术的差异性。一般而言，大型光伏电站单位千瓦投资和运维成本略低于小规模光伏系统;而在与建筑结合的光伏系统中，光伏电池板直接结合建筑材料，对系统结构和安装的要求非常高，也难以达到最佳倾角，因此在同一地区光电建筑结合系统的发电成本可能高于建筑附加类光伏系统发电成本1.5倍甚至2倍以上。此外，不同大型电站的土地使用费用、建筑结合系统的屋顶使用费用差距甚大。

问题二电价适用时限未定

表现：电价适用时限未做规定，增加发电项目开发不确定性。

在目前的电价政策中，对于电价适用的时限没有做出规定，这使光伏发电项目开发的不确定性增加，给企业在申请项目审批、贷款时带来了一定的难度和障碍。并且，电价适用时限也在一定程度上影响项目的收益水平和风险控制。欧洲各国对于光伏发电实施了不同种类的电价政策，电价补贴的水平不同，适用年限也有所不同，因此可能出现电价水平低，但实施时间较长，使投资收益反而更高的情况。

目前我国大部分发电项目均采用经营期定价的方式，因此参考特许权招标项目的经验，光伏发电项目应明确经营期和电价适用期，如25年，或是提出适合光伏发电发展的互相匹配的电价适用期和电价水平。

问题三电价调整情况未定

表现：未明确电价何时调整以及调整的幅度。

在电价水平调整方面，仅仅规定了原则，即“根据投资成本变化、技术进步情况适时调整”，但对于何时调整以及调整的幅度没有规定，具有较大的不确定性。虽然考虑既往其他发电技术电价政策情况，电价调整可能会给予一定的缓冲期，但不明确的电价调整方式可能造成在缓冲期内，再次出现2011年下半年西部地区集中建设的情况或是企业等待更有利电价政策的情况。德国在电价水平调整方面建立了相对较好的制度，即明确电价调整的期限，这方面的经验值得我国借鉴。

问题四电价与发展规模未联动

表现：电价水平与发展规模未建立联动机制，或致市场大起大落。

目前的电价水平与发展规模之间没有建立联系。这种联系的缺失对于其他比较成熟的发电行业影响小，但是对于光伏这一快速发展、形势在几个月内就可能有显着变化的发电行业来说影响很大。政策制定不合适或者失灵就会让整个光伏产业受损。西班牙、意大利由于政策设计存在这方面的缺陷，导致光伏发电市场出现大起大落的情况，而德国及时确立了光伏电价调整和发展规模之间的联动机制，虽然政策实施不如预期理想，但毕竟对德国光伏市场的持续发展起到了很重要的作用。我国作为一个发展中大国，保持政策实施的持续性和光伏市场的平稳性是必需的，因此电价政策必须考虑与其他规划、战略布局政策相协调。

应对：新政开征各方意见

近日，国家发改委向主要光伏企业下发了《关于完善光伏发电价格政策通知》的征求意见稿，其中充分考虑了之前电价存在的各种问题，按照4类资源区将电价定为0.75～1元/千瓦时，明确了电价执行期限为20年，并提出了调整电价标准的原则和土地招标方面的问题。

既然是征求意见，那么也还有调整的空间。希望大家积极参与，共同努力，尽快推动我国光伏发电价格政策不断完善。