監(jiān)管力度加強助力光伏高質(zhì)量發(fā)展

2017年，我國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展成績雖然十分亮眼，但是部分地區(qū)棄光限電形勢依然十分嚴峻，光伏非技術(shù)成本居高不下，補貼拖欠缺口越來越大，不僅影響光伏平價上網(wǎng)進程，而且還將制約光伏高質(zhì)量發(fā)展。

基于此，國家能源局在近日發(fā)布的《2018年市場監(jiān)管工作要點》(以下簡稱《要點》)中指出，加強監(jiān)管能力建設(shè)，組織開展清潔能源消納重點綜合監(jiān)管。全面評價各地光伏發(fā)電基本情況，突出重點問題和重點項目，對光伏發(fā)電項目并網(wǎng)接入情況、相關(guān)價格及收費政策執(zhí)行情況、電費結(jié)算及補貼支付情況等進行監(jiān)督檢查，推動光伏發(fā)電各項政策有效落實，規(guī)范光伏發(fā)電市場秩序，促進光伏行業(yè)健康發(fā)展。

進一步促進光伏消納

中國新能源電力投融資聯(lián)盟秘書長彭澎在接受記者采訪時表示，國家能源局之所以把消納作為今年光伏市場監(jiān)管工作的重點，其主要目的還是保障光伏裝機后的正常發(fā)電，發(fā)揮它最大的效用，只有這樣，光伏高質(zhì)量發(fā)展的目標才能實現(xiàn)。

國家能源局公布的數(shù)據(jù)顯示，去年全國棄光電量73億千瓦時，棄光率同比下降4.3%，棄光主要集中在新疆和甘肅，其中，新疆(不含兵團)棄光電量28.2億千瓦時，棄光率22%，同比下降9.3%;甘肅棄光電量18.5億千瓦時，棄光率20%，同比下降9.8%。盡管如此，西北地區(qū)棄光限電形勢仍需改善。

國網(wǎng)能源研究院高級研究員閆湖告訴記者，近年來，一些地方棄光限電問題之所以沒有得到有效解決，其中一個重要原因就是，長期以來我國電力按省域平衡，光伏等可再生能源以就地消納為主，缺乏跨省跨區(qū)消納政策和電價機制。目前，完善省際間輔助服務(wù)補償和交易機制，放開用戶和售電企業(yè)的省外購電權(quán)，建立“中長期市場+現(xiàn)貨市場”模式的全國電力市場體系，通過市場競爭促進光伏消納顯得尤為重要。

去年，我國整體的棄光率之所以會進一步降低，主要有四方面原因：電力需求的增長、新建規(guī)模的區(qū)域轉(zhuǎn)移、特高壓輸電線路的助力及電改的作用。其中，電改對光伏消納所起到的作用越來越突出。

相關(guān)機構(gòu)統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，通過電改，2017年，中國八大電力現(xiàn)貨市場的風電和光伏電力交易總量為5.7億千瓦時，其中80%發(fā)生在甘肅和新疆。

國網(wǎng)新疆電力有限公司交易中心副主任李宏杰曾在接受記者采訪時表示，為把囤積在疆內(nèi)富余的光伏等可再生能源送出去，2016年6月，新疆電力公司啟動“電力援疆+市場化”跨區(qū)域送電工作，與7個省(市)簽訂電力援疆協(xié)議，當年完成援疆外送電量超過25億千瓦時，使得2016年新疆棄光率平均下降了近15%。

為此，《要點》提出，大力推進電力市場化交易。不斷完善電力市場規(guī)則和辦法，促進并規(guī)范開展電力中長期市場化交易。積極推動跨省跨區(qū)電力市場化交易，

推動跨省跨區(qū)交易與各地交易在規(guī)則、品種、時序等方面融合，進一步促進發(fā)電權(quán)交易，加強市場交易行為監(jiān)管，提高市場化交易電量比重。很顯然，這將進一步促進光伏消納，降低光伏棄光率。

著力降低光伏非技術(shù)成本

彭澎向記者表示，對于光伏發(fā)電來講，還是寄希望于2020年，甚至是之前能夠?qū)崿F(xiàn)平價上網(wǎng)。然而，現(xiàn)非技術(shù)成本已成為阻礙光伏平價上網(wǎng)的一個關(guān)鍵因素。其中，土地、并網(wǎng)等成本較高。

以內(nèi)蒙古為例。目前，在該地區(qū)，一個10萬千瓦的地面光伏電站占用耕地，一般需要一次性繳納4000萬元耕地占用稅，每年繳納800萬元土地使用稅，算下來20年有累計2億元的稅費。在東部沿海地區(qū)土地使用稅還將更高。

值得注意的是，為降低光伏用地成本，國家能源局在去年9月下發(fā)的《關(guān)于減輕可再生能源領(lǐng)域涉企稅費負擔的通知(征求意見函)》(以下簡稱《意見函》)中明確提出，光伏發(fā)電項目占用耕地，對光伏陣列不占壓土地、不改變地表形態(tài)的部分，免征耕地占用稅。達到城鎮(zhèn)土地使用稅起征標準的，對光伏陣列不占壓土地、不改變地表形態(tài)的部分，不計入占用土地面積，免繳城鎮(zhèn)土地使用稅。

另外，彭澎向記者透露，目前在一些地方，光伏發(fā)電項目并網(wǎng)還是有一些費用的。例如，輸電線路和升壓站都是由項目單位掏錢自建，這比費用一旦加到光伏項　　目上，將直接抬高發(fā)電成本，不利于光伏平價上網(wǎng)。

其實，早在2013年3月，國家發(fā)展改革委在下發(fā)的《關(guān)于完善光伏發(fā)電價格政策通知(意見稿)》中就提出，電網(wǎng)企業(yè)應積極為光伏發(fā)電項目提供必要的并網(wǎng)接入等電網(wǎng)服務(wù)。

與此同時，《意見函》也明確提出，各類可再生能源發(fā)電項目的外部配套及輸配電工程，全部由所在地電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)，以往相關(guān)電網(wǎng)工程由可再生能源發(fā)電項目單位投資建設(shè)的，電網(wǎng)企業(yè)按協(xié)議或經(jīng)第三方評估在兩年內(nèi)完成回購。

彭澎對記者說，國家能源局通過加強對光伏項目并網(wǎng)接入情況、相關(guān)價格及收費政策執(zhí)行情況的監(jiān)管，目的就是要推動上述政策有效落實，降低光伏非技術(shù)性成本，助力光伏早日平價上網(wǎng)。

保障光伏補貼按時發(fā)放

近幾年來，我國促進可再生能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展主要是采取“標桿電價+財政補貼”的方式，政策效果也確實可觀。以光伏為例，在補貼政策拉動下，我國光伏新增裝機量連續(xù)5年居于世界第一。

經(jīng)過最近幾年的大發(fā)展，光伏發(fā)電成本得到大幅降低，截至去年底，光伏發(fā)電系統(tǒng)投資成本降至5元/瓦左右，度電成本降至0.5~0.7元/千瓦時。即使如此，和火電相比，光伏發(fā)電成本依然較高，要想實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展，補貼不可或缺。

根據(jù)我國現(xiàn)行法規(guī)，補貼資金來源于　　可再生能源電價附加。目前可再生能源電價附加征收標準為0.019元/千瓦時，隨電費收取。但是隨著光伏裝機規(guī)模的不斷增長，補貼資金缺口卻在持續(xù)擴大。據(jù)相關(guān)機構(gòu)統(tǒng)計，截至去年底，可再生能源補貼缺口已達到1000億元。

“補貼缺口不斷擴大，不利于光伏的可持續(xù)健康發(fā)展。”業(yè)內(nèi)人士向記者表示，缺口之所以越來越大，主要原因就是可再生能源補貼資金應收盡收的難度較大。目前實際征收僅85%左右，其中的缺口主要是自備電廠未足額繳納電價附加資金。

值得關(guān)注的是，根據(jù)3月22日國家發(fā)展改革委下發(fā)的《燃煤自備電廠規(guī)范建設(shè)和運行專項治理方案 (征求意見稿)》，自備電廠自2016年起欠繳政府性基金及附加和系統(tǒng)備用費的，應于3年內(nèi)繳清，那么自備電廠至少需要補繳兩年的可再生能源電力附加基金，約250億元。這對彌補補貼缺口將是一大利好。

國家能源局還表示，將推動相關(guān)部門不斷加大可再生能源補貼資金的征收力度，明確地方的主體責任，調(diào)動地方積極性。特別是對新疆、甘肅等自備電廠較多的省份，將會加大這些地方電價附加征收力度。

彭澎對記者說，國家能源局加強對電費結(jié)算與補貼支付的監(jiān)管，不僅有助于自備電廠可再生能源電力附加基金的征收，而且還能加快光伏補貼發(fā)放速度，推動光伏實現(xiàn)高質(zhì)量發(fā)展。