光伏發(fā)電補貼退坡進程關(guān)鍵在于政策環(huán)境，既包括政策創(chuàng)新，也包括既有政策的有效落實，還包括消除現(xiàn)有不合理政策。為了實現(xiàn)2020年光伏發(fā)電在銷售側(cè)平價上網(wǎng)，以及在2021-2025年之間實現(xiàn)上網(wǎng)側(cè)平價上網(wǎng)，提出以下建議：

　　如果維持現(xiàn)有電價定價機制不變（即不考慮煤電的環(huán)境成本）并考慮電改下競價因素影響，其他現(xiàn)有政策不變，單純依靠光伏發(fā)電自身技術(shù)進步和產(chǎn)業(yè)升級實現(xiàn)補貼退坡目標，預(yù)期光伏電站的度電補貼強度可以逐年下降。

　　2020年新建項目度電補貼強度可以2017年基礎(chǔ)上降低0.2元/千瓦時左右，達到0.15-0.20元/千瓦時，2023年度電補貼強度可以2020年基礎(chǔ)上再降低0.1元/千瓦時左右，補度電貼強度普遍在0.1元/千瓦時以內(nèi)。

　　為激勵光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展，需要全面推行以競爭方式優(yōu)化光伏電站建設(shè)的時空布局，及時更新促進技術(shù)進步和產(chǎn)業(yè)升級的電站技術(shù)指標和項目開發(fā)要求。在達到要求的情況下，通過電價或補貼水平招標選擇項目業(yè)主，消除項目開發(fā)權(quán)轉(zhuǎn)讓和各種地方性的不合理費用，降低電價或補貼水平。

　　根據(jù)招標電價變化和產(chǎn)業(yè)發(fā)展情況按年度確定光伏發(fā)電標桿電價或者度電補貼水平。對于電價水平調(diào)整，為減輕搶裝潮對產(chǎn)業(yè)的負面影響，建議按年度確定調(diào)價標準但分期（如分季度）調(diào)整電價或度電補貼水平。

　　此外，建議在太陽能資源比較豐富地區(qū)，試點無補貼光伏發(fā)電基地建設(shè)模式。如，部分I類地區(qū)的太陽能資源可以在固定支架情況下發(fā)電小時數(shù)達到1700以上，跟蹤支架可達到1800小時以上，在2020年前具備試點建設(shè)無補貼光伏發(fā)電基地的條件。

　　加快實施可再生能源綠色電力證書自愿認購交易制度，盡快推出可再生能源電力配額考核和綠色證書強制交易，近期緩解、中期最終解決可再生能源補貼資金缺口以及限電問題。從現(xiàn)實需求看，綠色證書自愿認購市場對于緩解電價補貼資金缺口問題的作用非常有限，必須盡快推出和實施強制性的配額制度，建立綠色證書約束交易機制和市場。

　　如果2018年能夠推出綠色證書強制交易，考慮利用三年左右的時間，通過適宜的政策設(shè)計，使綠色證書的價格達到0.05元/千瓦時左右，到2023年再達到0.1元/千瓦時左右，則預(yù)期2023年前光伏發(fā)電可以在上網(wǎng)側(cè)實現(xiàn)全面平價。

　　① 提升可再生能源發(fā)展基金規(guī)模以解決近期補貼資金缺口。在綠色證書約束交易市場完全建立、綠色證書收益未能完全覆蓋補貼資金缺口之前，根據(jù)可再生能源發(fā)展規(guī)模目標、電價退坡和補貼需求，適度調(diào)高可再生能源電價附加標準，加強對自備電廠可再生能源征收力度，提升可再生能源電價附加征收率，擴大可再生能源發(fā)展基金規(guī)模，彌補補貼資金缺口，盡快解決電價補貼拖欠問題。

　�、� 制定和完善土地、稅收等相關(guān)政策，降低光伏發(fā)電開發(fā)利用的非技術(shù)成本。結(jié)合光伏發(fā)電土地使用的特殊性，細化土地使用政策，明確土地使用類別以及相應(yīng)的征地補償、年使用費用標準并規(guī)范執(zhí)行、加強監(jiān)管，降低土地利用成本。

　　建議將太陽能發(fā)電增值稅50%即征即退政策確定為長期有效的政策。強化對并網(wǎng)設(shè)施建設(shè)管理，按照國家規(guī)定應(yīng)由電網(wǎng)完成投資建設(shè)的部分，不得要求由開發(fā)企業(yè)投資，或在開發(fā)企業(yè)投資建設(shè)后，電網(wǎng)企業(yè)必須以合理價格回購。鼓勵金融機構(gòu)對風(fēng)光項目提供優(yōu)惠貸款政策。

   

　�、� 建立公平競爭的平臺，推進光伏發(fā)電參與市場化交易。結(jié)合電力體制改革進程，在具備實時電力現(xiàn)貨交易市場的地區(qū)，建立光伏發(fā)電與其他電源同平臺競爭機制，增量項目應(yīng)全電量參與市場競價，存量項目可全電量參與市場競價，或超出最低保障收購年利用小時數(shù)的部分電量參與市場競價，電網(wǎng)企業(yè)按照電力現(xiàn)貨交易市場的實時出清價格結(jié)算費用。

　　在沒有建立實時電力現(xiàn)貨交易市場的地區(qū)，鼓勵超出最低保障收購年利用小時數(shù)的光伏發(fā)電電力電量通過市場交易方式消納。地方政府部門不得對全額保障性收購電量部分確定和執(zhí)行地方性電價政策。

　　4、創(chuàng)新分布式光伏配電側(cè)消納和市場交易模式，細化分布式光伏補貼標準，2020年前實現(xiàn)工業(yè)用戶銷售側(cè)平價

　　對于分布式光伏發(fā)電，首先鼓勵自發(fā)自用，余量部分鼓勵在配電側(cè)消納并建立市場化交易模式，

　　一是分布式發(fā)電項目與電力用戶進行電量直接交易，向電網(wǎng)企業(yè)支付“過網(wǎng)費”，交易范圍首先就近實現(xiàn)，最大交易范圍不超過110千伏變電臺區(qū)；

　　二是分布式發(fā)電項目單位委托電網(wǎng)企業(yè)代售電，電網(wǎng)企業(yè)對代售電量按綜合售電價格，扣除“過網(wǎng)費”（含網(wǎng)損電量）后將其余售電收入轉(zhuǎn)付給分布式發(fā)電項目單位。

　　通過這兩種方式，分布式光伏發(fā)電電量可以在配電側(cè)基本實現(xiàn)消納，且基于市場交易獲得合理收益。

　　在補貼標準方面，建議盡快細化分布式光伏補貼標準，如果余量部分可以實現(xiàn)上述“轉(zhuǎn)供電”或“代售電”，則2020年前新建工業(yè)用戶的分布式光伏可以實現(xiàn)平價和補貼退出。即使仍采用現(xiàn)有模式，2020年新建工業(yè)用戶的分布式光伏補貼水平也可以降低到0.1元/千瓦時以內(nèi)，如果能夠推出強制交易的綠色證書，2020年左右也可以實現(xiàn)平價和補貼退出。

　　對于居民用戶分布式光伏（自然人并滿足單個項目容量上限要求），考慮我國民用電價水平較低且自發(fā)自用比例不高的情況，建議出臺專門的補貼標準，即以目前的0.42元/千瓦時度電補貼為基礎(chǔ)，依據(jù)成本和度電補貼需求，相對緩慢實施補貼退坡。2020年預(yù)計居民用戶分布式光伏度電補貼需求在0.2-0.3元/千瓦時，2025年可以實現(xiàn)平價和補貼退出，如果居民電價上調(diào)，則有望2023年左右實現(xiàn)平價和補貼退出。（作者單位是國家發(fā)展改革委員會能源研究所）

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