但綠證的實施仍然對光伏補貼拖欠起到間接緩解的作用——如果風(fēng)電電力的綠證能得到大量的購買，其占用的可再生能源基金將會減少，間接為光伏提供了更多補貼額度。
受制于補貼拖欠的必經(jīng)之路
小編此前做了多次關(guān)于可再生能源補貼拖欠問題的報道和分析，在目前可再生能源電價附加的征收力度下，現(xiàn)有的補貼資金已經(jīng)無法完全覆蓋第六批補貼目錄項目所拖欠的補貼，并且隨著規(guī)模擴大，補貼拖欠將成為常態(tài)，并且周期也將逐漸拉長。
實際上，補貼拖欠的問題也一直困擾著政府決策層，新能源的發(fā)展是大勢所趨，而可再生能源電價附加的征收涉及方方面面，情況錯綜復(fù)雜，短期內(nèi)無法徹底改善，于是2017年2月，財政部、國家發(fā)改委、國家能源局三部委聯(lián)合下發(fā)了《關(guān)于試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認購交易制度的通知》，以期“促進清潔能源高效利用和降低國家財政資金的直接補貼強度”。簡言之，綠證制度的推出明確的目標(biāo)有兩點，一是消納二是補貼，同時這也是我國可再生能源發(fā)展中面臨的需要由政府主導(dǎo)解決的兩大難題。
然而，按照目前的制度設(shè)計，即使與配額制結(jié)合實行強制配比制度，單純從價格上分析，在綠證交易中，光伏電站毫無競爭力可言。
光伏電力綠證價格是風(fēng)電的2-4倍，競爭力何在？
根據(jù)綠色電力證書核發(fā)及自愿認購規(guī)則，目前只有地面光伏電站與陸上風(fēng)電有資格申請綠證，分布式光伏并不包含其中。而對于綠證價格，文件中的表述為“認購價格按照不高于證書對應(yīng)電量的可再生能源電價附加資金補貼金額由買賣雙方自行協(xié)商或者通過競價確定認購價格”，也就是說綠證價格的上限就是各省的補貼強度。
目前我國光伏電站實行固定補貼模式，補貼額度=光伏標(biāo)桿上網(wǎng)電價-脫硫煤標(biāo)桿電價，由于各地區(qū)的脫硫煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價不同，直接導(dǎo)致了各地區(qū)每一度綠色電力所需要的補貼資金的不同。按照2016年國家發(fā)改委下發(fā)的《關(guān)于調(diào)整光伏發(fā)電陸上風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價的通知》，2017年6月30日之后Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區(qū)的光伏標(biāo)桿上網(wǎng)電價將調(diào)整至0.65、0.75以及0.85元/千瓦時，而陸上風(fēng)電將從2018年開始依據(jù)Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類、Ⅳ類資源區(qū)分別調(diào)整至0.40、0.45、0.49以及0.57元/千瓦時，下調(diào)幅度并不大。由于尚不清楚2018年光伏上網(wǎng)電價的下調(diào)幅度，所以以下用2018年的風(fēng)電電價與2017年的光伏電價作比較。
上述兩圖是根據(jù)最新的光伏、風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價調(diào)整政策之后的價格對比情況，其中綠證價格以補貼強度即上限價格為準(zhǔn)統(tǒng)計，此次未考慮光伏電站競價上網(wǎng)情況。
根據(jù)上述表格分析，以北京市調(diào)整后的脫硫煤標(biāo)桿電價0.3515元/kWh計算，北京市處于光伏Ⅱ類資源區(qū)、風(fēng)力Ⅳ類資源區(qū)，光伏跟風(fēng)電的補貼分別為0.75、0.57元/千瓦時，那么綠證交易的上限價格則分別為0.3985、0.2185元/千瓦時，也就是說，如果按照1000個綠證（即1000度電，注：一個綠證=一度電）計算的話，光伏綠證要比風(fēng)電多支付180元，即光伏綠證的價格幾乎達到了風(fēng)電的兩倍。
如果以山東0.3729元/kWh的脫硫煤電價、Ⅲ類光伏資源區(qū)（標(biāo)桿電價為0.85元/千瓦時）、Ⅳ類風(fēng)電資源區(qū)（0.57元/千瓦時）計算，在山東省1000個光伏綠證要比風(fēng)電額外支付280元，差額在兩倍之上。
再反過來看下存量電站，光資源三類地區(qū)2017年6月底之前建成的光伏電站電價為0.98、1元/千瓦時，光伏的補貼強度要再增加0.13-0.15元/千瓦時，以浙江為例，存量光伏電站的綠證價格為風(fēng)電綠證價格的3倍左右。
需要注意的是，上述分析僅以綠證的上限價格進行推算。如果風(fēng)電綠證降價幅度比較大，光伏將更不具備競爭性。
根據(jù)以上分析，即使將新能源納入綠證強制交易中，與風(fēng)電而言，光伏電站的競爭力之弱，對于光伏電站補貼拖欠問題的解決幾乎是以卵擊石。要舍棄更便宜的風(fēng)電綠證，選擇貴兩倍的光伏電力綠證，很難想象大量的綠證購買方會這么做。
中國循環(huán)經(jīng)濟協(xié)會可再生能源專委會政策研究部主任彭澎曾在接受媒體采訪時表示，“根據(jù)認購規(guī)則，陸上風(fēng)電證書的價格競爭力相對強一些，以目前的標(biāo)桿電價測算，風(fēng)電綠色電力證書最高價為0.26元/千瓦時，光伏綠色電力證書最高價則可能達到0.55元/千瓦時。”
盡管以領(lǐng)跑者為引領(lǐng)，在光伏電站建設(shè)中，競價機制正逐漸推廣實施，但不可否認的是，光伏度電成本比肩風(fēng)電似乎還有一段路要走。在度電成本無法趕上風(fēng)電之前，綠證交易對于解決光伏電站補貼拖欠的問題收效有限。
配額制&風(fēng)、光的博弈
可再生能源電價附加基金的征收是新能源補貼的唯一來源——除非財政部單獨批一筆錢補貼可再生能源，這種“支援”曾出現(xiàn)過。而基金的征收困難，受波及的不止光伏，在前五批進入目錄的新能源項目中，光伏發(fā)電項目規(guī)模共為1478萬千瓦，在整個可再生能源補貼中占比僅為4.9%，截至目前風(fēng)電的裝機也高于光伏。直到第六批可再生能源補貼目錄，光伏發(fā)電的總裝機達到了1951萬千瓦，占比也隨之升至36%。由此，光伏與風(fēng)電成為了可再生能源補貼中所需資金最大的兩部分。
眾所周知，相對于光伏，風(fēng)電市場已經(jīng)逐漸走向平穩(wěn)，并且度電成本也遠低于光伏，在發(fā)展進程上，現(xiàn)階段風(fēng)電也優(yōu)于光伏。對于只持有光伏電站的投資商而言，如果風(fēng)電可以通過綠證交易實現(xiàn)去補貼化，那么省下來的可再生能源附加基金就可以用于光伏電站的補貼；但對于同時持有光伏、風(fēng)電裝機的投資商來說，將風(fēng)電放到市場上通過綠證交易，交易的價格只能小于等于補貼額度，這其中，就將有一種光伏與風(fēng)電的補貼博弈存在。
值得注意的是，以上的分析需建立在配額制實行的基礎(chǔ)上，即按照地域規(guī)定在各省電力配置中非水可再生能源的占比，由此來提高各地發(fā)展可再生能源的動力。但實際上，在配額制的推進中依然存在著種種困難。在最初版本的配額制中，將考核的對象確定為地方政府以及各發(fā)電企業(yè)，由于涉及種種利益博弈最終流產(chǎn)。隨著電力市場的進化以及綠證的推出，配額制再次被寄予希望，為平衡各種利益關(guān)系，有業(yè)內(nèi)人士認為，考核對象或?qū)⑥D(zhuǎn)移至售電端，然而目前國內(nèi)的電力市場完善度不夠，配額制能否落地依然未知。
另外，公眾和具備社會責(zé)任心的企業(yè)對綠證的購買意愿還不得而知，需要看七月份自愿交易實施后的效果。
光伏的上網(wǎng)電價競價
2016年起，第二批領(lǐng)跑者基地的競爭分配率先拉開了用上網(wǎng)電價競價作為指標(biāo)分配主要考核因素的序幕，在2016年底的增補規(guī)模指標(biāo)分配中，各地紛紛通過上網(wǎng)電價競價來作為分配指標(biāo)的要素。
首先看領(lǐng)跑者基地，去年陽泉的0.61元/千瓦時和包頭的0.42元/千瓦時報價讓業(yè)內(nèi)人士大跌眼鏡。包頭的0.42元/千瓦時電價甚至已經(jīng)接近了I類地區(qū)的風(fēng)電上網(wǎng)電價。雖然這看起來“很美”，但更多的項目的投標(biāo)電價都在合理的范圍上——接近2017年的上網(wǎng)電價。此外，領(lǐng)跑者基地的全方位競價背景下，如果通過綠證的方式，或許各投資企業(yè)將產(chǎn)生異議——通過領(lǐng)跑者計劃推動度電成本降低，既然競價了就應(yīng)該及時發(fā)放補貼，不管自愿還是強制，領(lǐng)跑者項目的業(yè)主都不希望補貼拖欠以及通過綠證交易獲得收益。
而普通地面電站的補貼在光伏扶貧、分布式光伏甚至領(lǐng)跑者項目的補貼不拖欠壓力下，將面臨了更多的壓力，但普通地面電站沒有規(guī)模效應(yīng)，難以有太大的降價空間。從2016年底的增補指標(biāo)發(fā)放來看，大部分企業(yè)都謹慎對待競爭電價的設(shè)置。
所以，在2019年之前，光伏發(fā)電仍處在降本壓力之下，一方面要等著久久拖欠的補貼，另一方面還要不停降低度電成本。
綜上，依靠綠證解決光伏補貼不足的問題似乎還來日方長，如果可再生能源電力附加基金的征收額度以及征收情況不改善，光伏的補貼拖欠將給企業(yè)帶來更加艱巨的資金壓力。
無論怎樣，去補貼化勢必成為光伏行業(yè)發(fā)展的大趨勢，不能市場化的電力是注定無法擠進主力電源結(jié)構(gòu)的，盡快實現(xiàn)平價上網(wǎng)才是光伏電力可持續(xù)發(fā)展的最佳保障。
