2017年，我國光伏產業發展成績雖然十分亮眼，但是部分地區棄光限電形勢依然十分嚴峻，光伏非技術成本居高不下，補貼拖欠缺口越來越大，不僅影響光伏平價上網進程，而且還將制約光伏高質量發展。

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

進一步促進光伏消納

中國新能源電力投融資聯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管工作的重點，其主要目的還是保障光伏裝機后的正常發電，發揮它最大的效用，只有這樣，光伏高質量發展的目標才能實現。

國家能源局公布的數據顯示，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，西北地區棄光限電形勢仍需改善。

國網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，缺乏跨省跨區消納政策和電價機制。目前，完善省際間輔助服務補償和交易機制，放開用戶和售電企業的省外購電權，建立“中長期市場+現貨市場”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、新建規模的區域轉移、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。

相關機構統計數據顯示，通過電改，2017年，中國八大電力現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%發生在甘肅和新疆。

國網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”跨區域送電工作，與7個省(市)簽訂電力援疆協議，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則和辦法，促進并規范開展電力中長期市場化交易。積極推動跨省跨區電力市場化交易，

推動跨省跨區交易與各地交易在規則、品種、時序等方面融合，進一步促進發電權交易，加強市場交易行為監管，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成本

彭澎向記者表示，對于光伏發電來講，還是寄希望于2020年，甚至是之前能夠實現平價上網。然而，現非技術成本已成為阻礙光伏平價上網的一個關鍵因素。其中，土地、并網等成本較高。

以內蒙古為例。目前，在該地區，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月下發的《關于減輕可再生能源領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，光伏發電項目占用耕地，對光伏陣列不占壓土地、不改變地表形態的部分，免征耕地占用稅。達到城鎮土地使用稅起征標準的，對光伏陣列不占壓土地、不改變地表形態的部分，不計入占用土地面積，免繳城鎮土地使用稅。

另外，彭澎向記者透露，目前在一些地方，光伏發電項目并網還是有一些費用的。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，將直接抬高發電成本，不利于光伏平價上網。

其實，早在2013年3月，國家發展改革委在下發的《關于完善光伏發電價格政策通知(意見稿)》中就提出，電網企業應積極為光伏發電項目提供必要的并網接入等電網服務。

與此同時，《意見函》也明確提出，各類可再生能源發電項目的外部配套及輸配電工程，全部由所在地電網企業投資建設，以往相關電網工程由可再生能源發電項目單位投資建設的，電網企業按協議或經第三方評估在兩年內完成回購。

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

保障光伏補貼按時發放

近幾年來，我國促進可再生能源產業發展主要是采取“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5年居于世界第一。

經過最近幾年的大發展，光伏發電成本得到大幅降低，截至去年底，光伏發電系統投資成本降至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，光伏發電成本依然較高，要想實現可持續發展，補貼不可或缺。

根據我國現行法規，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模的不斷增長，補貼資金缺口卻在持續擴大。據相關機構統計，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健康發展。”業內人士向記者表示，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。

值得關注的是，根據3月22日國家發展改革委下發的《燃煤自備電廠規范建設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備用費的，應于3年內繳清，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算與補貼支付的監管，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放速度，推動光伏實現高質量發展。