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本文采用了劉爽，許進超的成果，感謝兩位對本文所做的貢獻。
一、可再生能源附加補貼缺口巨大
根據國家能源局統計數據，截止2016年底，我國累計并網光伏項目77.42GW；
根據財政部公布的1~6批可再生能源電價附加資金補助目錄，共有約27GW、2015年2月底前并網光伏項目進入前六批目錄。
因此，目前至少有50GW的項目的補貼遭到拖欠；很多項目的補貼被拖欠2年以上。
光伏標桿電價由脫硫煤標桿電價和可再生能源附加補貼兩部分構成。2015年底之前，補貼部分占總電價的50%以上。光伏項目屬于高初始投資、低運營成本的行業。前期投資高，貸款高，還款壓力大，對現金流依賴大。當50%以上的現金流被拖欠2年以上時，企業將面臨巨大的運營壓力；項目的全投資收益率下降1%以上，資本金收益率下降2%以上，項目可能由盈利轉向虧損。
在第五批可再生能源電價附加資金補助目錄發布時，就出現100億元左右補貼缺口，該部分缺口后來由財政部單獨撥付資金進行補齊。下圖為2011~2015年我國可再生能源附加的收支情況。
注：數據來源于財政部全國財政決算數據，2011年及以前未列專項統計。
圖1：2011~2015年可再生能源附加的收支情況
隨著風電、光伏等可再生能源項目的快速發展，補貼資金的缺口還將持續增長。國家能源局原副局長李仰哲介紹，截至2016年上半年，可再生能源補貼缺口累計達到550億元。現有的征收標準1.9分/kWh無法滿足可再生能源項目的補貼需求，甚至無法覆蓋現有可再生能源項目的補貼需求。
國家發改委能源研究所做過相關的測算：假設到2020年，風電實現發電側平價上網、光伏發電實現用戶側平價上網，即風電、分布式光伏不需要補貼的情況下，僅2020年當年補貼資金的需求就將達到1800億元；然而，若可再生能源電價附加仍為1.9分/kWh，可征收的電價附加補貼資金僅1100億元。因此，2020年當年就存在700億元的補貼資金缺口。到2020年，補貼資金缺口累積將達到2000億左右。如果不妥善解決，由可再生能源投資企業來承擔資金壓力，造成投資企業會通過拖欠供應商的資金來緩解現金流壓力的現象，將會導致可再生能源行業的惡性發展。
二、分布式光伏項目在用戶側接近平價上網
從2007~2016年的10年間，光伏系統價格下降了90%，光伏的度電成本也快速下降，光伏電量的度電成本也快速下降。
根據統計，在白天（6：00~18:00），我國大工業的銷售價格在0.3735~0.8684元/kWh之間，一般工商業電價在0.6488~1.1046元/kWh之間。各地區的平均價格如下表所示。
表：我國各區域現行銷售電價平均值（單位：元/kWh）
說明：上表中的價格，采用各省6:00~18:00之間，4個電壓等級（10kV、35kV、110kV、220kV）的售電電價的平均值。
根據中國氣象局發布的《中國風能太陽能資源年景公報》，按照固定式最佳傾角考慮，2015年全國太陽能峰值小時數平均值為1710.2h。東北、華北、西北及西南大部地區超過1400h，其中新疆大部、青藏高原、甘肅西部、內蒙古、四川西部及云南部分地區超過1800h，局部超過 2300h；四川東部、重慶、貴州中東部、湖南中西部及湖北西部地區約1000h；陜西南部、河南、安徽、江蘇、四川東部、湖北大部、江西、湖南東部、浙江、福建、臺灣、廣州、關系中南、貴州西南部的在1000～1400h之間。可見，全國各地的太陽能峰值小時數基本在1100~2300h之間。
由于太陽能資源價差的華南、華北、華中地區電價高，而資源較差的西北、西南地區電價低。因此，
在目前光伏系統為7000元/kW的造價水平下，幾乎全國所有地區的度電成本都低于一般工商業銷售電價，低于華南，華東和華北地區大部分省份的大工業銷售電價；
當造價到達5000元/kW時，幾乎大部分地區的度電成本都低于當地的大工業銷售電價；在資源好的地區可以有一定利潤。
目前，部分項目的EPC投標價格已經在5500元/kW以內。可見，光伏發電在用戶側已經實現了平價上網。
然而，在光伏系統成本（EPC成本）快速下降的同時，光伏項目的“非技術”成本也在快速上升，造成項目總成本居高不下。
如企業為獲得規模指標而支付的“開發費用”或“路條費”，最高可達700元/kW。除此之外，政府攤派、土地成本等費用也快速增加。
之前寧夏等多地要求光伏電站投資企業按照投資額1:1在當地投資建廠；在格爾木戈壁上已建成多年的光伏項目被補征高額的土地使用稅。
采煤沉陷區的綜合治理一直是采煤區政府的一項要務，僅山西省，平均一年的采煤沉陷區綜合治理費用就要100億元，中央、地方政府在采煤沉陷區綜合治理上花費不菲。而采煤塌陷區一旦被確定為光伏領跑者項目，各地政府不但可以將治理費用專家給投資企業，還攤派各種附加費用。
近期，某領跑者基地多家中標企業反映，該領跑者基地主管部門向各家中標企業口頭通知，要求每家企業按照200元/kW的價格并根據各自的裝機容量，以“贊助費”的名義通過“修路、修學校、安裝路燈”等形式進行支出，否則就要求企業就要停工。根據該基地的總規模，中標企業一共要給縣政府捐出1億，大大增加企業負擔。
三、綜合建議
綜上所述，一方面，目前1.9分/kWh的可再生能源附加覆蓋不了補貼缺口大，短期內增加可能性比較小；另一方面，如果光伏項目不考慮“非技術成本”，很多地方已經可以在用戶側實現平價上網。因此，建議從2018年開始，政府對光伏電站項目試行雙軌制管理。
一部分項目繼續享受國家的補貼電價，按照現有流程開展，但要在指標發放、土地供應、并網條件更加嚴格限制；
另一部分項目，不再給予電價補貼，以緩解可再生能源補貼缺口的壓力，但給予下列優惠政策：
1）項目僅需要政府備案及批準，并給予土地使用優惠條件，減少項目的土地成本；
2）將現有實行到2018年12月31日即征即退的增值稅優惠政策，擴展到光伏項目的整個生命周期。
3）鼓勵企業在不需要補貼、自發自用或者就近消納的情況下，以非水可再生能源自備電廠替代傳統能源自備電廠，并允許這類企業以新能源電站點對點就近消納。
4）鼓勵電量完全自行消納的情況下，給予新增配網投資建設優先權。
一、可再生能源附加補貼缺口巨大
根據國家能源局統計數據，截止2016年底，我國累計并網光伏項目77.42GW；
根據財政部公布的1~6批可再生能源電價附加資金補助目錄，共有約27GW、2015年2月底前并網光伏項目進入前六批目錄。
因此，目前至少有50GW的項目的補貼遭到拖欠；很多項目的補貼被拖欠2年以上。
光伏標桿電價由脫硫煤標桿電價和可再生能源附加補貼兩部分構成。2015年底之前，補貼部分占總電價的50%以上。光伏項目屬于高初始投資、低運營成本的行業。前期投資高，貸款高，還款壓力大，對現金流依賴大。當50%以上的現金流被拖欠2年以上時，企業將面臨巨大的運營壓力；項目的全投資收益率下降1%以上，資本金收益率下降2%以上，項目可能由盈利轉向虧損。
在第五批可再生能源電價附加資金補助目錄發布時，就出現100億元左右補貼缺口，該部分缺口后來由財政部單獨撥付資金進行補齊。下圖為2011~2015年我國可再生能源附加的收支情況。
注：數據來源于財政部全國財政決算數據，2011年及以前未列專項統計。
圖1：2011~2015年可再生能源附加的收支情況
隨著風電、光伏等可再生能源項目的快速發展，補貼資金的缺口還將持續增長。國家能源局原副局長李仰哲介紹，截至2016年上半年，可再生能源補貼缺口累計達到550億元。現有的征收標準1.9分/kWh無法滿足可再生能源項目的補貼需求，甚至無法覆蓋現有可再生能源項目的補貼需求。
國家發改委能源研究所做過相關的測算：假設到2020年，風電實現發電側平價上網、光伏發電實現用戶側平價上網，即風電、分布式光伏不需要補貼的情況下，僅2020年當年補貼資金的需求就將達到1800億元；然而，若可再生能源電價附加仍為1.9分/kWh，可征收的電價附加補貼資金僅1100億元。因此，2020年當年就存在700億元的補貼資金缺口。到2020年，補貼資金缺口累積將達到2000億左右。如果不妥善解決，由可再生能源投資企業來承擔資金壓力，造成投資企業會通過拖欠供應商的資金來緩解現金流壓力的現象，將會導致可再生能源行業的惡性發展。
二、分布式光伏項目在用戶側接近平價上網
從2007~2016年的10年間，光伏系統價格下降了90%，光伏的度電成本也快速下降，光伏電量的度電成本也快速下降。
根據統計，在白天（6：00~18:00），我國大工業的銷售價格在0.3735~0.8684元/kWh之間，一般工商業電價在0.6488~1.1046元/kWh之間。各地區的平均價格如下表所示。
表：我國各區域現行銷售電價平均值（單位：元/kWh）
說明：上表中的價格，采用各省6:00~18:00之間，4個電壓等級（10kV、35kV、110kV、220kV）的售電電價的平均值。
根據中國氣象局發布的《中國風能太陽能資源年景公報》，按照固定式最佳傾角考慮，2015年全國太陽能峰值小時數平均值為1710.2h。東北、華北、西北及西南大部地區超過1400h，其中新疆大部、青藏高原、甘肅西部、內蒙古、四川西部及云南部分地區超過1800h，局部超過 2300h；四川東部、重慶、貴州中東部、湖南中西部及湖北西部地區約1000h；陜西南部、河南、安徽、江蘇、四川東部、湖北大部、江西、湖南東部、浙江、福建、臺灣、廣州、關系中南、貴州西南部的在1000～1400h之間。可見，全國各地的太陽能峰值小時數基本在1100~2300h之間。
由于太陽能資源價差的華南、華北、華中地區電價高，而資源較差的西北、西南地區電價低。因此，
在目前光伏系統為7000元/kW的造價水平下，幾乎全國所有地區的度電成本都低于一般工商業銷售電價，低于華南，華東和華北地區大部分省份的大工業銷售電價；
當造價到達5000元/kW時，幾乎大部分地區的度電成本都低于當地的大工業銷售電價；在資源好的地區可以有一定利潤。
目前，部分項目的EPC投標價格已經在5500元/kW以內。可見，光伏發電在用戶側已經實現了平價上網。
然而，在光伏系統成本（EPC成本）快速下降的同時，光伏項目的“非技術”成本也在快速上升，造成項目總成本居高不下。
如企業為獲得規模指標而支付的“開發費用”或“路條費”，最高可達700元/kW。除此之外，政府攤派、土地成本等費用也快速增加。
之前寧夏等多地要求光伏電站投資企業按照投資額1:1在當地投資建廠；在格爾木戈壁上已建成多年的光伏項目被補征高額的土地使用稅。
采煤沉陷區的綜合治理一直是采煤區政府的一項要務，僅山西省，平均一年的采煤沉陷區綜合治理費用就要100億元，中央、地方政府在采煤沉陷區綜合治理上花費不菲。而采煤塌陷區一旦被確定為光伏領跑者項目，各地政府不但可以將治理費用專家給投資企業，還攤派各種附加費用。
近期，某領跑者基地多家中標企業反映，該領跑者基地主管部門向各家中標企業口頭通知，要求每家企業按照200元/kW的價格并根據各自的裝機容量，以“贊助費”的名義通過“修路、修學校、安裝路燈”等形式進行支出，否則就要求企業就要停工。根據該基地的總規模，中標企業一共要給縣政府捐出1億，大大增加企業負擔。
三、綜合建議
綜上所述，一方面，目前1.9分/kWh的可再生能源附加覆蓋不了補貼缺口大，短期內增加可能性比較小；另一方面，如果光伏項目不考慮“非技術成本”，很多地方已經可以在用戶側實現平價上網。因此，建議從2018年開始，政府對光伏電站項目試行雙軌制管理。
一部分項目繼續享受國家的補貼電價，按照現有流程開展，但要在指標發放、土地供應、并網條件更加嚴格限制；
另一部分項目，不再給予電價補貼，以緩解可再生能源補貼缺口的壓力，但給予下列優惠政策：
1）項目僅需要政府備案及批準，并給予土地使用優惠條件，減少項目的土地成本；
2）將現有實行到2018年12月31日即征即退的增值稅優惠政策，擴展到光伏項目的整個生命周期。
3）鼓勵企業在不需要補貼、自發自用或者就近消納的情況下，以非水可再生能源自備電廠替代傳統能源自備電廠，并允許這類企業以新能源電站點對點就近消納。
4）鼓勵電量完全自行消納的情況下，給予新增配網投資建設優先權。
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