光伏与其他电源相比是否具有市场竞争力，主要看它是否能够实现平价上网。“平价”是相对概念，如果光伏度电成本在大多数情况下能够低至相同区域的煤电度电成本，就可称之为平价。光伏度电成本以元/千瓦时为单位，即是光伏系统每发1千瓦时电量的综合成本，包括硬成本和软成本两部分。
我国光伏平价上网的总体评价
作为基准电价的火电价格，包括上游火电厂的售电价格(也称上网电价)和下游用户的购电价格两类。集中式光伏类似于火电厂，属于生产侧，所发的电能经过输电网集中外送，其度电成本与火电厂的售电价格具有可比性;分布式光伏直接布局在下游消费侧，所发的电能可以自用，也可以通过配电网上网销售，其度电成本与当地居民或工商业企业的购电价格具有可比性。集中式光伏平价被称为生产侧平价，分布式光伏平价被称为用户侧平价。整体看，我国光伏平均度电成本已低于煤电，用户侧可以实现平价，但发电侧平价尚有难度。根据中国光伏行业协会数据，2019年，我国集中式光伏累计装机占比为69.4%，因此我国尚未实现光伏全面平价上网。
(一)我国光伏平均度电成本已低于煤电
我国光伏的平均度电成本已经低于全国煤电的平均度电成本。从2014年开始，全球最大的财经资讯服务提供商彭博资讯集团(Bloomberg L.P.)，每年分两次对多个国家和地区的光伏度电成本进行统计测算。结果显示：我国光伏平均度电成本从2014年上半年的1.08元/千瓦时降至2019年下半年的0.3元/千瓦时，降幅约为72%。从2018年下半年开始，我国光伏平均度电成本降至0.38元/千瓦时，已经低于煤电的平均度电成本0.40元/千瓦时。详见图1。
(二)分布式光伏平价已经实现
我国分布式光伏的平均度电成本为0.27~0.48元/千瓦时，全国用户侧平均电价为0.5135~0.6948元/千瓦时，用户侧的分布式光伏平价已经实现。
分布式光伏利用屋顶、院落等闲置资源，几乎不需考虑土地成本，也不需考虑长距离输送产生的相关成本。首先，看分布式光伏度电成本。根据中国光伏行业协会数据，2018年，我国分布式光伏度电成本在0.27~0.48元/千瓦时的区间。2019年光伏度电成本整体低于2018年水平。其次，看用户侧的购电价。分布式光伏用户包括居民用户和工商业用户两类。根据国家发展改革委数据，2019年6月，我国居民用户电价平均为0.5135元/千瓦时，工商业用户电价处于0.5379~0.6948元/千瓦时的区间。可见，我国已实现用户侧分布式光伏平价。
综合国家统计局和彭博数据库数据，同样可以得出我国绝大多数地区已经实现用户侧分布式光伏平价的结论。详见图2。
(三)发电侧平价有难度，目前仅在少数地区可以实现
集中式光伏的情况相对复杂，其度电成本往往高于分布式光伏，实现平价上网尚有难度，仅有少数地区和先进的领跑基地项目可以实现。
我国集中式光伏度电成本整体高于分布式光伏。首先，集中式光伏需要较大面积的土地载体，与分布式光伏相比增加了土地成本。尤其是在经济发达地区的用电大省，土地成本不仅难降，还会逐年提升。其次，为降低土地成本，集中式光伏电站往往布局在土地资源丰富的西北部地区，但由于远离电力的主要消费中心而需要远距离输送，又会带来电力外送成本和电力协调消纳费用。再次，集中式光伏电站一次性投入资金规模大，并网发电后需要专业化的运营和维护，因此融资成本和运营成本普遍高于分布式。根据中国光伏行业协会数据，2018年，集中式光伏系统的度电成本在0.22~0.55元/千瓦时的区间，以0.3元/千瓦时以上为主，整体高于分布式。
如果集中式光伏发电系统所处区域地价便宜、光照条件好，安装的设备效率高，则可以实现平价。根据国家能源局、彭博数据库数据，我国黑龙江、海南和广东省的集中式光伏度电成本已低于当地煤电标杆上网电价;辽宁、河北、山东、陕西、山西和江苏等地的集中式光伏度电成本已接近平价;而湖北、湖南、安徽、贵州、重庆和新疆等地实现平价还存在挑战。黑龙江、海南和广东省能够实现发电侧平价，与所在地的地价便宜、项目设备先进、煤电上网电价较高有很大关系。详见图3。
此外，先进的领跑基地项目可以实现发电侧平价。光伏应用领跑基地第三期项目中的青海格尔木和德令哈两个基地中标上网电价分别是0.31元/千瓦时和0.32元/千瓦时，已低于当地超过0.32元/千瓦时的燃煤机组脱硫标杆电价。近期，国家电投中电国际朝阳平价项目的集中式光伏度电成本经测算约为0.34元/千瓦时，也已低于当地超过0.37元/千瓦时的燃煤机组脱硫标杆电价。
我国光伏实现全面平价的主要问题
光伏系统每发1千瓦时电量的综合成本可进一步细分为硬成本和软成本两部分。国内一些企业将其分别定义为技术成本和非技术成本。硬成本包括组件、逆变器、支架等所有硬件成本之和;软成本是指所有的非硬件成本，包括发电前的交易、安装、上网、土地等成本，以及发电系统运行后的财务、运维、税费、租金、人力资源等成本。今后硬成本下降的空间越来越小，相反，软成本对全面平价的约束力正在不断加强。
(一)软成本成为光伏全面平价的主要约束力
硬成本未来的下降空间有限。我国光伏度电成本快速下降主要是源于技术创新带来的硬成本下降。接下来，硬件制造成本依托技术进步仍可下降，但空间已经不大了。例如组件，组件是光伏发电系统的核心硬件，组件价格在硬成本中的占比约为40%。截至2020年1月8日，单晶组件(输出功率320瓦)价格为1.72元/瓦，多晶组件(输出功率275瓦)价格为1.5元/瓦。假定组件价格再降20%，也只有0.3~0.4元/瓦的空间，转换为度电成本不足0.04元/千瓦时。其他硬件也是如此。例如电池，2020年1月8日的价格已经普遍低于1元/瓦，再降的幅度十分有限。
光伏软成本正在成为实现更广范围光伏平价的主要约束力。在光伏发电高成本阶段，硬成本占比在70%以上。目前，我国一些光伏项目的软成本占比已经超过70%，与10年前的情况恰好相反。
美国非常重视降低光伏发电的软成本。早在2013年，美国能源部就将降低光伏软成本作为一项能源发展目标，并由下属的国家可再生能源实验室主要针对分布式光伏发布了2013~2020年削减非硬件成本的路线图。根据路线图，美国住宅光伏软成本将从2013年的1.50美元/瓦降至2020年的0.65美元/瓦，小型商用光伏软成本将从2013年的1.25美元/瓦降至2020年的0.44美元/瓦。反观我国，对降低光伏软成本尚未给予足够重视。今后，软成本对我国光伏实现全面平价的约束力将越来越强。
(二)光伏市场服务体系不完善
1.专业化的分布式光伏交易市场缺位。
我国分布式光伏发展速度开始超过集中式光伏，将产生大量的交易需求，但缺少专业化的分布式光伏交易市场。根据中国光伏行业协会数据，2019年，光伏新增装机容量中，分布式占比为40.5%，与2015年相比提升了约31.5个百分点。2019年，我国分布式光伏累计装机容量占光伏总累计装机容量的比重为30.6%，与2015年相比提高了近23个百分点。分布式光伏开始规模化发展后，将产生大量的交易需求。一方面，电量交易需求将快速增长，不仅限于用户与电网之间的双向交易，还包括居民用户、工商业用户之间以电网为平台进行的户对户交易;另一方面，其他交易需求也会产生，主要是指闲置屋顶、院落、水面等载体的租赁交易，光伏发电系统的租赁交易，以及回购交易，等等。现阶段，我国建立了面向分布式光伏交易的平台，例如光伏云，但这只是服务于电网和用户之间的双向交易，无法提供更加专业化的户对户多功能交易服务。
2.光伏标准化服务不到位。
我国一直在推动光伏标准的制定工作，目前已经形成了包括制造标准、服务标准等在内的整套光伏标准体系，但仍不完善。首先，标准体系存在空白点，尤其是服务标准。例如缺少光伏与环境保护标准，以及国家级的户用和工商业屋顶分布式光伏安装标准、服务规范标准、建筑安全标准等等。其次，标准水平参差不齐。不同地区具有不同的光照条件和环境特点，屋顶因民俗等原因也结构各异。地方除了遵循国家统一标准外，还需要出台差异化的地方标准。有些地区已经率先出台，但多数地区执行的只有国家统一标准。而且，标准执行力不足的问题在一些地方较为突出。
3.光伏金融服务短缺。
我国针对光伏市场的金融服务主要是债务融资，成本较高，而且存在融资难的问题。安装光伏系统需要一次性投资，有时投入的资金还要包括屋顶翻新的费用，因此很多安装方存在融资需求。随着光伏市场规模的增长，融资需求也会越来越多。目前的光伏金融服务主要以传统的债务融资为主，缺少与新技术、新业态、新模式相适应的更低成本的金融创新。一些有意愿安装分布式光伏系统的农村用户因缺少抵押物而存在融资难的问题，有些工商业用户也因多种原因而面临光伏融资难题。对于集中式光伏安装方而言，不仅一次性的系统安装投入费用巨大，还要承担系统并网发电后的运营任务，对融资的需求更为迫切。
4.光伏供应链管理服务仍是空白。
我国光伏市场服务刚刚起步，缺少专业化的光伏供应链管理服务商。光伏市场的客户需求千差万别，系统安装方要根据载体的具体情况、客户的资金实力、当地的光照特点等，提供发电系统的集成设计服务和安装设计服务，并代为采购和集成硬件，随后负责安装、调试、上网等，有时还要提供协助贷款服务。因此，光伏服务属于典型的供应链管理服务。光伏服务不同于空调等电器设备的安装。空调的安装是在客户购买好硬件之后的配套服务，而光伏服务是要在客户购买硬件前根据其个性化需求提供的一揽子解决方案。但目前的光伏服务较为粗放，主要以代为购买、安装、协调上网等基本服务为主，缺少能够集成定制光伏市场资源、整体降低供应链成本的供应链管理服务商。
(三)集中式光伏电站运营成本因补贴拖欠而大幅增加
集中式光伏电站的补贴拖欠问题较为严重，增加了集中式发电侧的软成本。首先，光伏补贴缺口大，难以弥补。据财政部统计，我国光伏补贴缺口预计到2020年超过600亿元。其次，国家补贴目录确认周期和发放周期较长，从申报到资金拨付时间跨度长达一年甚至两年以上。补贴长期拖欠影响集中式光伏电站现金流，造成财务成本增加，加剧了经营困难。
不同于传统电站多由体量大、专业性强、内部资源丰富的国有电力企业运营，我国绝大多数的集中式光伏电站由民营企业建设并运营，难以承受补贴拖欠之重。在光伏产业发展的初始阶段，专业化分工尚未形成，民营制造企业虽然具备较强的制造能力，但不擅长中下游服务，而且与国有电力企业相比体量相对小、内部可调配的资源有限，因此它们缺少一体化运营电站的服务能力和资源配置能力。补贴预期是民营光伏企业涉足电站的一个重要原因，但预期难以达成。补贴未兑现的光伏电站已经成为一些民营光伏企业的成本包袱，是集中式光伏发电侧软成本难降的一个重要因素。
政策建议
(一)将光伏平价作为我国再降电价的措施之一
对光伏平价的意义不能局限于新能源产业发展层面，而是要上升至我国经济的全球竞争力高度，将实现更广范围的光伏平价作为我国保持低成本电价竞争优势的一项重要战略举措，并在“十四五”能源规划中给出明确定位。我国已形成居民电价与工商业电价的交叉补贴，将居民电价长期稳定在低水平;新一轮电改启动后，不断提升大用户直接交易量，确保大工业用户电价保持在较低水平;同时，连续两年每年降低工商业电价10%，进一步整体降低了全社会电价水平。但在现有电源结构下，通过以上措施再次降低电价存在较大难度。随着电力技术不断进步和产业生态不断完善，光伏的度电成本还可下降，会较快实现更广范围的“平价”，并走向未来“低价”。这就为我国保持全球低电价竞争力创造了更大的空间。
(二)以培育光伏交易市场为切入点重点降低软成本
首先，提高对降低光伏软成本的重视度。硬成本迅速降低体现了我国光伏产业不断强化的制造能力。但随着光伏市场规模的增长，服务滞后的不利因素也愈发明显。我国可借鉴美国的经验，将实现光伏全面平价上网的重点明确为降低软成本。
其次，考虑到光伏服务软成本主要产生于电力产业链中下游的发电、交易、安装和运维等市场环节，可将培育光伏交易市场作为降低服务软成本的切入点。发挥市场配置资源的决定性作用，选择光伏消费大省试点建设光伏交易市场，例如浙江、山东、河北等地，探索光伏新能源电力双边或多边交易模式，配套建设微电网服务区、光伏服务培训基地、标准化示范区、光伏设计园等，支持成立光伏服务协会，以市场需求吸引高端人才和各类社会资本集聚，在光伏市场体系加速完善的进程中有效降低光伏的软成本;支持从事光伏市场服务的企业转型为光伏供应链管理服务商，在分布式光伏项目配置方面给予一定的政策扶持，例如指标配置，“一带一路”光伏扶贫项目支持等。
(三)破解集中式光伏电站的补贴难题
首先，处理好历史欠账。对于已经形成的历史欠账，可出台专门政策，明晰从2020年开始的问题解决思路，可对拖欠时间较长、运营指标良好的项目优先解决，以此优化市场预期。
其次，从形成合理的产业分工出发，鼓励运营集中式光伏电站的民企与国有电力企业开展新能源发电领域的跨所有制合作。2019年以来，运营电站的民营企业为减轻电站负担开始尝试通过股权出让的形式与国有电力企业合作。这种尝试具有现实意义，民营企业走专业化道路，重点提升制造能力;国有电力企业发挥规模优势、资源优势和电站管理优势，主导集中式光伏电站的建设、运营和维护。鼓励双方合作，不仅可以解决电站运营难题，还可通过上下游的分工合作让民营光伏企业更好地融入我国电力格局。
国务院发展研究中心企业研究所 周健奇
隆基绿能科技股份有限公司 穆静
责任编辑：大禹
