日前，國家發(fā)展改革委發(fā)布了《關(guān)于調整光伏發(fā)電陸上風(fēng)電標桿上網(wǎng)電價(jià)的通知》，自2017年1月1日之后，對我國三類(lèi)電價(jià)區的光伏發(fā)電標桿電價(jià)再度進(jìn)行調整，降低后的電價(jià)水平分別為I類(lèi)地區0.65元/千瓦時(shí)，II類(lèi)地區0.75元/千瓦時(shí)，III類(lèi)地區0.85元/千瓦時(shí)，比2016年電價(jià)每千瓦時(shí)下調0.15元、0.13元、0.13元，分布式光伏發(fā)電補貼標準不作調整，仍為0.42元/千瓦時(shí)?！锻ㄖ分忻鞔_，今后光伏標桿上網(wǎng)電價(jià)根據成本變化，暫定每年調整一次。
中國光伏行業(yè)協(xié)會(huì )認為，根據光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展情況，逐步下調光伏發(fā)電補貼，是驅動(dòng)企業(yè)加強技術(shù)創(chuàng )新，降低光伏發(fā)電成本，實(shí)現光伏平價(jià)上網(wǎng)的有效途徑。本次大型地面電站調整幅度比前兩年大，但基本體現了當前技術(shù)發(fā)展水平，調整后的電價(jià)能夠保障光伏發(fā)電項目收益；分布式光伏電價(jià)保持不變，有望推動(dòng)其迎來(lái)大規模發(fā)展的黃金期。
一、順應時(shí)勢下調光伏電價(jià)，保障光伏產(chǎn)業(yè)持續發(fā)展
近年來(lái)，我國光伏產(chǎn)業(yè)進(jìn)步顯著(zhù)，光伏組件制造、光電轉換效率均已達到世界先進(jìn)水平。2016年底，單晶和多晶電池產(chǎn)業(yè)化效率分別達到了19.8%和18.5%，較2015年同期提高了0.3個(gè)百分點(diǎn)以上，并正在向21%和19%推進(jìn)。我國多晶硅生產(chǎn)成本降至70元/公斤以下，組件生產(chǎn)成本降至2.5元/瓦左右，光伏系統初投資降至7.3元/瓦以下，相較于2015年均有不同程度的下降，未來(lái)隨著(zhù)技術(shù)的進(jìn)步仍有一定下降空間。
在上網(wǎng)電價(jià)政策的帶動(dòng)下，我國光伏應用市場(chǎng)迅速發(fā)展，連續3年成為新增裝機容量世界第一，并于2015年躍居累計裝機容量全球首位。發(fā)改委能源所數據顯示，2016年1-10月，我國光伏新增裝機容量約為30.89GW，累計裝機容量約為74.07GW，預計全年新增33GW，年增速約為75%。
光伏發(fā)電成本的大幅下降，為調低電價(jià)提供了空間。適當下調光伏電站標桿上網(wǎng)電價(jià)，有利于減輕新能源補貼資金增長(cháng)壓力。根據目前光伏發(fā)展速度測算，2017年光伏電站標桿上網(wǎng)電價(jià)下調后，每年將減少新增光伏電站補貼需求約45億元。因此，這一輪的調低電價(jià)，對緩解補貼資金缺口、保障產(chǎn)業(yè)持續發(fā)展起到了積極作用。
二、電價(jià)下調幅度較為合理，保障光伏發(fā)電項目收益
1. 光伏電站投資構成
光伏發(fā)電系統投資主要由組件、逆變器、支架、電纜等主要設備及材料，升壓系統，通訊監控設備，土建、安裝工程，以及項目設計費、監理費、并網(wǎng)檢測、工程驗收以及前期相關(guān)費用等部分構成。其中組件為光伏發(fā)電系統的主要設備，一般約占整個(gè)系統總投資的40%以上。分布式電站相較地面電站而言，由于在土建工作量、支架用鋼量以及并網(wǎng)設備成本方面較為節約，每瓦投資成本比地面電站低0.5元左右，但部分項目如需對廠(chǎng)房屋頂進(jìn)行加固，成本也會(huì )相應提高。
目前，我國一線(xiàn)廠(chǎng)商組件生產(chǎn)成本約為37-40美分/瓦，加上三項費用及稅費后，組件的全成本約為3.3元/瓦，按此價(jià)格測算，大型光伏電站初始投資水平約為7.5元/瓦。隨著(zhù)金剛線(xiàn)切割、PERC、黑硅等技術(shù)的大規模推廣，根據中國光伏行業(yè)協(xié)會(huì )制定的《中國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線(xiàn)圖》，預計2017年底組件成本有望降至29美分/瓦以下，全成本可降至2.8元/瓦以下，大型光伏電站初始投資普遍降至7元/瓦。
雖然其他設備成本總體也處于下降趨勢，但是由于工程費用在不同地區有高有低，并且隨著(zhù)電站建設區域向中東部轉移，且各類(lèi)“光伏+”工程可能存在附加投資，單位投資水平在此水平上要有程度不同的增加，故除組件價(jià)格考慮變動(dòng)外，其他設備及工程費用總體保持不變。
2. 電站項目保持合理投資回報條件下的電價(jià)測算
根據國家能源局2016年6月出臺的可再生能源全額保障小時(shí)數文件，取I類(lèi)區1500、II類(lèi)區1300、III類(lèi)區1100小時(shí)，在內部收益率為8%的情況下的電價(jià)進(jìn)行測算，可以得出：在制造端盈虧平衡情況下，2016年三類(lèi)資源區電價(jià)應分別達到0.69元、0.79元和0.95元；在制造端有3%盈利情況下，對于地面電站要保持8%的投資收益率，三類(lèi)資源區電價(jià)應分別達到0.70元、0.80元和0.96元，以上測算未考慮棄光限電、補貼拖欠等因素。而到2017年，投資成本下降至7元/瓦后，三類(lèi)地區發(fā)電成本可分別下降至0.65、0.75和0.85元。
由此可見(jiàn)，調整后的光伏標桿上網(wǎng)電價(jià)，能夠保證光伏發(fā)電項目獲得合理收益，保持新能源項目的投資吸引力。
3. 競爭性配置促進(jìn)平價(jià)上網(wǎng)按期實(shí)現
考慮到我國地幅遼闊，盡管?chē)以谥贫ㄉ暇W(wǎng)電價(jià)時(shí)將我國分成了三類(lèi)資源區，但在同一資源區內，各地的光照、氣候、土地、經(jīng)濟發(fā)展、電網(wǎng)建設等條件都不盡相同，且不同地方政府對光伏用地的稅費彈性也較大。因此，僅靠一些理想性的測算難以覆蓋實(shí)際中的各種費用支出，不利于實(shí)現資源的優(yōu)化配置。
通過(guò)改革項目管理模式，以競爭性方式配置光伏發(fā)電項目，適度提高電價(jià)在競爭性配置中的權重，將有效促進(jìn)光伏發(fā)電電價(jià)水平的下降，推動(dòng)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)按期實(shí)現。
此外，結合電力體制改革，在輸配電改革等試點(diǎn)地區逐步推進(jìn)光伏發(fā)電項目參與電力市場(chǎng)交易，可以通過(guò)市場(chǎng)機制創(chuàng )新解決光伏產(chǎn)業(yè)面臨的問(wèn)題，滿(mǎn)足我國發(fā)展清潔能源的戰略需要，推動(dòng)光伏發(fā)電全面市場(chǎng)化發(fā)展。
三、分布式標準不作調整，有望迎來(lái)大規模發(fā)展
1.分布式光伏發(fā)電市場(chǎng)空間巨大
分布式光伏發(fā)電具有清潔高效、因地制宜、就近利用等優(yōu)點(diǎn)，是未來(lái)發(fā)展趨勢，也是最符合太陽(yáng)能高效利用的模式。從全世界范圍來(lái)看，德國、美國、日本等國都在大力扶持分布式光伏的發(fā)展。
2016年12月，國家發(fā)展改革委、能源局印發(fā)的《電力發(fā)展“十三五”規劃》中明確指出，到2020年底，我國光伏發(fā)電裝機目標為105GW以上，分布式光伏裝機超過(guò)60GW。
在用電負荷較高的地區建設分布式項目，可以分散接入低壓配電網(wǎng)并就近消納，符合以市場(chǎng)為導向的發(fā)展原則。分布式標準不作調整，為產(chǎn)業(yè)提供了穩定的政策預期，有利于產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展。“十三五”期間，隨著(zhù)發(fā)電成本的持續下降，分布式光伏發(fā)電市場(chǎng)空間巨大，有望真正走入千家萬(wàn)戶(hù)。
2.我國分布式光伏發(fā)電將邁入黃金發(fā)展期
截至2015年底，我國分布式光伏累計裝機約為6.06GW，占全部光伏發(fā)電裝機的14%。分布式光伏發(fā)電裝機前十的省市全部位于中東部經(jīng)濟較發(fā)達、用電負荷高的地區，約占全國分布式裝機容量的81%，與地方支持政策的關(guān)聯(lián)性較強。發(fā)改委能源所數據顯示，2016年1-10月，新增分布式光伏發(fā)電裝機3.3GW，且有相當部分采用的是“全額上網(wǎng)、標桿電價(jià)”模式，發(fā)展規模仍顯著(zhù)低于各界預期。
當前，制約我國分布式光伏規?；l(fā)展的原因包括交易方增多、后期不確定性大等，增大了分布式電站開(kāi)發(fā)的風(fēng)險。此次在系統投資成本大幅下降的背景下，分布式電價(jià)不做調整，一方面凸顯了國家推動(dòng)分布式光伏發(fā)展的決心，另一方面，希望通過(guò)國家0.42元/千瓦時(shí)的度電補貼，加上地方性的投資或度電補貼政策，適度對沖分布式電站后續運營(yíng)中的風(fēng)險。
在當前大型地面光伏電站面臨限電、安裝空間受限等難題下，分布式維持原電價(jià)而帶來(lái)的高收益，必將推動(dòng)分布式光伏進(jìn)入黃金發(fā)展期。
