执行期限
2016年1月1日以后备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目，执行2016年光伏发电上网标杆电价，2016年之前备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目，但于2016年6月30日之前机组仍未全部投运的，执行2016年上网标杆电价。
基于光伏电站建设周期较长及调增指标下发较晚等原因，新政给予已获批但未建设完工的光伏项目6个月缓冲期，已经备案并纳入年度规模管理的电站项目在2016年6月底前并网，仍适应现行标杆电价补贴政策。
政策着力点
相较于之前三类资源区标杆电价0.9、0.95、1元/千瓦时，此次三类资源区的上网电价分别为0.8、0.88、0.98元/千瓦时。笔者对比发现，三类资源区标杆电价降幅差距巨大，降幅分别为11%、7%、2%。其中，以宁夏、青海、新疆、甘肃为代表的Ⅰ类资源区下降幅度最大，身处Ⅲ类资源区的中东部省份补贴降幅极其微小，几无变化。
PVtrade光伏交易网认为，国家利用政策杠杆，不同地区区分对待，意在抑制西部地区光伏装机规模，引导电站投资热潮转向中东部地区。
西部地区“弃光率”达到20%，甘肃、新疆等部分地区光伏电站“弃光率”甚至超过40%，现行电网输送能力有限，西部地区已无法继续承载大量电站项目。相比之下，今后中东部地区农光互补、渔光互补、林光互补等综合性开发建设电站比例会提高。
刺激分布式
地面电站补贴下调，将对分布式光伏产生巨大利好。2015年前9个月，中国分布式光伏电站装机量为1.58GW，表明在各地政府光伏扶植政策的推动下，分布式光伏虽然有了长足进步，但是问题和阻力依旧很大。标杆电价过高时，投资企业纷纷转向投资收益稳定，综合经营效率高，收益率可观的大型地面电站，对分布式光伏普遍持观望态度。
若分布式补贴政策维持现行0.42元/千瓦时，地面电站收益率下滑后，将倒逼企业转向东部分布式项目，刺激分布式市场规模进一步扩大，东部分布式光伏优势愈发明显。
收益率影响
针对不同资源区下调情况，PVtrade为您分析一下电价下调各地投资收益率变化情况。
一、投资收益率测算默认条件
项目投资收益率影响最大的因素是上网电价、发电量及投资成本。为使测算结果更具常规代表性，我们选择符合大部分电站的常规条件进行计算，默认标准如下：
二、不同电价区的项目投资收益率
新政后续影响分析
本次补贴下降幅度显然超出了此前预期，不同地区度电补贴差距拉大，西部地区不再成为投资热土。部分业内人士表示，降价肯定会对业主投资的积极性产生影响，但补贴下调还不是致命的，影响最大的因素是强制性弃电。若国家继续出台措施，解决光伏产业限电和补贴拖欠问题，可缓冲降价和限电对企业投资带来的影响，中国光伏市场仍可保持高速发展态势。
2007年到2015年，光伏系统造价已经从60元/瓦下降到7-7.5元/瓦，到2020年系统成本将进一步降至5元/瓦。系统成本不断下降，补贴自然顺势下滑，最终实现光伏发电平价上网。
资深光伏人士认为，新政将Ⅲ类资源区标杆电价维持原有水平，已为中国光伏电站后续装机量埋好伏笔，如若分布式光伏装机数量短期内无法担此重任，Ⅲ类地区地面光伏电站指标会相应增加，以此实现中国“十三五”光伏装机150GW的目标。总之，本次政策调整略显激进，却符合中国光伏电站当前现状，及未来发展趋势。
责任编辑：solar_robot
