【大数据】2015、2016光伏行业深度解析

非技术性因素仍将继续蚕食电站利润

在考虑20%限电2年的情况下，一类光照地区，电价需上升0.04RMB/kWh，二类广招地区的电价需上升0.3RMB/Kwh。可再生能源补贴延迟2年不发放，导致投资收益相比预期科研预测下降0.5%，从而阻碍标杆电价的下降，预计会推升电价0.025RMB/Kwh；其他地方性赞助和产业投资所造成的电站投资成本提高，一般也会在0.2-0.3RMB/W之间，也影响了电站的降本路线，从而阻碍标杆价格和光伏平价电力目标的实现。

更低占用税及城镇土地使用税等地税影响提升光伏发电造价成本；假设耕地占用税按10-20元/平米一次性缴纳计算，尤其影响二类和三类地区的电站建设成本0.2-0.4RMB/W，平均需提高电价0.03RMB/kWh；在基于不考虑限电的情况下，相比砸减负耕地占用税和城镇土地使用税的情况下，可再生能源补贴在十三五期间，净增加了42亿。

投资建设的汇集站、升压站、线路以及间隔等，电网公司目前大多数情况下无偿回购，造成了电站建设成本上升。按100MW体量的电站计算，该部分成本沉没0.2RMB/W，预计影响电价，0.02RMB/kWh，故可快速模拟可再生能源补贴在十三五期间，净增加28亿。

积重难返的可再生能源基金

对于补贴迟发欠发和限电这两个阻碍光伏行业发展的痛点，参会嘉宾也进行了深入分析。

能源局分管新能源发展人士在大会上表示：“目前可再生能源补贴模式不可持续，可再生能源基金缺口受多重因素影响难以简单通过提高可再生能源附加来解决，未来补贴加速退坡、宏观调控光伏装机增速将是主要的调控方向。”

相关人士认为，补贴发放速度缓慢主要是因为基金缺口太大，各省之间由于禀赋差异，征收基金数额差距很大，因此需要全国各省全部将申请逐级报送后，由财政、发改委、能源局统一协调才能发放。第六批目录发放虽会有所改善，但是基金缺口问题不解决仍是制约补贴发放速度的根本原因。

据发改委能源研究所测算，2015年可再生能源基金继续缺口达400亿元。尽管2016年初，可再生附加标准调高至1.9分/千瓦时，但据发改委能源研究所测算，按照现行征收标准，可再生能源附加能够应收尽收的情况下，可再生能源基金将增加163亿元左右，但由于2015年两次煤电标杆电价下调导致可再生能源补贴需求增加149亿元（标杆电价不变，火电标杆电价下调，导致可再生补贴支出增加），这意味着已经提高的征收标准为可再生基金带来的净增加仅有10亿左右，仅能基本覆盖增量补贴需求，而无法缩小存量缺口。

从长远来看，假设到2020年风电发电量为4500亿千瓦时，光伏发电量为1600亿千瓦时，风电、光伏与煤电价差不断减小，可再生附加应收尽收的情况下，可再生能源附加的需求为3.1分千瓦时左右，其中光伏占需求的40%。

为解决基金缺口，到场嘉宾提出了两种方案，一是控制光伏装机速度，继续提高附加标准，降低标杆电价，延后补贴需求高峰到来的时间，利用时间差缩小可再生能源基金缺。二是由财政提供资金支持拟补基金缺口。

限电问题待解

据国网公司研究院人士在会上披露的2015年全国弃光电量的初步统计数据显示：2015年全国弃光电量40亿，总发电量400亿，弃光率约10%。其中国网公司调度范围（不含蒙西）累计弃光电量46.5亿千瓦时，弃光率为12.62%，地区集中在西北地区的甘肃、青海、新疆、宁夏四省区。

发言嘉宾分析认为，用电需求放缓，新增装机远超用电需求是造成弃光的主要原因。2015年，全社会用电量同比增长0.5%，增速较上年降低3.6个百分点。截至2015年底，全国电源总装机同比增长10.4%，超过用电需求增长9.9个百分点，新增用电需求已无法支撑各类电源快速增长，造成全国火电、核电、风电、太阳能利用小时分别下降410、437、172、35小时。

以限电最为严重是甘肃省为例：2010年到2015年期间，甘肃电源装机增长111%，达4642万千瓦，其中风电、光伏装机1862万千瓦。当地最大负荷不过为1303万千瓦，而甘肃电源装机是最大负荷的3.5倍，新能源装机是最大负荷的1.4倍。而按电力系统规划一般原则，电源装机应是最大负荷的1.5-1.8倍左右，甘肃等地区电力严重过剩导致可再生能源就地消纳基本无法实现 。

除了整体能源消费疲软，部分地区火电直购电电量加大进一步挤占了新能源的市场空间。例如宁夏2015年四季度增加火电与大用户直接电量交易，致使弃风比例激增。此外，供热机组比重占比较高、自备电厂增速过快也影响系统调峰也是导致弃光弃风的因素之一。据统计，三北地区有7个省区的供热机组占火电比重超70%。新疆自备电厂占装机29%，2015年前11月利用小时数高出公用火电厂2874小时。

此外，特高压建设滞后于光伏基地建设，导致外送线路迟缓也是弃光的原因之一。

所以目前集中在三北及西部地区的新能源装机超出当地最小负荷，经济新常态下，负荷快速增长的可能性较小。如通过特高压送出，建设周期无法匹配。中东部地区用电缺口也逐渐缩小，利用小时大幅下降，接受外来电意愿比较低，协调外送通道难度更大。

前述国网公司研究院人士认为，"十三五"期间，我国能源基地化开发格局难以改变，解决我国新能源消纳问题需要电源、负荷、电网三管齐下。在全面推动市场化电力市场改革的形式下，以市场化的思维破解新能源发展中遇到的困难。