随着630之后组件价格出现大幅度下降，2017年光伏电价的调整必然提上议事日程。从长远来看，按照市场行情变化调整电站电价，是符合可再生能源发展的有力措施。而对2017年光伏电价调整所做的测算、探讨和建议，将有利于政府充分考虑行业发展特点，尽量准确制订出更为合理的电价。
一、光伏电价测算及回顾
首先我们将测算不同造价和不同年利用小时，分别在8%和9%的全投资回报率情况下的合理电价。这个测算的建立，以下列条件作为基础。
1、不考虑限电因素；
2、不考虑补贴不到位影响；
3、一类地区对应首年利用小时1500小时；二类地区对应首年利用小时1300小时；三类地区由于光照条件差距较大，我们选取了首年利用小时1100小时和1000小时两种情况供决策者参考；
4、折旧年限15年；
5、按照现行增值税和所得税政策；
6、电价执行时间为20年，最后五年电价取值0.3元/每千瓦时；
7、每年运维费用按照0.1元/每瓦计算；包含全部电站直接运维费用和部分其他（比如土建使用税或者房屋租赁）费用；
8、未考虑通货膨胀因素；
9、组件标准按照多晶硅组件，首年衰减2.5%。以后每年衰减0.7%，最低衰减量为20%；
10、不考虑竞价上网因素。
测算电价如下表所示：
我们回顾一下2016年光伏电价调整的情况：
如表所示，2016年价格调整是一、二类地区选择了7.5元/瓦造价下，全投资回报率9%的电价，也就是一类地区0.8元/千瓦时，二类地区0.88元/千瓦时，三类地区则选择了7元/瓦的造价下，全投资回报率9%的电价，也就是0.98元/千瓦时。而一类地区略高于标准测算表，应该是和一类地区普遍限电的因素相关联。从而给出了更高的弹性。
而分布式自发自用度电补贴在2016年价格调整中不变，主要原因是屋顶分布式的开发比较艰难，同时存在的风险也远比地面电站更高。考虑到绝大多数分布式自发自用电站都在中东部，我们以7元/瓦造价，年发电1000小时的测算电价作为分布式自发自用电站的参考。那么测算电价为1.075元/千瓦时，扣除0.42元/千瓦时之后为0.655元/千瓦时。这个电价和中东部地区自发自用电站与业主优惠后的结算电价非常接近。因此，2016年自发自用电站补贴价格未调整是非常科学的。
二、各类型电站影响投资收益的异常因素分析
根据目前全国光伏电站运行的实际情况，我们可以知道，二类地区和三类地区的地面电站除补贴不到位以外基本上满足测算的所有条件。因此，我们把这两类电站选取为标准电站，以比较其他不同类型电站的异常因素。
1、限电地区的地面电站
和标准电站地区的情况比较，限电地区的地面电站一般会出现如下异常情况：
（1）限电。限电比例0—50%不等，个别地区更高；
（2）通常限电地区在一类地区，由于有大量的荒漠和未利用地，和标准电站用地方式不同的是，更多的是采取征地方式。同时增加了每年0.6—6元/平方米的土地使用税成本风险；
（3）接入距离有可能更长；
（4）由于限电，几乎都会出现部分电量需要竞价上网，事实上就是降低标杆电价的行为。；
（5）地方摊派多于其他地区。
（6）补贴同样不到位。个别地区不是按照火电脱硫电价结算，而是按照省内自行制定标准。导致补贴拖欠的现金流进一步恶化。
2、屋顶全额上网电站
和标准电站相比，屋顶全额上网电站的异常因素有如下几点：
（1）高压接入如果是在城市，需要付出更高的接入费用；
（2）发电量因为屋顶多为平铺，比地面少10%左右；
（3）屋顶租金比地面土地租金高至少三倍，运维费用比地面电站更高；
（4）系统造价比采取低压接入的屋顶自发自用电站每瓦高0.5元；
（5）补贴同样不到位；
（6）由于融资比地面电站更难，导致融资年利率一般高于地面电站2%左右。
3、屋顶自发自用电站
和标准电站相比，屋顶自发自用电站的异常因素有：
（1）发电量因为屋顶多为平铺，比地面少10%左右；
（2）电价波动比较大，而且下降趋势明显。例如山东2014年大用户电价是0.85元左右，到2016年仅为0.7元左右。预计随着电改的深入，企业用户电价下降更多。目前贵州大数据中心电价低至0.35元/千瓦时；重庆售电侧改革第一批交易电价为0.6元/千瓦时，未来目标是0.5元/千瓦时。我们预计，全国都有可能出现重庆的情况。即使是按照0.6元/千瓦时计算，在0.42元/千瓦时补贴不变的情况下，自发自用结算电价也将低于0.9元。类似电站主要分布在三类地区。因此传说中自发自用电站效益独好的情况将是过眼云烟。
（3）由于融资比地面电站更难，导致融资年利率一般高于地面电站2%左右。
（4）非国网地区的0.42补贴执行不到位情况十分严重。
三、2017年光伏电价调整建议
考虑到以上各种类型出现的不同异常情况，我们对2017年光伏电价调整提出以下建议：
1、全投资回报率选取建议
由于光伏电站属于公共基础设施项目，因此在组件价格不断下降的情况下，以全投资回报率低于8%作为定价主要参考标准可以预留组件未来更大的降价空间。
2、标准电站电价调整建议
按照目前企业投标价格和对未来组件的预测价格，选取系统造价6.5元/瓦，发电小时1300小时、1100小时作为二类地区和三类地区的电价参考标准，也就是0.72元/千瓦时和0.85元/千瓦时作为上下浮动的中位数。
3、限电地区地面电站电价建议
考虑到限电地区地面电站目前已经面临产能严重过剩的情况，建议以电价政策引导产业布局，对于一类地区的标杆电站选取7元/瓦系统造价区间作为调整目标，也就是0.66元/千瓦时作为参考。
4、屋顶全额上网电价建议
鉴于屋顶分布式电站中全额上网电站比重越来越大，而其成本、运维费用、发电特点和地面电站相差较大。建议本次调整价格在二类和三类地区的新设屋顶全额上网光伏电站电价，以鼓励屋顶分布式的开发和投资。建议按照8%的全投资回报率，系统造价6元/千瓦时，年利用小时1200小时和1000小时的电价分别为0.725元/千瓦时和0.875元/千瓦时，作为此类电价调整的参考值。
5、屋顶自发自用电价建议
随着电改的逐步深入，自发自用电站的用户电价越来越低，而且这些电站的建设、管理和运维难度比一般电站更高，时刻面临着电费收取风险、房屋损害、改造和拆迁风险。目前很多地区出现了自发自用结算电价加上0.42补贴低于全额上网电价的情况；同时按照地面电站的度电补贴金额来说，也超过0.42元/千瓦时，而此类分布式光伏电站一直是我国鼓励发展却很难大规模开发投资的形式，因此建议尽量不调整此类补贴。
6、2017年光伏电站电价调整建议表
综上所述，考虑到不同类型电站和投资、发电、运维和融资环境的不同，我们提出了2017年光伏电站电价调整建议，供有关部门参考。
一、光伏电价测算及回顾
首先我们将测算不同造价和不同年利用小时，分别在8%和9%的全投资回报率情况下的合理电价。这个测算的建立，以下列条件作为基础。
1、不考虑限电因素；
2、不考虑补贴不到位影响；
3、一类地区对应首年利用小时1500小时；二类地区对应首年利用小时1300小时；三类地区由于光照条件差距较大，我们选取了首年利用小时1100小时和1000小时两种情况供决策者参考；
4、折旧年限15年；
5、按照现行增值税和所得税政策；
6、电价执行时间为20年，最后五年电价取值0.3元/每千瓦时；
7、每年运维费用按照0.1元/每瓦计算；包含全部电站直接运维费用和部分其他（比如土建使用税或者房屋租赁）费用；
8、未考虑通货膨胀因素；
9、组件标准按照多晶硅组件，首年衰减2.5%。以后每年衰减0.7%，最低衰减量为20%；
10、不考虑竞价上网因素。
测算电价如下表所示：
我们回顾一下2016年光伏电价调整的情况：
如表所示，2016年价格调整是一、二类地区选择了7.5元/瓦造价下，全投资回报率9%的电价，也就是一类地区0.8元/千瓦时，二类地区0.88元/千瓦时，三类地区则选择了7元/瓦的造价下，全投资回报率9%的电价，也就是0.98元/千瓦时。而一类地区略高于标准测算表，应该是和一类地区普遍限电的因素相关联。从而给出了更高的弹性。
而分布式自发自用度电补贴在2016年价格调整中不变，主要原因是屋顶分布式的开发比较艰难，同时存在的风险也远比地面电站更高。考虑到绝大多数分布式自发自用电站都在中东部，我们以7元/瓦造价，年发电1000小时的测算电价作为分布式自发自用电站的参考。那么测算电价为1.075元/千瓦时，扣除0.42元/千瓦时之后为0.655元/千瓦时。这个电价和中东部地区自发自用电站与业主优惠后的结算电价非常接近。因此，2016年自发自用电站补贴价格未调整是非常科学的。
二、各类型电站影响投资收益的异常因素分析
根据目前全国光伏电站运行的实际情况，我们可以知道，二类地区和三类地区的地面电站除补贴不到位以外基本上满足测算的所有条件。因此，我们把这两类电站选取为标准电站，以比较其他不同类型电站的异常因素。
1、限电地区的地面电站
和标准电站地区的情况比较，限电地区的地面电站一般会出现如下异常情况：
（1）限电。限电比例0—50%不等，个别地区更高；
（2）通常限电地区在一类地区，由于有大量的荒漠和未利用地，和标准电站用地方式不同的是，更多的是采取征地方式。同时增加了每年0.6—6元/平方米的土地使用税成本风险；
（3）接入距离有可能更长；
（4）由于限电，几乎都会出现部分电量需要竞价上网，事实上就是降低标杆电价的行为。；
（5）地方摊派多于其他地区。
（6）补贴同样不到位。个别地区不是按照火电脱硫电价结算，而是按照省内自行制定标准。导致补贴拖欠的现金流进一步恶化。
2、屋顶全额上网电站
和标准电站相比，屋顶全额上网电站的异常因素有如下几点：
（1）高压接入如果是在城市，需要付出更高的接入费用；
（2）发电量因为屋顶多为平铺，比地面少10%左右；
（3）屋顶租金比地面土地租金高至少三倍，运维费用比地面电站更高；
（4）系统造价比采取低压接入的屋顶自发自用电站每瓦高0.5元；
（5）补贴同样不到位；
（6）由于融资比地面电站更难，导致融资年利率一般高于地面电站2%左右。
3、屋顶自发自用电站
和标准电站相比，屋顶自发自用电站的异常因素有：
（1）发电量因为屋顶多为平铺，比地面少10%左右；
（2）电价波动比较大，而且下降趋势明显。例如山东2014年大用户电价是0.85元左右，到2016年仅为0.7元左右。预计随着电改的深入，企业用户电价下降更多。目前贵州大数据中心电价低至0.35元/千瓦时；重庆售电侧改革第一批交易电价为0.6元/千瓦时，未来目标是0.5元/千瓦时。我们预计，全国都有可能出现重庆的情况。即使是按照0.6元/千瓦时计算，在0.42元/千瓦时补贴不变的情况下，自发自用结算电价也将低于0.9元。类似电站主要分布在三类地区。因此传说中自发自用电站效益独好的情况将是过眼云烟。
（3）由于融资比地面电站更难，导致融资年利率一般高于地面电站2%左右。
（4）非国网地区的0.42补贴执行不到位情况十分严重。
三、2017年光伏电价调整建议
考虑到以上各种类型出现的不同异常情况，我们对2017年光伏电价调整提出以下建议：
1、全投资回报率选取建议
由于光伏电站属于公共基础设施项目，因此在组件价格不断下降的情况下，以全投资回报率低于8%作为定价主要参考标准可以预留组件未来更大的降价空间。
2、标准电站电价调整建议
按照目前企业投标价格和对未来组件的预测价格，选取系统造价6.5元/瓦，发电小时1300小时、1100小时作为二类地区和三类地区的电价参考标准，也就是0.72元/千瓦时和0.85元/千瓦时作为上下浮动的中位数。
3、限电地区地面电站电价建议
考虑到限电地区地面电站目前已经面临产能严重过剩的情况，建议以电价政策引导产业布局，对于一类地区的标杆电站选取7元/瓦系统造价区间作为调整目标，也就是0.66元/千瓦时作为参考。
4、屋顶全额上网电价建议
鉴于屋顶分布式电站中全额上网电站比重越来越大，而其成本、运维费用、发电特点和地面电站相差较大。建议本次调整价格在二类和三类地区的新设屋顶全额上网光伏电站电价，以鼓励屋顶分布式的开发和投资。建议按照8%的全投资回报率，系统造价6元/千瓦时，年利用小时1200小时和1000小时的电价分别为0.725元/千瓦时和0.875元/千瓦时，作为此类电价调整的参考值。
5、屋顶自发自用电价建议
随着电改的逐步深入，自发自用电站的用户电价越来越低，而且这些电站的建设、管理和运维难度比一般电站更高，时刻面临着电费收取风险、房屋损害、改造和拆迁风险。目前很多地区出现了自发自用结算电价加上0.42补贴低于全额上网电价的情况；同时按照地面电站的度电补贴金额来说，也超过0.42元/千瓦时，而此类分布式光伏电站一直是我国鼓励发展却很难大规模开发投资的形式，因此建议尽量不调整此类补贴。
6、2017年光伏电站电价调整建议表
综上所述，考虑到不同类型电站和投资、发电、运维和融资环境的不同，我们提出了2017年光伏电站电价调整建议，供有关部门参考。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201609/21/157866.html
