光伏项目电价下调 2017年的光伏项目投资将出现大幅的下降

一、2017年光伏标杆电价将大幅下调

今天，在网上看到《国家发展改革委关于调整新能源标杆上网电价的通知(征求意见稿)》。根据该征求意见稿，地面光伏电站的标杆电价下降23.5%~31.3%，分布式光伏电站的标杆电价下降28.6%~52.4%。具体如表1、表2所示。

表 1：地面光伏电站的标杆电价(单位：元/kWh)

之前，包头领跑者(Ⅰ类资源区)爆出0.52元/kWh、阳泉领跑者(Ⅲ类资源区)爆出0.61元/kWh的最低报价，刷新大家的心理底线。在此基础上，国家发改委的这次调价幅度虽然超出大家的心理预期，但也在情理之中。

然而，如此一来，光伏项目对可再生能源补贴需求将大幅下降。地面电站的的度电补贴需求下降41.4%~50.7%;分布式的度电补贴需求也下降了28.6%~52.4%。其中，Ⅰ类资源区降幅最大，均超过50%;Ⅲ类资源区最小，也超过20%。

表 3：标杆电价下降带来的补贴需求下降(单位：元/kWh)

调整后，地面电站的度电补贴需求，几乎与分布式相同。

由于Ⅰ类资源区是我国光伏项目的集中地区(如图1)，且发电小时数大，因此Ⅰ类资源区发电量比例大;Ⅲ类资源区装机量少、发电小时数少、发电量比例低。

因此，对可再生能源补贴资金的需求将降低接近一半。即相同规模的项目，需要的可再生能源补贴几乎是原来的一半。如此一来，补贴缺口将会比当初预期的大大减少。

图1：截止2015年底我国光伏装机区域分布

二、光伏调价后风电将根据投资吸引力

目前，风电项目的单位千瓦造价大约在7000~7500元之间，与普通光伏项目的造价基本相同，低于水上光伏、农光互补等形式的造价。然而，风电的年利用小时数远远高于光伏，从国家给出的保障性收购小时数可见一斑。

国家对风电、光伏的保障性收购小时数如表5、表6所示

表 5：陆上风电的保障性收购小时数及保障收益

表 6：光伏电站的保障性收购小时数及保障收益

注：由于3类资源区不限电，保障小时数是根据实际发电小时数估算。

从表5、表6可以看出，在初始投资几乎相同的情况下，1万kW风电项目的年保障性收入在893~1140万元;而1万kW光伏项目的年保障性收入在675~900万元之间。光伏项目的千瓦保障性年收入比风电项目低21%~24%之间。另外，考虑到光伏组件的功率逐年衰减的特性，实际的年收入应该比风电更低。

如此看来，相对于光伏项目，风电项目将根据投资吸引力。有实力的能源投资企业将更愿意投资风电项目，可能会缩减光伏项目的投资而转向投资风电。

目前，大型国企、央企是投资光伏项目的主力。如果正式稿中仍然采用征求意见稿中的电价，可以预见，2017年的光伏项目投资与2016年相比，将出现大幅的下降!

国家发展改革委关于调整新能源标杆上网电价的通知(征求意见稿)

各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、国家电网公司、南方电网公司：

为合理引导新能源投资，促进陆上风电、光伏发电等新能源产业健康有序发展，依据《可再生能源法》，决定调整新能源标杆上网电价政策。经研究，现就有关通知如下：

一、继续实行新能源标杆上网电价退坡机制

根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况，适当降低保障性收购范围内2018年新建陆上风电和2017年新建光伏发电等新能源标杆上网电价，具体见附件一。光伏发电、陆上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价加1分钱/千瓦时的超低排放加价)以内的部分，由当地省级电网结算;高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。

二、适当降低分布式光伏补贴标准

利用建筑物屋顶及附属场所建设的分布式光伏发电项目，在项目备案时可以选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式。对“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏发电实行按照全电量补贴的模式，补贴标准分别为：一类资源区0.2元/千瓦时、二类资源区0.25元/千瓦时、三类资源区0.3元/千瓦时，上述补贴资金通过可再生能源发展基金予以支付，由电网企业转付;其中，分布式光伏发电系统自用有余上网的电量，由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。“全额上网”模式执行光伏电站价格，具体补贴发放审批程序按照光伏电站的方式执行。

三、明确海上风电标杆上网电价

对非招标的海上风电项目，区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。2018年12月31日以前投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.8元(含税，下同)，潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.7元。海上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱销、除尘电价加1分钱/千瓦时的超低排放加价)以内的部分，由当地省级电网结算;高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。

四、调整新建生物质发电等项目补贴方式

2017年1月1日以后并网的农林生物质发电、其他生物质发电、垃圾焚烧发电、垃圾填埋气发电、沼气发电等新能源发电项目标杆上网电价，由各省(区、市)价格主管部门确定继续执行国家制定的标杆电价或根据本地实际情况研究制定标杆上网电价。上述新能源项目标杆电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价加1分钱/千瓦时的超低排放加价)以内的部分，由当地省级电网结算;高出部分通过省内销售电价予以疏导。

五、鼓励招标等市场化方式确定新能源电价

国家鼓励各地通过招标等市场竞争方式确定陆上风电、海上风电、光伏发电等新能源项目业主和补贴标准，但通过市场竞争方式形成的价格不得高于国家规定的同类资源区陆上风电、海上风电、光伏发电标杆上网电价。

其中，实行招标等市场竞争方式确定的价格，在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价加1分钱/千瓦时的超低排放加价)以内的部分，由当地省级电网结算;高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。

六、其他有关要求

各新能源发电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存相关发电项目上网交易电量、价格和补贴金额等资料，接受有关部门监督检查。各级价格主管部门要加强对新能源上网电价执行和电价附加补贴结算的监管，督促相关上网电价政策执行到位。

上述规定自2017年1月1日起执行。

全国光伏发电上网标杆电价表

单位：元/千瓦时(含税)

注：1、2017年1月1日以前备案并纳入财政补贴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。2017年以前备案并纳入财政补贴年度规模管理的光伏发电项目但于2017年6月30日以前仍未投运的，执行2016年上网标杆电价。2、西藏自治区光伏电站标杆电价为1元/千瓦时。