一、2017年光伏標桿電價將大幅下調

昨天，在網上看到《國家發(fā)展改革委關于調整新能源標桿上網電價的通知(征求意見稿)》。根據該征求意見稿，地面光伏電站的標桿電價下降23.5%-31.3%，分布式光伏電站的標桿電價下降28.6%-52.4%。具體如表1、表2所示。

表1：地面光伏電站的標桿電價(單位：元/kWh)

表2：分布式光伏電站的標桿電價(單位：元/kWh)

之前，包頭領跑者(Ⅰ類資源區(qū))爆出0.52元/kWh、陽泉領跑者(Ⅲ類資源區(qū))爆出0.61元/kWh的最低報價，刷新大家的心理底線。在此基礎上，國家發(fā)改委的這次調價幅度雖然超出大家的心理預期，但也在情理之中。

然而，如此一來，光伏項目對可再生能源補貼需求將大幅下降。地面電站的的度電補貼需求下降41.4%-50.7%;分布式的度電補貼需求也下降了28.6%-52.4%。其中，Ⅰ類資源區(qū)降幅最大，均超過50%;Ⅲ類資源區(qū)最小，也超過20%。

表3：標桿電價下降帶來的補貼需求下降(單位：元/kWh)

調整后，地面電站的度電補貼需求，幾乎與分布式相同。

由于Ⅰ類資源區(qū)是我國光伏項目的集中地區(qū)(如圖1)，且發(fā)電小時數大，因此Ⅰ類資源區(qū)發(fā)電量比例大;Ⅲ類資源區(qū)裝機量少、發(fā)電小時數少、發(fā)電量比例低。

因此，對可再生能源補貼資金的需求將降低接近一半。即相同規(guī)模的項目，需要的可再生能源補貼幾乎是原來的一半。如此一來，補貼缺口將會比當初預期的大大減少。

圖1：截止2015年底我國光伏裝機區(qū)域分布

二、光伏調價后風電將根據投資吸引力

目前，風電項目的單位千瓦造價大約在7000~7500元之間，與普通光伏項目的造價基本相同，低于水上光伏、農光互補等形式的造價。然而，風電的年利用小時數遠遠高于光伏，從國家給出的保障性收購小時數可見一斑。

國家對風電、光伏的保障性收購小時數如表5、表6所示

表5：陸上風電的保障性收購小時數及保障收益

表6：光伏電站的保障性收購小時數及保障收益

注：由于3類資源區(qū)不限電，保障小時數是根據實際發(fā)電小時數估算。

從表5、表6可以看出，在初始投資幾乎相同的情況下，1萬kW風電項目的年保障性收入在893-1140萬元;而1萬kW光伏項目的年保障性收入在675-900萬元之間。光伏項目的千瓦保障性年收入比風電項目低21%~24%之間。另外，考慮到光伏組件的功率逐年衰減的特性，實際的年收入應該比風電更低。

如此看來，相對于光伏項目，風電項目將根據投資吸引力。有實力的能源投資企業(yè)將更愿意投資風電項目，可能會縮減光伏項目的投資而轉向投資風電。

目前，大型國企、央企是投資光伏項目的主力。如果正式稿中仍然采用征求意見稿中的電價，可以預見，2017年的光伏項目投資與2016年相比，將出現大幅的下降!

國家發(fā)展改革委關于調整新能源標桿上網電價的通知(征求意見稿)

各省、自治區(qū)、直轄市發(fā)展改革委、物價局、國家電網公司、南方電網公司：

為合理引導新能源投資，促進陸上風電、光伏發(fā)電等新能源產業(yè)健康有序發(fā)展，依據《可再生能源法》，決定調整新能源標桿上網電價政策。經研究，現就有關通知如下：

一、繼續(xù)實行新能源標桿上網電價退坡機制

根據當前新能源產業(yè)技術進步和成本降低情況，適當降低保障性收購范圍內2018年新建陸上風電和2017年新建光伏發(fā)電等新能源標桿上網電價，具體見附件一。光伏發(fā)電、陸上風電上網電價在當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫硝、除塵電價加1分錢/千瓦時的超低排放加價)以內的部分，由當地省級電網結算;高出部分通過國家可再生能源發(fā)展基金予以補貼。

二、適當降低分布式光伏補貼標準

利用建筑物屋頂及附屬場所建設的分布式光伏發(fā)電項目，在項目備案時可以選擇“自發(fā)自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式。對“自發(fā)自用、余電上網”模式的分布式光伏發(fā)電實行按照全電量補貼的模式，補貼標準分別為：一類資源區(qū)0.2元/千瓦時、二類資源區(qū)0.25元/千瓦時、三類資源區(qū)0.3元/千瓦時，上述補貼資金通過可再生能源發(fā)展基金予以支付，由電網企業(yè)轉付;其中，分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)自用有余上網的電量，由電網企業(yè)按照當地燃煤機組標桿上網電價收購。“全額上網”模式執(zhí)行光伏電站價格，具體補貼發(fā)放審批程序按照光伏電站的方式執(zhí)行。

三、明確海上風電標桿上網電價

對非招標的海上風電項目，區(qū)分潮間帶風電和近海風電兩種類型確定上網電價。2018年12月31日以前投運的近海風電項目上網電價為每千瓦時0.8元(含稅，下同)，潮間帶風電項目上網電價為每千瓦時0.7元。海上風電上網電價在當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫銷、除塵電價加1分錢/千瓦時的超低排放加價)以內的部分，由當地省級電網結算;高出部分通過國家可再生能源發(fā)展基金予以補貼。

四、調整新建生物質發(fā)電等項目補貼方式

2017年1月1日以后并網的農林生物質發(fā)電、其他生物質發(fā)電、垃圾焚燒發(fā)電、垃圾填埋氣發(fā)電、沼氣發(fā)電等新能源發(fā)電項目標桿上網電價，由各省(區(qū)、市)價格主管部門確定繼續(xù)執(zhí)行國家制定的標桿電價或根據本地實際情況研究制定標桿上網電價。上述新能源項目標桿電價在當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫硝、除塵電價加1分錢/千瓦時的超低排放加價)以內的部分，由當地省級電網結算;高出部分通過省內銷售電價予以疏導。

五、鼓勵招標等市場化方式確定新能源電價

國家鼓勵各地通過招標等市場競爭方式確定陸上風電、海上風電、光伏發(fā)電等新能源項目業(yè)主和補貼標準，但通過市場競爭方式形成的價格不得高于國家規(guī)定的同類資源區(qū)陸上風電、海上風電、光伏發(fā)電標桿上網電價。

其中，實行招標等市場競爭方式確定的價格，在當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫硝、除塵電價加1分錢/千瓦時的超低排放加價)以內的部分，由當地省級電網結算;高出部分由國家可再生能源發(fā)展基金予以補貼。

六、其他有關要求

各新能源發(fā)電企業(yè)和電網企業(yè)必須真實、完整地記載和保存相關發(fā)電項目上網交易電量、價格和補貼金額等資料，接受有關部門監(jiān)督檢查。各級價格主管部門要加強對新能源上網電價執(zhí)行和電價附加補貼結算的監(jiān)管，督促相關上網電價政策執(zhí)行到位。

上述規(guī)定自2017年1月1日起執(zhí)行。

全國光伏發(fā)電上網標桿電價表

單位：元/千瓦時(含稅)

注：1、2017年1月1日以前備案并納入財政補貼年度規(guī)模管理的光伏發(fā)電項目，執(zhí)行2016年光伏發(fā)電上網標桿電價。2017年以前備案并納入財政補貼年度規(guī)模管理的光伏發(fā)電項目但于2017年6月30日以前仍未投運的，執(zhí)行2016年上網標桿電價。2、西藏自治區(qū)光伏電站標桿電價為1元/千瓦時。