日前，國家發(fā)展改革委發(fā)布了《關于調整光伏發(fā)電陸上風電標桿上網(wǎng)電價的通知》，自2017年1月1日之后，對我國三類電價區(qū)的光伏發(fā)電標桿電價再度進行調整，降低后的電價水平分別為I類地區(qū)0.65元/千瓦時，II類地區(qū)0.75元/千瓦時，III類地區(qū)0.85元/千瓦時，比2016年電價每千瓦時下調0.15元、0.13元、0.13元，分布式光伏發(fā)電補貼標準不作調整，仍為0.42元/千瓦時?！锻ㄖ分忻鞔_，今后光伏標桿上網(wǎng)電價根據(jù)成本變化，暫定每年調整一次。

中國光伏行業(yè)協(xié)會認為，根據(jù)光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展情況，逐步下調光伏發(fā)電補貼，是驅動企業(yè)加強技術創(chuàng)新，降低光伏發(fā)電成本，實現(xiàn)光伏平價上網(wǎng)的有效途徑。本次大型地面電站調整幅度比前兩年大，但基本體現(xiàn)了當前技術發(fā)展水平，調整后的電價能夠保障光伏發(fā)電項目收益；分布式光伏電價保持不變，有望推動其迎來大規(guī)模發(fā)展的黃金期。

一、順應時勢下調光伏電價，保障光伏產(chǎn)業(yè)持續(xù)發(fā)展

近年來，我國光伏產(chǎn)業(yè)進步顯著，光伏組件制造、光電轉換效率均已達到世界先進水平。2016年底，單晶和多晶電池產(chǎn)業(yè)化效率分別達到了19.8%和18.5%，較2015年同期提高了0.3個百分點以上，并正在向21%和19%推進。我國多晶硅生產(chǎn)成本降至70元/公斤以下，組件生產(chǎn)成本降至2.5元/瓦左右，光伏系統(tǒng)初投資降至7.3元/瓦以下，相較于2015年均有不同程度的下降，未來隨著技術的進步仍有一定下降空間。

在上網(wǎng)電價政策的帶動下，我國光伏應用市場迅速發(fā)展，連續(xù)3年成為新增裝機容量世界第一，并于2015年躍居累計裝機容量全球首位。發(fā)改委能源所數(shù)據(jù)顯示，2016年1-10月，我國光伏新增裝機容量約為30.89GW，累計裝機容量約為74.07GW，預計全年新增33GW，年增速約為75%。

光伏發(fā)電成本的大幅下降，為調低電價提供了空間。適當下調光伏電站標桿上網(wǎng)電價，有利于減輕新能源補貼資金增長壓力。根據(jù)目前光伏發(fā)展速度測算，2017年光伏電站標桿上網(wǎng)電價下調后，每年將減少新增光伏電站補貼需求約45億元。因此，這一輪的調低電價，對緩解補貼資金缺口、保障產(chǎn)業(yè)持續(xù)發(fā)展起到了積極作用。

二、電價下調幅度較為合理，保障光伏發(fā)電項目收益

1.  光伏電站投資構成

光伏發(fā)電系統(tǒng)投資主要由組件、逆變器、支架、電纜等主要設備及材料，升壓系統(tǒng)，通訊監(jiān)控設備，土建、安裝工程，以及項目設計費、監(jiān)理費、并網(wǎng)檢測、工程驗收以及前期相關費用等部分構成。其中組件為光伏發(fā)電系統(tǒng)的主要設備，一般約占整個系統(tǒng)總投資的40%以上。分布式電站相較地面電站而言，由于在土建工作量、支架用鋼量以及并網(wǎng)設備成本方面較為節(jié)約，每瓦投資成本比地面電站低0.5元左右，但部分項目如需對廠房屋頂進行加固，成本也會相應提高。

目前，我國一線廠商組件生產(chǎn)成本約為37-40美分/瓦，加上三項費用及稅費后，組件的全成本約為3.3元/瓦，按此價格測算，大型光伏電站初始投資水平約為7.5元/瓦。隨著金剛線切割、PERC、黑硅等技術的大規(guī)模推廣，根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會制定的《中國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線圖》，預計2017年底組件成本有望降至29美分/瓦以下，全成本可降至2.8元/瓦以下，大型光伏電站初始投資普遍降至7元/瓦。

雖然其他設備成本總體也處于下降趨勢，但是由于工程費用在不同地區(qū)有高有低，并且隨著電站建設區(qū)域向中東部轉移，且各類“光伏+”工程可能存在附加投資，單位投資水平在此水平上要有程度不同的增加，故除組件價格考慮變動外，其他設備及工程費用總體保持不變。

2.  電站項目保持合理投資回報條件下的電價測算

根據(jù)國家能源局2016年6月出臺的可再生能源全額保障小時數(shù)文件，取I類區(qū)1500、II類區(qū)1300、III類區(qū)1100小時，在內(nèi)部收益率為8%的情況下的電價進行測算，可以得出：在制造端盈虧平衡情況下，2016年三類資源區(qū)電價應分別達到0.69元、0.79元和0.95元；在制造端有3%盈利情況下，對于地面電站要保持8%的投資收益率，三類資源區(qū)電價應分別達到0.70元、0.80元和0.96元，以上測算未考慮棄光限電、補貼拖欠等因素。而到2017年，投資成本下降至7元/瓦后，三類地區(qū)發(fā)電成本可分別下降至0.65、0.75和0.85元。

由此可見，調整后的光伏標桿上網(wǎng)電價，能夠保證光伏發(fā)電項目獲得合理收益，保持新能源項目的投資吸引力。

3.  競爭性配置促進平價上網(wǎng)按期實現(xiàn)

考慮到我國地幅遼闊，盡管國家在制定上網(wǎng)電價時將我國分成了三類資源區(qū)，但在同一資源區(qū)內(nèi)，各地的光照、氣候、土地、經(jīng)濟發(fā)展、電網(wǎng)建設等條件都不盡相同，且不同地方政府對光伏用地的稅費彈性也較大。因此，僅靠一些理想性的測算難以覆蓋實際中的各種費用支出，不利于實現(xiàn)資源的優(yōu)化配置。

通過改革項目管理模式，以競爭性方式配置光伏發(fā)電項目，適度提高電價在競爭性配置中的權重，將有效促進光伏發(fā)電電價水平的下降，推動光伏發(fā)電平價上網(wǎng)按期實現(xiàn)。

此外，結合電力體制改革，在輸配電改革等試點地區(qū)逐步推進光伏發(fā)電項目參與電力市場交易，可以通過市場機制創(chuàng)新解決光伏產(chǎn)業(yè)面臨的問題，滿足我國發(fā)展清潔能源的戰(zhàn)略需要，推動光伏發(fā)電全面市場化發(fā)展。

三、分布式標準不作調整，有望迎來大規(guī)模發(fā)展

1.分布式光伏發(fā)電市場空間巨大

分布式光伏發(fā)電具有清潔高效、因地制宜、就近利用等優(yōu)點，是未來發(fā)展趨勢，也是最符合太陽能高效利用的模式。從全世界范圍來看，德國、美國、日本等國都在大力扶持分布式光伏的發(fā)展。

2016年12月，國家發(fā)展改革委、能源局印發(fā)的《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中明確指出，到2020年底，我國光伏發(fā)電裝機目標為105GW以上，分布式光伏裝機超過60GW。

在用電負荷較高的地區(qū)建設分布式項目，可以分散接入低壓配電網(wǎng)并就近消納，符合以市場為導向的發(fā)展原則。分布式標準不作調整，為產(chǎn)業(yè)提供了穩(wěn)定的政策預期，有利于產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展。“十三五”期間，隨著發(fā)電成本的持續(xù)下降，分布式光伏發(fā)電市場空間巨大，有望真正走入千家萬戶。

2.我國分布式光伏發(fā)電將邁入黃金發(fā)展期

    截至2015年底，我國分布式光伏累計裝機約為6.06GW，占全部光伏發(fā)電裝機的14%。分布式光伏發(fā)電裝機前十的省市全部位于中東部經(jīng)濟較發(fā)達、用電負荷高的地區(qū)，約占全國分布式裝機容量的81%，與地方支持政策的關聯(lián)性較強。發(fā)改委能源所數(shù)據(jù)顯示，2016年1-10月，新增分布式光伏發(fā)電裝機3.3GW，且有相當部分采用的是“全額上網(wǎng)、標桿電價”模式，發(fā)展規(guī)模仍顯著低于各界預期。

當前，制約我國分布式光伏規(guī)?；l(fā)展的原因包括交易方增多、后期不確定性大等，增大了分布式電站開發(fā)的風險。此次在系統(tǒng)投資成本大幅下降的背景下，分布式電價不做調整，一方面凸顯了國家推動分布式光伏發(fā)展的決心，另一方面，希望通過國家0.42元/千瓦時的度電補貼，加上地方性的投資或度電補貼政策，適度對沖分布式電站后續(xù)運營中的風險。

在當前大型地面光伏電站面臨限電、安裝空間受限等難題下，分布式維持原電價而帶來的高收益，必將推動分布式光伏進入黃金發(fā)展期。