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 12月24日，國家發(fā)改委發(fā)布《關于完善陸上風電光伏發(fā)電上網標桿電價政策的通知》(以下簡稱《通知》)，《通知》明確，對光伏發(fā)電上網電價，2016年Ⅰ類、Ⅱ類資源區(qū)分別降低10分錢、7分錢，Ⅲ類資源區(qū)降低2分錢，分別為0.8、0.88、0.98元/千瓦時。

執(zhí)行期限

2016年1月1日以后備案并納入年度規(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，2016年之前備案并納入年度規(guī)模管理的光伏發(fā)電項目，但于2016年6月30日之前機組仍未全部投運的，執(zhí)行2016年上網標桿電價。

基于光伏電站建設周期較長及調增指標下發(fā)較晚等原因，新政給予已獲批但未建設完工的光伏項目6個月緩沖期，已經備案并納入年度規(guī)模管理的電站項目在2016年6月底前并網，仍適應現行標桿電價補貼政策。

政策著力點

相較于之前三類資源區(qū)標桿電價0.9、0.95、1元/千瓦時，此次三類資源區(qū)的上網電價分別為0.8、0.88、0.98元/千瓦時。筆者對比發(fā)現，三類資源區(qū)標桿電價降幅差距巨大，降幅分別為11%、7%、2%。其中，以寧夏、青海、新疆、甘肅為代表的Ⅰ類資源區(qū)下降幅度最大，身處Ⅲ類資源區(qū)的中東部省份補貼降幅極其微小，幾無變化。

PVtrade光伏交易網認為，國家利用政策杠桿，不同地區(qū)區(qū)分對待，意在抑制西部地區(qū)光伏裝機規(guī)模，引導電站投資熱潮轉向中東部地區(qū)。

西部地區(qū)“棄光率”達到20%，甘肅、新疆等部分地區(qū)光伏電站“棄光率”甚至超過40%，現行電網輸送能力有限，西部地區(qū)已無法繼續(xù)承載大量電站項目。相比之下，今后中東部地區(qū)農光互補、漁光互補、林光互補等綜合性開發(fā)建設電站比例會提高。

刺激分布式

地面電站補貼下調，將對分布式光伏產生巨大利好。2015年前9個月，中國分布式光伏電站裝機量為1.58GW，表明在各地政府光伏扶植政策的推動下，分布式光伏雖然有了長足進步，但是問題和阻力依舊很大。標桿電價過高時，投資企業(yè)紛紛轉向投資收益穩(wěn)定，綜合經營效率高，收益率可觀的大型地面電站，對分布式光伏普遍持觀望態(tài)度。

若分布式補貼政策維持現行0.42元/千瓦時，地面電站收益率下滑后，將倒逼企業(yè)轉向東部分布式項目，刺激分布式市場規(guī)模進一步擴大，東部分布式光伏優(yōu)勢愈發(fā)明顯。

收益率影響

針對不同資源區(qū)下調情況，PVtrade為您分析一下電價下調各地投資收益率變化情況。

一、投資收益率測算默認條件

項目投資收益率影響最大的因素是上網電價、發(fā)電量及投資成本。為使測算結果更具常規(guī)代表性，我們選擇符合大部分電站的常規(guī)條件進行計算，默認標準如下：

二、不同電價區(qū)的項目投資收益率


新政后續(xù)影響分析

本次補貼下降幅度顯然超出了此前預期，不同地區(qū)度電補貼差距拉大，西部地區(qū)不再成為投資熱土。部分業(yè)內人士表示，降價肯定會對業(yè)主投資的積極性產生影響，但補貼下調還不是致命的，影響最大的因素是強制性棄電。若國家繼續(xù)出臺措施，解決光伏產業(yè)限電和補貼拖欠問題，可緩沖降價和限電對企業(yè)投資帶來的影響，中國光伏市場仍可保持高速發(fā)展態(tài)勢。

2007年到2015年，光伏系統造價已經從60元/瓦下降到7-7.5元/瓦，到2020年系統成本將進一步降至5元/瓦。系統成本不斷下降，補貼自然順勢下滑，最終實現光伏發(fā)電平價上網。

資深光伏人士認為，新政將Ⅲ類資源區(qū)標桿電價維持原有水平，已為中國光伏電站后續(xù)裝機量埋好伏筆，如若分布式光伏裝機數量短期內無法擔此重任，Ⅲ類地區(qū)地面光伏電站指標會相應增加，以此實現中國“十三五”光伏裝機150GW的目標?？傊?，本次政策調整略顯激進，卻符合中國光伏電站當前現狀，及未來發(fā)展趨勢。