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(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)標桿電價。
基于光伏電站建設周期較長及調(diào)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(jīng)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(wǎng),仍適應現(xiàn)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(wǎng)電價分別為0.8、0.88、0.98元/千瓦時。
筆者對比發(fā)現(xiàn),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。
筆者認為,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(zhuǎn)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(xiàn)行電網(wǎng)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(nóng)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(diào),將對分布式光伏產(chǎn)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(zhuǎn)向投資收益穩(wěn)定,綜合經(jīng)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(xiàn)行0.42元/千瓦時,地面電站收益率下滑后,將倒逼企業(yè)轉(zhuǎn)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(diào)情況,筆者為您分析一下電價下調(diào)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(wǎng)電價、發(fā)電量及投資成本。為使測算結(jié)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
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(nèi)人士表示,降價肯定會對業(yè)主投資的積極性產(chǎn)生影響,但補貼下調(diào)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(chǎn)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(tǒng)造價已經(jīng)從60元/瓦下降到7-7.5元/瓦,到2020年系統(tǒng)成本將進一步降至5元/瓦。系統(tǒng)成本不斷下降,補貼自然順勢下滑,最終實現(xiàn)光伏發(fā)電平價上網(wǎng)。
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(shù)量短期內(nèi)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(xiàn)中國“十三五”光伏裝機150GW的目標。
總之,本次政策調(diào)整略顯激進,卻符合中國光伏電站當前現(xiàn)狀,及未來發(fā)展趨勢。