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編者按：2017年我國用電需求進一步增長，加之國家出臺一系列政策保障光伏發(fā)電的消納，使得棄光現(xiàn)象有所好轉，而2018年棄光現(xiàn)象又會有怎樣的變化？同時發(fā)改委近日發(fā)布了關于2018年光伏發(fā)電項目價格政策的通知，降低2018年1月1日之后投運的光伏電站標桿上網(wǎng)電價，對未來光伏市場發(fā)展有何影響？

一、國內(nèi)棄光率趨勢下降，光伏運營環(huán)節(jié)改善

 

2017年1-10月全社會用電量累計52018億千瓦時，同比增長6.7%，用電需求進一步增長，加之國家出臺一系列政策保障光伏發(fā)電的消納，使得棄光現(xiàn)象有所好轉。2017年前三季度，全國光伏發(fā)電量857億千瓦時，同比增長70%。全國棄光電量51億千瓦時，棄光率同比下降3.8個百分點，棄光主要集中在新疆和甘肅，其中：新疆棄光電量22.9億千瓦時，棄光率22%，;甘肅棄光電量14.1億千瓦時，棄光率21%，相比去年全年的棄光率大幅下降，但河北、山東前三季棄光率與2016年全年棄光率相比上升較多，分別上升了0.8、0.7個百分點。對于光伏電站運營企業(yè)特別是在西北擁有光伏電站的企業(yè)，由于上網(wǎng)標桿電價已經(jīng)確定，隨著棄光率的降低，光伏電站的收益將持續(xù)好轉，以國電電力為例，其下屬的光伏企業(yè)2017年前三季度完成發(fā)電量. 2.42 億千瓦時，同比增加4.68%，上網(wǎng)電量2.41 億千瓦時，同比增加6.18%。

 

 

 

 

發(fā)改委近日發(fā)布了關于2018年光伏發(fā)電項目價格政策的通知，降低2018年1月1日之后投運的光伏電站標桿上網(wǎng)電價，I、II、III類資源區(qū)的標桿上網(wǎng)電價分別調(diào)整為每千瓦含稅價格為0.55，0.65，0.75元，對于1月1日以后投運的、采用“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式的分布式光伏項目，度電補貼降為每千瓦時0.37元(含稅)，采用“全額上網(wǎng)”模式的分布式光伏發(fā)電項目按所在資源區(qū)光伏電站價格執(zhí)行，村級光伏扶貧電站(0.5兆瓦及以下)和戶用分布式光伏扶貧項目補貼保持不變。

 

地面電站(非扶貧項目)的電價相對于2017的水平降低0.10元，分別測算了I類(按照有效光照時間1500h)、II類(按照有效光照時間1300h)，III類(按照有效光照時間1100h)時，全自有資金在電價調(diào)整后的收益率，在系統(tǒng)造價為5.5 元/瓦的條件下，I類，II類，III類地區(qū)的全自有資金的IRR分別為8.64%,8.94%,8.51%，對于光伏優(yōu)勢企業(yè)而言，在調(diào)整后的電價水平下仍然能夠保持合理收益率;在系統(tǒng)造價為6元/瓦的條件下，I類，II類，III類地區(qū)的全自有資金的IRR為7.50%，7.77%，7.36%，自有資金IRR將低于8%，考慮到光伏系統(tǒng)造價將在2018年持續(xù)下降，地面電站的全自有資金IRR在2018年仍將維持在8%以上，具備投資吸引力。

 

 

 

 

當項目貸款比例為70%，還款期為十年，利率為基準利率4.9%時，三類資源區(qū)的資本金IRR同系統(tǒng)造價的如下圖所示，從圖中可以看出，基本上當系統(tǒng)造價降低1元/瓦，能夠維持電價調(diào)整前的收益率;而當系統(tǒng)造價在5.5元/瓦時，三類區(qū)域對應的資本金IRR也在10%以上。