光伏发电电价

光伏发电上网电价及未来走势分析

近年来我国光伏发电发展取得的巨大成绩也主要得益于国家和地区对于太阳能发电的大力支持和补贴政策。2013年，国...

近年来我国光伏发电发展取得的巨大成绩也主要得益于国家和地区对于太阳能发电的大力支持和补贴政策。2013年，国家发改委发布了《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知（发改价格[2013]1638号）》，提出根据各地太阳能资源条件和建设成本，相应制定光伏电站标杆上网电价，Ⅰ类地区实行0.9元/千瓦时的上网电价，Ⅱ类地区为0.95元/千瓦时，Ⅲ类地区为1元/千瓦时。光伏电站标杆上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫等环保电价）的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴，对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元（含税）。光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。国家将根据光伏发电发展规模、发电成本变化情况等因素，逐步调减光伏电站标杆上网电价和分布式光伏发电电价补贴标准。随之，除国家补贴外，各省、市（区、县）为鼓励光伏发电行业的发展，也纷纷对区域内的光伏发电项目出台政策扶持，但政策期限一般截至2015年，目前光伏投资企业还在期待各省能继续出台光伏发展扶持政策。

2015年12月24日，国家发改委又发布了《调整陆上风电光伏发电上网标杆电价政策》，自2016年起，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区光伏发电标杆电价将分别降低10分钱、7分钱、2分钱。同时规定，利用建筑物屋顶及附属场所建设的分布式光伏发电项目，在符合条件的情况下允许变更为“全额上网”模式，“全额上网”项目的发电量由电网企业按照当地光伏电站上网标杆电价收购。按照最新政策，2016年全国光伏电站标杆上网电价将调整为：Ⅰ类资源区上网电价从现行的0.9元/千瓦时下调为0.80元/千瓦时，Ⅱ类资源区由现行的0.95元/千瓦时下调为0.88元/千瓦时，Ⅲ类资源区由现行的1.0元/千瓦时下调为0.98元/千瓦时。此次电价政策调整，主要是为在“十三五”末落实光伏发电平价上网的目标，实现国家《能源发展战略行动计划》中提出的“到2020年光伏发电与电网销售电价相当”的要求。

以2016年为开端，中国光伏发电补贴正式进入了下降通道，未来度电补贴可能会逐渐减少。分析原因，第一，我国光伏发电已具备一定的竞争力。第二，为实现低碳减排目标，可再生能源发展的力度会持续不衰，至2020年光伏装机规模可能达到1.5亿千瓦。随着光伏发电装机规模的日益增加，补贴额度也在不断提高，而长期的高额补贴难以维持，补贴缺口会逐渐增加。第三，补贴作为一种支持和促进政策，在产业发展初期是十分有利和必要的，但若长期过分依赖财政补贴，则不利于行业技术和管理各方面的进步。因此，为降低成本，减轻财政负担，促进光伏技术进步，提高光伏发电市场竞争力，保持中国光伏行业的持续和健康发展，光伏发电必然要逐渐脱离补贴，走进电力竞争市场。根据目前测算，2020年地面光伏电站Ⅲ类资源区对应的发电成本电价分别达到0.63元/千瓦时、0.70元/千瓦时、0.80元/千瓦时，预计Ⅰ类资源区、Ⅱ类资源区2020年基本可以实现发电侧平价上网的目标，Ⅲ类资源区2025年可以实现发电侧平价上网的目标，2025年可以实现Ⅰ类资源区、Ⅱ类资源区用户侧的平价上网。

影响光伏发电价格下降的外部因素分析

实际上，光伏平价上网时间表的确定，是综合因素作用的结果，既要考虑内因，也要考虑外因。内因主要指上述光伏组件转化效率的提高和材料成本的下降等，外因主要是指光伏发电有关配套政策的进展程度，包括光伏能否及时接入电网、弃光限电问题的解决、光伏补贴能否及时到位、税收及光伏发电用地政策如何执行等有关外部因素。虽然光伏产业发展潜力巨大，目前盈利状况尚好，但据有关测算，弃光限电、税收、接入等非技术性外部因素却在侵蚀着光伏电站的利润。

弃光限电。2015年西北地区的弃光限电成为近两年来影响光伏发电行业发展的突出问题之一，也影响了光伏项目的收益率和行业投资热情。据有关统计数据，2015年全国弃光电量40亿千瓦时，总发电量400亿千瓦时，弃光率约10%。弃光限电地区主要集中在西北地区的甘肃、青海、新疆、宁夏四省区，详见表3。据有关测算结果：在考虑20%限电2年的情况下，Ⅰ类光照地区电价需上升4分钱，Ⅱ类地区电价需上升得更多。

补贴拖欠。若可再生能源补贴延迟2年不发放，投资收益相比预期也会下降，预计会推升电价2.5分钱。可再生能源基金补贴迟发、欠发或发放速度缓慢主要是因为基金缺口太大，各省之间由于禀赋差异，征收基金数额差距很大，因此需要全国各省全部将申请逐级报送后，由财政、发改委、能源局统一协调才能发放。第六批目录发放虽会有所改善，但是基金缺口问题不解决仍是制约补贴发放速度的根本原因。

土地使用税等。耕地占用税及城镇土地使用税等提升了光伏发电造价成本。假设耕地占用税按10～20元/平方米一次性缴纳计算，影响Ⅱ类和Ⅲ类地区的电站建设成本0.2～0.4元/瓦，平均需提高电价3分钱。当前从地面光伏电站建设的整体成本来看，土地费用占整体建设及运行维护的成本不大，但由于局部地区对光伏电站建设及后期运行的土地政策波动较大，有时会显著提高地面光伏电站的建设或投运后的运维成本。近年来，运行维护费、土地税务等因素对光伏发电成本的影响也有逐年增加的趋势。其他地方性赞助和产业投资所造成的电站投资成本提高，一般也会在0.2～0.3元/瓦之间，也影响了电站成本的降低，影响到光伏平价上网目标的实现。

接入工程。由光伏项目开发商投资建设的汇集站、升压站、线路以及间隔等，目前多数由电网公司无偿回购，也造成了电站建设成本上升。装机100兆瓦的电站该部分沉没成本约为0.2元/瓦，预计影响电价2分/千瓦时。上述外部不利因素组合可能导致光伏发电电价每千瓦时上升4～10分钱，单位装机成本增加200～800元，对于实现光伏发电平价上网的目标不利，也会降低光伏发电投资者的开发和投资热情。