隨著630之后組件價格出現大幅度下降，2017年光伏電價的調整必然提上議事日程。從長遠來看，按照市場行情變化調整電站電價，是符合可再生能源發展的有力措施。而對2017年光伏電價調整所做的測算、探討和建議，將有利于政府充分考慮行業發展特點，盡量準確制訂出更為合理的電價。

一、光伏電價測算及回顧

首先我們將測算不同造價和不同年利用小時，分別在8%和9%的全投資回報率情況下的合理電價。這個測算的建立，以下列條件作為基礎。

1、不考慮限電因素；

2、不考慮補貼不到位影響；

3、一類地區對應首年利用小時1500小時；二類地區對應首年利用小時1300小時；三類地區由于光照條件差距較大，我們選取了首年利用小時1100小時和1000小時兩種情況供決策者參考；

4、折舊年限15年；

5、按照現行增值稅和所得稅政策；

6、電價執行時間為20年，最后五年電價取值0.3元/每千瓦時；

7、每年運維費用按照0.1元/每瓦計算；包含全部電站直接運維費用和部分其他（比如土建使用稅或者房屋租賃）費用；

8、未考慮通貨膨脹因素；

9、組件標準按照多晶硅組件，首年衰減2.5%。以后每年衰減0.7%，最低衰減量為20%；

10、不考慮競價上網因素。

測算電價如下表所示：


我們回顧一下2016年光伏電價調整的情況：

如表所示，2016年價格調整是一、二類地區選擇了7.5元/瓦造價下，全投資回報率9%的電價，也就是一類地區0.8元/千瓦時，二類地區0.88元/千瓦時，三類地區則選擇了7元/瓦的造價下，全投資回報率9%的電價，也就是0.98元/千瓦時。而一類地區略高于標準測算表，應該是和一類地區普遍限電的因素相關聯。從而給出了更高的彈性。

而分布式自發自用度電補貼在2016年價格調整中不變，主要原因是屋頂分布式的開發比較艱難，同時存在的風險也遠比地面電站更高。考慮到絕大多數分布式自發自用電站都在中東部，我們以7元/瓦造價，年發電1000小時的測算電價作為分布式自發自用電站的參考。那么測算電價為1.075元/千瓦時，扣除0.42元/千瓦時之后為0.655元/千瓦時。這個電價和中東部地區自發自用電站與業主優惠后的結算電價非常接近。因此，2016年自發自用電站補貼價格未調整是非常科學的。

二、各類型電站影響投資收益的異常因素分析

根據目前全國光伏電站運行的實際情況，我們可以知道，二類地區和三類地區的地面電站除補貼不到位以外基本上滿足測算的所有條件。因此，我們把這兩類電站選取為標準電站，以比較其他不同類型電站的異常因素。

1、限電地區的地面電站

和標準電站地區的情況比較，限電地區的地面電站一般會出現如下異常情況：

（1）限電。限電比例0—50%不等，個別地區更高；

（2）通常限電地區在一類地區，由于有大量的荒漠和未利用地，和標準電站用地方式不同的是，更多的是采取征地方式。同時增加了每年0.6—6元/平方米的土地使用稅成本風險；

（3）接入距離有可能更長；

（4）由于限電，幾乎都會出現部分電量需要競價上網，事實上就是降低標桿電價的行為。；

（5）地方攤派多于其他地區。

（6）補貼同樣不到位。個別地區不是按照火電脫硫電價結算，而是按照省內自行制定標準。導致補貼拖欠的現金流進一步惡化。

2、屋頂全額上網電站

和標準電站相比，屋頂全額上網電站的異常因素有如下幾點：

（1）高壓接入如果是在城市，需要付出更高的接入費用；

（2）發電量因為屋頂多為平鋪，比地面少10%左右；

（3）屋頂租金比地面土地租金高至少三倍，運維費用比地面電站更高；

（4）系統造價比采取低壓接入的屋頂自發自用電站每瓦高0.5元；

（5）補貼同樣不到位；

（6）由于融資比地面電站更難，導致融資年利率一般高于地面電站2%左右。

3、屋頂自發自用電站

和標準電站相比，屋頂自發自用電站的異常因素有：

（1）發電量因為屋頂多為平鋪，比地面少10%左右；

（2）電價波動比較大，而且下降趨勢明顯。例如山東2014年大用戶電價是0.85元左右，到2016年僅為0.7元左右。預計隨著電改的深入，企業用戶電價下降更多。目前貴州大數據中心電價低至0.35元/千瓦時；重慶售電側改革第一批交易電價為0.6元/千瓦時，未來目標是0.5元/千瓦時。我們預計，全國都有可能出現重慶的情況。即使是按照0.6元/千瓦時計算，在0.42元/千瓦時補貼不變的情況下，自發自用結算電價也將低于0.9元。類似電站主要分布在三類地區。因此傳說中自發自用電站效益獨好的情況將是過眼云煙。

（3）由于融資比地面電站更難，導致融資年利率一般高于地面電站2%左右。

（4）非國網地區的0.42補貼執行不到位情況十分嚴重。

三、2017年光伏電價調整建議

考慮到以上各種類型出現的不同異常情況，我們對2017年光伏電價調整提出以下建議：

1、全投資回報率選取建議

由于光伏電站屬于公共基礎設施項目，因此在組件價格不斷下降的情況下，以全投資回報率低于8%作為定價主要參考標準可以預留組件未來更大的降價空間。

2、標準電站電價調整建議

按照目前企業投標價格和對未來組件的預測價格，選取系統造價6.5元/瓦，發電小時1300小時、1100小時作為二類地區和三類地區的電價參考標準，也就是0.72元/千瓦時和0.85元/千瓦時作為上下浮動的中位數。

3、限電地區地面電站電價建議

考慮到限電地區地面電站目前已經面臨產能嚴重過剩的情況，建議以電價政策引導產業布局，對于一類地區的標桿電站選取7元/瓦系統造價區間作為調整目標，也就是0.66元/千瓦時作為參考。

4、屋頂全額上網電價建議

鑒于屋頂分布式電站中全額上網電站比重越來越大，而其成本、運維費用、發電特點和地面電站相差較大。建議本次調整價格在二類和三類地區的新設屋頂全額上網光伏電站電價，以鼓勵屋頂分布式的開發和投資。建議按照8%的全投資回報率，系統造價6元/千瓦時，年利用小時1200小時和1000小時的電價分別為0.725元/千瓦時和0.875元/千瓦時，作為此類電價調整的參考值。

5、屋頂自發自用電價建議

隨著電改的逐步深入，自發自用電站的用戶電價越來越低，而且這些電站的建設、管理和運維難度比一般電站更高，時刻面臨著電費收取風險、房屋損害、改造和拆遷風險。目前很多地區出現了自發自用結算電價加上0.42補貼低于全額上網電價的情況；同時按照地面電站的度電補貼金額來說，也超過0.42元/千瓦時，而此類分布式光伏電站一直是我國鼓勵發展卻很難大規模開發投資的形式，因此建議盡量不調整此類補貼。

6、2017年光伏電站電價調整建議表

綜上所述，考慮到不同類型電站和投資、發電、運維和融資環境的不同，我們提出了2017年光伏電站電價調整建議，供有關部門參考。