日前，国家发展改革委发布了《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，自2017年1月1日之后，对我国三类电价区的光伏发电标杆电价再度进行调整，降低后的电价水平分别为I类地区0.65元/千瓦时，II类地区0.75元/千瓦时，III类地区0.85元/千瓦时，比2016年电价每千瓦时下调0.15元、0.13元、0.13元，分布式光伏发电补贴标准不作调整，仍为0.42元/千瓦时。《通知》中明确，今后光伏标杆上网电价根据成本变化，暂定每年调整一次。        中国光伏行业协会认为，根据光伏产业发展情况，逐步下调光伏发电补贴，是驱动企业加强技术创新，降低光伏发电成本，实现光伏平价上网的有效途径。本次大型地面电站调整幅度比前两年大，但基本体现了当前技术发展水平，调整后的电价能够保障光伏发电项目收益；分布式光伏电价保持不变，有望推动其迎来大规模发展的黄金期。
 
        一、顺应时势下调光伏电价，保障光伏产业持续发展
       
       近年来，我国光伏产业进步显著，光伏组件制造、光电转换效率均已达到世界先进水平。2016年底，单晶和多晶电池产业化效率分别达到了19.8%和18.5%，较2015年同期提高了0.3个百分点以上，并正在向21%和19%推进。我国多晶硅生产成本降至70元/公斤以下，组件生产成本降至2.5元/瓦左右，光伏系统初投资降至7.3元/瓦以下，相较于2015年均有不同程度的下降，未来随着技术的进步仍有一定下降空间。
 
       在上网电价政策的带动下，我国光伏应用市场迅速发展，连续3年成为新增装机容量世界第一，并于2015年跃居累计装机容量全球首位。发改委能源所数据显示，2016年1-10月，我国光伏新增装机容量约为30.89GW，累计装机容量约为74.07GW，预计全年新增33GW，年增速约为75%。
 
       光伏发电成本的大幅下降，为调低电价提供了空间。适当下调光伏电站标杆上网电价，有利于减轻新能源补贴资金增长压力。根据目前光伏发展速度测算，2017年光伏电站标杆上网电价下调后，每年将减少新增光伏电站补贴需求约45亿元。因此，这一轮的调低电价，对缓解补贴资金缺口、保障产业持续发展起到了积极作用。
 
       二、电价下调幅度较为合理，保障光伏发电项目收益
 
       1.  光伏电站投资构成
 
       光伏发电系统投资主要由组件、逆变器、支架、电缆等主要设备及材料，升压系统，通讯监控设备，土建、安装工程，以及项目设计费、监理费、并网检测、工程验收以及前期相关费用等部分构成。其中组件为光伏发电系统的主要设备，一般约占整个系统总投资的40%以上。分布式电站相较地面电站而言，由于在土建工作量、支架用钢量以及并网设备成本方面较为节约，每瓦投资成本比地面电站低0.5元左右，但部分项目如需对厂房屋顶进行加固，成本也会相应提高。        目前，我国一线厂商组件生产成本约为37-40美分/瓦，加上三项费用及税费后，组件的全成本约为3.3元/瓦，按此价格测算，大型光伏电站初始投资水平约为7.5元/瓦。随着金刚线切割、PERC、黑硅等技术的大规模推广，根据中国光伏行业协会制定的《中国光伏产业发展路线图》，预计2017年底组件成本有望降至29美分/瓦以下，全成本可降至2.8元/瓦以下，大型光伏电站初始投资普遍降至7元/瓦。        虽然其他设备成本总体也处于下降趋势，但是由于工程费用在不同地区有高有低，并且随着电站建设区域向中东部转移，且各类“光伏+”工程可能存在附加投资，单位投资水平在此水平上要有程度不同的增加，故除组件价格考虑变动外，其他设备及工程费用总体保持不变。        2.  电站项目保持合理投资回报条件下的电价测算
 
       根据国家能源局2016年6月出台的可再生能源全额保障小时数文件，取I类区1500、II类区1300、III类区1100小时，在内部收益率为8%的情况下的电价进行测算，可以得出：在制造端盈亏平衡情况下，2016年三类资源区电价应分别达到0.69元、0.79元和0.95元；在制造端有3%盈利情况下，对于地面电站要保持8%的投资收益率，三类资源区电价应分别达到0.70元、0.80元和0.96元，以上测算未考虑弃光限电、补贴拖欠等因素。而到2017年，投资成本下降至7元/瓦后，三类地区发电成本可分别下降至0.65、0.75和0.85元。        由此可见，调整后的光伏标杆上网电价，能够保证光伏发电项目获得合理收益，保持新能源项目的投资吸引力。
 
        3.  竞争性配置促进平价上网按期实现
 
       考虑到我国地幅辽阔，尽管国家在制定上网电价时将我国分成了三类资源区，但在同一资源区内，各地的光照、气候、土地、经济发展、电网建设等条件都不尽相同，且不同地方政府对光伏用地的税费弹性也较大。因此，仅靠一些理想性的测算难以覆盖实际中的各种费用支出，不利于实现资源的优化配置。
 
       通过改革项目管理模式，以竞争性方式配置光伏发电项目，适度提高电价在竞争性配置中的权重，将有效促进光伏发电电价水平的下降，推动光伏发电平价上网按期实现。
 
       此外，结合电力体制改革，在输配电改革等试点地区逐步推进光伏发电项目参与电力市场交易，可以通过市场机制创新解决光伏产业面临的问题，满足我国发展清洁能源的战略需要，推动光伏发电全面市场化发展。
 
       三、分布式标准不作调整，有望迎来大规模发展
 
       1.  分布式光伏发电市场空间巨大
 
       分布式光伏发电具有清洁高效、因地制宜、就近利用等优点，是未来发展趋势，也是最符合太阳能高效利用的模式。从全世界范围来看，德国、美国、日本等国都在大力扶持分布式光伏的发展。
 
        2016年12月，国家发展改革委、能源局印发的《电力发展“十三五”规划》中明确指出，到2020年底，我国光伏发电装机目标为105GW以上，分布式光伏装机超过60GW。
 
        在用电负荷较高的地区建设分布式项目，可以分散接入低压配电网并就近消纳，符合以市场为导向的发展原则。分布式标准不作调整，为产业提供了稳定的政策预期，有利于产业的健康发展。“十三五”期间，随着发电成本的持续下降，分布式光伏发电市场空间巨大，有望真正走入千家万户。
 
        2.  我国分布式光伏发电将迈入黄金发展期
 
       截至2015年底，我国分布式光伏累计装机约为6.06GW，占全部光伏发电装机的14%。分布式光伏发电装机前十的省市全部位于中东部经济较发达、用电负荷高的地区，约占全国分布式装机容量的81%，与地方支持政策的关联性较强。发改委能源所数据显示，2016年1-10月，新增分布式光伏发电装机3.3GW，且有相当部分采用的是“全额上网、标杆电价”模式，发展规模仍显著低于各界预期。
 
       当前，制约我国分布式光伏规模化发展的原因包括交易方增多、后期不确定性大等，增大了分布式电站开发的风险。此次在系统投资成本大幅下降的背景下，分布式电价不做调整，一方面凸显了国家推动分布式光伏发展的决心，另一方面，希望通过国家0.42元/千瓦时的度电补贴，加上地方性的投资或度电补贴政策，适度对冲分布式电站后续运营中的风险。
 
       在当前大型地面光伏电站面临限电、安装空间受限等难题下，分布式维持原电价而带来的高收益，必将推动分布式光伏进入黄金发展期。