中國儲能網(wǎng)訊：9月29日，國家發(fā)改委出臺《關(guān)于調(diào)整新能源標(biāo)桿上網(wǎng)電價的通知（征求意見稿）》，擬大幅下調(diào)光伏上網(wǎng)電價，引發(fā)業(yè)內(nèi)爭議。筆者認(rèn)為，光伏電價調(diào)整應(yīng)著眼全局、算大賬。
電價調(diào)整應(yīng)以實(shí)現(xiàn)國家承諾為出發(fā)點(diǎn)。通過《巴黎協(xié)定》，我國已向國際社會鄭重承諾，到2020年非化石能源占一次能源消費(fèi)比重達(dá)到15%。除水電外，可再生能源要承擔(dān)重要發(fā)展責(zé)任。按國家規(guī)劃，“十三五”末光伏并網(wǎng)裝機(jī)要達(dá)到1.5億千瓦的規(guī)模，即到2020年前，年新增裝機(jī)規(guī)模要保持在約2000萬千瓦左右。大幅下調(diào)電價必然影響投資信心，危及國家非化石能源承諾目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)，極大影響我國的國際形象。此外，《巴黎協(xié)定》目前已被全球70多個國家正式批準(zhǔn)，將于11月4日正式生效，此時下調(diào)電價更應(yīng)慎重考量。
電價調(diào)整應(yīng)以確保產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展為宗旨。光伏作為我國鮮有的能引領(lǐng)全球發(fā)展的戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)，對拉動就業(yè)提振經(jīng)濟(jì)和帶動我國產(chǎn)業(yè)優(yōu)化升級意義深遠(yuǎn)。目前，我國光伏產(chǎn)業(yè)體系已相對完善，總裝機(jī)容量居世界第一；上半年電池片、組件出貨量均居世界第一；核心技術(shù)進(jìn)步明顯，光伏轉(zhuǎn)化效率屢創(chuàng)世界新高。光伏現(xiàn)階段只有維持足夠大的新增市場規(guī)模，穩(wěn)定上下游產(chǎn)業(yè)鏈的基本利潤水平，才能保證一定的研發(fā)投入以不斷推動技術(shù)進(jìn)步和成本持續(xù)降低。但目前產(chǎn)業(yè)發(fā)展仍面臨補(bǔ)貼嚴(yán)重滯后、西部棄光限電嚴(yán)重、分布式光伏發(fā)展遠(yuǎn)低于預(yù)期等難題。大幅下調(diào)電價將嚴(yán)重影響利潤水平，進(jìn)而打破行業(yè)發(fā)展節(jié)奏。
電價調(diào)整應(yīng)以科學(xué)的成本和收益測算為依據(jù)。今年，隨著組件等設(shè)備價格的下降，光伏項(xiàng)目成本經(jīng)歷了較大變化。為合理估算光伏項(xiàng)目的投資回報(bào)，進(jìn)行財(cái)務(wù)測算如下：項(xiàng)目資本金30%；銀行貸款70%，貸款期限15年，貸款利率4.9%；初始投資6.5-7元/瓦，固定資產(chǎn)折舊年限20年，5%殘值；電價補(bǔ)貼時間為20年，最后5年電價按0.3元/千瓦時；年度運(yùn)維費(fèi)0.07-0.1元/瓦；組件按照首年衰減2.5%,以后每年衰減0.8%；按照光伏電站現(xiàn)行的稅收政策。對地面電站，在一定的資本金內(nèi)部收益率前提下，測算上網(wǎng)電價如下（單位：元/千瓦時）：若Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區(qū)年滿負(fù)荷等效小時數(shù)按1400、1300、1200，以較低的投資水平6500元/千瓦估算，電價分別達(dá)到0.629、0.680、0.739元/千瓦時以上，資本金內(nèi)部收益率才能超過8%；電價分別達(dá)到0.677、0.731、0.794元/千瓦時以上，資本金內(nèi)部收益率才能超過10%。但上述測算是理想情況，實(shí)際投資成本可能更高，如有的地方會征收資源費(fèi)或攤派公共設(shè)施建設(shè)費(fèi)，貸款利率高于基準(zhǔn)利率，土地成本、人力成本不斷增加；運(yùn)行中更有棄光限電、補(bǔ)貼滯后、組件衰減超過預(yù)期等風(fēng)險(xiǎn)，整體上講，投資收益遠(yuǎn)沒有測算的樂觀。若以國家發(fā)改委征求意見稿Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區(qū)光伏上網(wǎng)電價0.55、0.65、0.75元/千瓦時測算，遠(yuǎn)不能滿足行業(yè)普遍資本金內(nèi)部收益率10%的最低要求，光伏的投資熱情將受到重挫。
另外，分布式光伏是未來電力系統(tǒng)的重要組成部分。但我國適合發(fā)展分布式光伏的區(qū)域多位于Ⅱ類、Ⅲ類區(qū)域，且投資方要承擔(dān)諸如貸款利率上浮、電費(fèi)收取較難、屋頂使用不確定等比地面電站更多風(fēng)險(xiǎn)。若以國家發(fā)改委征求意見稿Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區(qū)0.2、0.25、0.3元/千瓦時的補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)，很難達(dá)到行業(yè)要求的資本金內(nèi)部收益率水平。
電價調(diào)整應(yīng)轉(zhuǎn)變對補(bǔ)貼過高的認(rèn)識。光伏電價的確比煤電電價高，但煤電價格并未體現(xiàn)其環(huán)境污染及因環(huán)境污染帶來的民眾健康等隱性成本。如果把這些隱形成本包括在內(nèi)，煤電價格將增加1-2倍，立刻失去競爭力。可再生能源的補(bǔ)貼其實(shí)是對其環(huán)境經(jīng)濟(jì)效益的補(bǔ)償。煤電除了環(huán)境成本沒有計(jì)算之外，也在享受國家的大量補(bǔ)貼。粗略估算，2015年我國對煤電補(bǔ)貼1142億元，而2015年可再生能源補(bǔ)貼僅有500多億元，金額遠(yuǎn)小于對煤電的補(bǔ)貼。
筆者認(rèn)為，電價調(diào)整不能以一個或者幾個招標(biāo)的短期成本為依據(jù)，不同項(xiàng)目成本構(gòu)成有較大差異，而且除了收益指標(biāo)之外，投標(biāo)的不同企業(yè)還會有其他的決策考量。如企業(yè)出于發(fā)展戰(zhàn)略布局需要，個別項(xiàng)目哪怕賠本，對其來說也是值得投入的。建議國家電價政策制修訂時要全面考慮，同時電價調(diào)整要以徹底解決棄光限電和補(bǔ)貼拖欠為前提。具體建議如下：
首先，上網(wǎng)電價近期不宜大幅調(diào)整。對地面光伏電站，建議將對Ⅰ類、Ⅱ類資源區(qū)域上網(wǎng)電價調(diào)整為0.65元/千瓦時、0.75元/千瓦時；對Ⅲ類資源區(qū)域，主要位于南部和中東部區(qū)域等負(fù)荷中心，這些地區(qū)更需要大力發(fā)展可再生能源，而且面臨用地限制、資源一般且具體項(xiàng)目差異較大等問題，建議將電價調(diào)整為0.85元/千瓦時，以應(yīng)對投資收益對發(fā)電量變化的敏感。
對分布式光伏，建議由電網(wǎng)公司按照項(xiàng)目所在地的售電峰值電價全部收購，電網(wǎng)公司可收取0.1元/千瓦時過網(wǎng)費(fèi)，不區(qū)分資源區(qū)補(bǔ)貼，維持0.42元/千瓦時的國家補(bǔ)貼不變。通過改變補(bǔ)貼方式，改善當(dāng)前全國分布式光伏發(fā)展不利的現(xiàn)狀。
其次，減少煤電脫硫脫硝和除塵補(bǔ)貼，彌補(bǔ)可再生能源基金。按最新的可再生能源附加基金、國家“十三五”可再生能源規(guī)劃及上述的建議上網(wǎng)電價簡單計(jì)算，到2020年可再生能源的年度缺口在400-600億元。僅僅將煤電脫硫電價補(bǔ)貼拿出一部分作為可再生能源補(bǔ)貼資金，就能夠解決補(bǔ)貼資金不足的問題。
再次，加快落實(shí)各地方政府發(fā)展可再生能源的約束性指標(biāo)。今年年初，國家能源局已提出了“建立可再生能源開發(fā)利用目標(biāo)引導(dǎo)制度”，建議在此基礎(chǔ)上強(qiáng)化各地方政府能源發(fā)展規(guī)劃編制及實(shí)施，將可再生能源目標(biāo)列入約束性指標(biāo)，使其在能源規(guī)劃、建設(shè)、運(yùn)行中統(tǒng)籌可再生能源發(fā)展，為可再生能源預(yù)留出應(yīng)有的空間，并嚴(yán)肅考核制度。
最后，用市場化手段積極推進(jìn)可再生能源補(bǔ)貼方式改革。從全球經(jīng)驗(yàn)看，綠色電力證書（綠證）交易機(jī)制是一種有效的市場化激勵方式。綠證是對可再生能源發(fā)電方式予以確認(rèn)的一種指標(biāo)。作為一種可交易、能兌現(xiàn)為貨幣的憑證，它既可以作為可再生能源發(fā)電的計(jì)量工具，也可以作為一種轉(zhuǎn)讓可再生能源的環(huán)境效益等正外部性所有權(quán)的交易工具。從另一角度講，通過要求煤電企業(yè)購買綠色證書，也能推動煤電外部成本內(nèi)部化，提高可再生能源的競爭力。
（作者系北京鑒衡認(rèn)證中心主任）
