9月29日，國家發(fā)改委出臺《關(guān)于調(diào)整新能源標桿上網(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)以實現(xiàn)國家承諾為出發(fā)點。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比重達到15%。除水電外，可再生能源要承擔重要發(fā)展責任。按國家規(guī)劃，“十三五”末光伏并網(wǎng)裝機要達到1.5億千瓦的規(guī)模，即到2020年前，年新增裝機規(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的實現(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，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)濟和帶動我國產(chǎn)業(yè)優(yōu)化升級意義深遠。目前，我國光伏產(chǎn)業(yè)體系已相對完善，總裝機容量居世界第一；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)進步和成本持續(xù)降低。但目前產(chǎn)業(yè)發(fā)展仍面臨補貼嚴重滯后、西部棄光限電嚴重、分布式光伏發(fā)展遠低于預期等難題。大幅下調(diào)電價將嚴重影響利潤水平，進而打破行業(yè)發(fā)展節(jié)奏。

電價調(diào)整應(yīng)以科學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，光伏項目成本經(jīng)歷了較大變化。為合理估算光伏項目的投資回報，進行財務(wù)測算如下：項目資本金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；電價補貼時間為20年，最后5年電價按0.3元/千瓦時；年度運維費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，實際投資成本可能更高，如有的地方會征收資源費或攤派公共設(shè)施建設(shè)費，貸款利率高于基準利率，土地成本、人力成本不斷增加；運行中更有棄光限電、補貼滯后、組件衰減超過預期等風險，整體上講，投資收益遠沒有測算的樂觀。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，且投資方要承擔諸如貸款利率上浮、電費收取較難、屋頂使用不確定等比地面電站更多風險。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/千瓦時的補貼標準，很難達到行業(yè)要求的資本金內(nèi)部收益率水平。

電價調(diào)整應(yīng)轉(zhuǎn)變對補貼過高的認識。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。可再生能源的補貼其實是對其環(huán)境經(jīng)濟效益的補償。煤電除了環(huán)境成本沒有計算之外，也在享受國家的大量補貼。粗略估算，2015年我國對煤電補貼1142億元，而2015年可再生能源補貼僅有500多億元，金額遠小于對煤電的補貼。

筆者認為，電價調(diào)整不能以一個或者幾個招標的短期成本為依據(jù)，不同項目成本構(gòu)成有較大差異，而且除了收益指標之外，投標的不同企業(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，不區(qū)分資源區(qū)補貼，維持0.42元/千瓦時的國家補貼不變。通過改變補貼方式，改善當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貼，彌補可再生能源基金。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貼拿出一部分作為可再生能源補貼資金，就能夠解決補貼資金不足的問題。

再次，加快落實各地方政府發(fā)展可再生能源的約束性指標。今年年初，國家能源局已提出了“建立可再生能源開發(fā)利用目標引導制度”，建議在此基礎(chǔ)上強化各地方政府能源發(fā)展規(guī)劃編制及實施，將可再生能源目標列入約束性指標，使其在能源規(guī)劃、建設(shè)、運行中統(tǒng)籌可再生能源發(fā)展，為可再生能源預留出應(yīng)有的空間，并嚴肅考核制度。

最后，用市場化手段積極推進可再生能源補貼方式改革。從全球經(jīng)驗看，綠色電力證書（綠證）交易機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)電方式予以確認的一種指標。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。