中國儲能網(wǎng)訊：光伏標桿電價調(diào)整的征求意見稿下發(fā)以后，整個光伏圈瞬間沸騰了。今天對光伏標桿電價調(diào)整的征求意見稿的幾點思考，可能不夠成熟，歡迎多提意見！
一、去年和今年兩個征求意見稿數(shù)據(jù)對比
昨天發(fā)的，僅僅是一個征求意見稿。我想起去年這個時候，也有過一個電價調(diào)整的征求意見稿，不過那時候的調(diào)整計劃是這樣的（見表1）。
表1:2015年、2016年光伏電站標桿電價調(diào)整計劃（征求意見稿）
最終，2015年底的正式稿提出了2016年執(zhí)行0.8、0.88、0.98元/kWh的標桿電價，2017年另行確定。
時間僅僅過去一年，新的光伏標桿電價征求意見稿中的標桿電價，甚至比當初預想的2020年電價都要低15%以上。
二、電價下調(diào)的基礎應該是什么？
光伏標桿電價之所以有這么大的降幅，應該主要基于兩個原因：
1）光伏系統(tǒng)造價大幅下降，電價不調(diào)整項目收益太高。國家沒理由拿全國人民的錢補貼光伏項目，使其產(chǎn)生超額利潤。
2）補貼缺口太大。整個行業(yè)對此均怨聲載道。如果不下調(diào)補貼水平，結(jié)果很可能是國家兌現(xiàn)不了自己的承諾，致使國家權(quán)威受損、企業(yè)利益受損。
因此，補貼下調(diào)是必然的。
然而，下調(diào)多少合適呢？
我覺得要看目的是什么。
是讓整個光伏行業(yè)在微利情境下繼續(xù)發(fā)展，還是以盡量減少補貼缺口的量入而出？
我們?yōu)榱税l(fā)展可再生能源而收取可再生能源附加，而不是為了把可再生能源附加花出去而發(fā)展可再生能源。
因此，“發(fā)展可再生能源”才是根本目的，是本質(zhì)；調(diào)補貼只能是因為可再生能源成本下降，保障項目基本收益不再需要如此高的補貼，而如果為了遷就補貼的額度而下降則是本末倒置。
既然如此，那多高的電價才能保障項目的基本收益呢？
三、如何保障項目的基本收益？
根據(jù)2016年初中國氣象局發(fā)布的2015年全國平均的固定式最佳傾角首年利用小時數(shù)情況為：
1）東北、華北、西北及西南大部地區(qū)在1100h以上，其中新疆大部、青藏高原、甘肅西部、內(nèi)蒙古、四川西部及云南部分地區(qū)在1500h以上；
2）陜西南部、河南、安徽、江蘇、四川東部、湖北大部、江西、湖南東部、浙江、福建、臺灣、廣州、關(guān)系中南、貴州西南部在800～1100h之間。
3）四川東部、重慶、貴州中東部、湖南中西部及湖北西部地區(qū)不足800h。
可見，首年利用小時數(shù)在1500h以上、800h以下的都是小數(shù)地區(qū)，大部分地區(qū)在800~1500h之間。
之前武連明先生曾做過一個研究，基于理想模型獲得的反算電價如圖1所示。
1、不考慮限電因素、不考慮補貼拖欠情況、不考慮通貨膨脹因素；
2、采用現(xiàn)行增值稅和所得稅政策，電價執(zhí)行時間為20年，最后五年電價取值0.3元/kWh；
3、組件首年衰減2.5%。以后每年衰減0.7%；
4、全投資融資前內(nèi)部收益率為8%。
上述測算條件是非常理想的，在目前條件下是不可能的。
圖1：基準收益率（ic=8%）下的反算電價
從上圖可以看出，即使在不可能實現(xiàn)的理想模型下、以6元/Wp的價格考慮，
0.55元/kWh的電價，即使在首年利用小時數(shù)達到1500h也無法實現(xiàn)8%的基準收益率；
0.65元/kWh的電價，即使在首年利用小時數(shù)達到1300h也無法實現(xiàn)8%的基準收益率；
0.75元/kWh的電價，即使在首年利用小時數(shù)達到1150h也無法實現(xiàn)8%的基準收益率。
與前文的資源數(shù)據(jù)對應就可以發(fā)現(xiàn)，如果采用征求意見稿中的電價，即使在最理想的條件下，幾乎所有光伏項目都無法保障8%基本收益率。然而，包頭0.52元/kWh與陽泉0.61元/kWh如何解釋？
四、0.52元/kWh與0.61元/kWh的電價
任何行業(yè)都有佼佼者。在大多數(shù)企業(yè)的造價水平為6元/W的時候，也會有個別企業(yè)能做到5.5元/W，但并不代表行業(yè)的整體水平。
領(lǐng)跑者的投標單位都是行業(yè)的領(lǐng)先企業(yè)，中標的更是領(lǐng)先的佼佼者，中標項目幾乎都是行業(yè)的最低電價，但陽泉的中標電價中位數(shù)為0.77元/kWh；包頭的中標電價中位數(shù)為0.57元/kWh。
如果連行業(yè)最優(yōu)秀的企業(yè)、最低限度也只能做到的水平，也高于征求意見稿中的標桿電價，那也就意味著行業(yè)大多數(shù)企業(yè)其實已經(jīng)失去了競爭的機會。
五、標桿電價只是門檻
眾所周知，目前光伏實行的是競爭性配置。即國家能源局給出的標桿電價僅僅是門檻，要獲得項目規(guī)模指標，必須跨過這個門檻，給出更低的電價。
既然如此，為何不把這個門檻定低一些，發(fā)揮市場的作用，通過充分的市場競爭獲得更低的電價呢？
門檻太高，很容易形成壟斷。“
寬進嚴出”才能使市場更加活躍、競爭更加充分。
六、關(guān)于分布式的補貼
由于分布式的度電補貼是在當?shù)赜秒婋妰r基礎上補，而三類區(qū)的用電價格已經(jīng)有差異了。如果度電補貼再有差異，就會使低的更低，更不利于分布式的發(fā)展，跟國家的發(fā)展目標想做。因此，我還是贊成采用統(tǒng)一的度電補貼。
七、結(jié)語
考慮保障光伏行業(yè)最優(yōu)秀企業(yè)的投資項目能夠獲得基本的收益，考慮到補貼缺口的實際情況，綜合考慮建議：
三類地區(qū)光伏分別降價0.1 -0.15元/kWh，分布式補貼不變。
還是要強調(diào)一下：
“發(fā)展可再生能源”才是根本目的，是本質(zhì)；調(diào)補貼只能是因為可再生能源成本下降，保障項目基本收益不再需要如此高的補貼，而如果為了遷就補貼的額度而下降則是本末倒置。
如果按照征求意見稿的額度下降，至少光伏行業(yè)可能會進入一個“保存量，棄增量”的狀態(tài)。
另外，可再生能源附加費的收取需要找一個責任主體。一些自備電廠不想交就不交，那隨著電改的深化，就會有越來越多的企業(yè)選擇不交。到可再生能源附加收上的比例越來越低的時候，是不是要進一步降低補貼？
