一、2017年光伏標桿電價將大幅下調
  昨天，在網上看到《國家發展改革委關于調整新能源標桿上網電價的通知(征求意見稿)》。根據該征求意見稿，地面光伏電站的標桿電價下降23.5%-31.3%，分布式光伏電站的標桿電價下降28.6%-52.4%。具體如表1、表2所示。 

表1：地面光伏電站的標桿電價(單位：元/kWh)

表2：分布式光伏電站的標桿電價(單位：元/kWh)

  之前，包頭領跑者(Ⅰ類資源區)爆出0.52元/kWh、陽泉領跑者(Ⅲ類資源區)爆出0.61元/kWh的最低報價，刷新大家的心理底線。在此基礎上，國家發改委的這次調價幅度雖然超出大家的心理預期，但也在情理之中。
  然而，如此一來，光伏項目對可再生能源補貼需求將大幅下降。地面電站的的度電補貼需求下降41.4%-50.7%;分布式的度電補貼需求也下降了28.6%-52.4%。其中，Ⅰ類資源區降幅最大，均超過50%;Ⅲ類資源區最小，也超過20%。 

表3：標桿電價下降帶來的補貼需求下降(單位：元/kWh)

  調整后，地面電站的度電補貼需求，幾乎與分布式相同。
  由于Ⅰ類資源區是我國光伏項目的集中地區(如圖1)，且發電小時數大，因此Ⅰ類資源區發電量比例大;Ⅲ類資源區裝機量少、發電小時數少、發電量比例低。
  因此，對可再生能源補貼資金的需求將降低接近一半。即相同規模的項目，需要的可再生能源補貼幾乎是原來的一半。如此一來，補貼缺口將會比當初預期的大大減少。

圖1：截止2015年底我國光伏裝機區域分布

  二、光伏調價后風電將根據投資吸引力
  目前，風電項目的單位千瓦造價大約在7000~7500元之間，與普通光伏項目的造價基本相同，低于水上光伏、農光互補等形式的造價。然而，風電的年利用小時數遠遠高于光伏，從國家給出的保障性收購小時數可見一斑。
  國家對風電、光伏的保障性收購小時數如表5、表6所示 

表5：陸上風電的保障性收購小時數及保障收益

表6：光伏電站的保障性收購小時數及保障收益

  注：由于3類資源區不限電，保障小時數是根據實際發電小時數估算。
  從表5、表6可以看出，在初始投資幾乎相同的情況下，1萬kW風電項目的年保障性收入在893-1140萬元;而1萬kW光伏項目的年保障性收入在675-900萬元之間。光伏項目的千瓦保障性年收入比風電項目低21%~24%之間。另外，考慮到光伏組件的功率逐年衰減的特性，實際的年收入應該比風電更低。
  如此看來，相對于光伏項目，風電項目將根據投資吸引力。有實力的能源投資企業將更愿意投資風電項目，可能會縮減光伏項目的投資而轉向投資風電。
  目前，大型國企、央企是投資光伏項目的主力。如果正式稿中仍然采用征求意見稿中的電價，可以預見，2017年的光伏項目投資與2016年相比，將出現大幅的下降!
  國家發展改革委關于調整新能源標桿上網電價的通知(征求意見稿)
  各省、自治區、直轄市發展改革委、物價局、國家電網公司、南方電網公司：
  為合理引導新能源投資，促進陸上風電、光伏發電等新能源產業健康有序發展，依據《可再生能源法》，決定調整新能源標桿上網電價政策。經研究，現就有關通知如下：
  一、繼續實行新能源標桿上網電價退坡機制
  根據當前新能源產業技術進步和成本降低情況，適當降低保障性收購范圍內2018年新建陸上風電和2017年新建光伏發電等新能源標桿上網電價，具體見附件一。光伏發電、陸上風電上網電價在當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫硝、除塵電價加1分錢/千瓦時的超低排放加價)以內的部分，由當地省級電網結算;高出部分通過國家可再生能源發展基金予以補貼。
  二、適當降低分布式光伏補貼標準
  利用建筑物屋頂及附屬場所建設的分布式光伏發電項目，在項目備案時可以選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式。對“自發自用、余電上網”模式的分布式光伏發電實行按照全電量補貼的模式，補貼標準分別為：一類資源區0.2元/千瓦時、二類資源區0.25元/千瓦時、三類資源區0.3元/千瓦時，上述補貼資金通過可再生能源發展基金予以支付，由電網企業轉付;其中，分布式光伏發電系統自用有余上網的電量，由電網企業按照當地燃煤機組標桿上網電價收購�！叭~上網”模式執行光伏電站價格，具體補貼發放審批程序按照光伏電站的方式執行。
  三、明確海上風電標桿上網電價
  對非招標的海上風電項目，區分潮間帶風電和近海風電兩種類型確定上網電價。2018年12月31日以前投運的近海風電項目上網電價為每千瓦時0.8元(含稅，下同)，潮間帶風電項目上網電價為每千瓦時0.7元。海上風電上網電價在當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫銷、除塵電價加1分錢/千瓦時的超低排放加價)以內的部分，由當地省級電網結算;高出部分通過國家可再生能源發展基金予以補貼。
  四、調整新建生物質發電等項目補貼方式
  2017年1月1日以后并網的農林生物質發電、其他生物質發電、垃圾焚燒發電、垃圾填埋氣發電、沼氣發電等新能源發電項目標桿上網電價，由各省(區、市)價格主管部門確定繼續執行國家制定的標桿電價或根據本地實際情況研究制定標桿上網電價。上述新能源項目標桿電價在當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫硝、除塵電價加1分錢/千瓦時的超低排放加價)以內的部分，由當地省級電網結算;高出部分通過省內銷售電價予以疏導。
  五、鼓勵招標等市場化方式確定新能源電價
  國家鼓勵各地通過招標等市場競爭方式確定陸上風電、海上風電、光伏發電等新能源項目業主和補貼標準，但通過市場競爭方式形成的價格不得高于國家規定的同類資源區陸上風電、海上風電、光伏發電標桿上網電價。
  其中，實行招標等市場競爭方式確定的價格，在當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫硝、除塵電價加1分錢/千瓦時的超低排放加價)以內的部分，由當地省級電網結算;高出部分由國家可再生能源發展基金予以補貼。
  六、其他有關要求
  各新能源發電企業和電網企業必須真實、完整地記載和保存相關發電項目上網交易電量、價格和補貼金額等資料，接受有關部門監督檢查。各級價格主管部門要加強對新能源上網電價執行和電價附加補貼結算的監管，督促相關上網電價政策執行到位。
  上述規定自2017年1月1日起執行。

全國光伏發電上網標桿電價表

單位：元/千瓦時(含稅)

  注：1、2017年1月1日以前備案并納入財政補貼年度規模管理的光伏發電項目，執行2016年光伏發電上網標桿電價。2017年以前備案并納入財政補貼年度規模管理的光伏發電項目但于2017年6月30日以前仍未投運的，執行2016年上網標桿電價。2、西藏自治區光伏電站標桿電價為1元/千瓦時。