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日起光伏电站陆上风电标杆上网电价下调
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　　据发改委网站消息发改委日前发出通知，明确分资源区降低光伏电站、陆上风电标杆上网电价。其中，分布式光伏发电补贴标准和海上风电标杆电价不作调整。　　通知规定，日之后，一类至三类资源区新建光伏电站的标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.65元、0.75元、0.85元，比2016年电价每千瓦时下调0.15元、0.13元、0.13元。同时明确，今后光伏标杆电价根据成本变化情况每年调整一次。　　日之后，一类至四类资源区新核准建设陆上风电标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.40元、0.45元、0.49元、0.57元，比年电价每千瓦时降低7分、5分、5分、3分。　　为继续鼓励分布式光伏和海上风电发展，通知规定分布式光伏发电补贴标准和海上风电标杆电价不作调整。同时，为更大程度发挥市场形成价格的作用，通知鼓励各地继续通过招标等市场竞争方式确定各类项目业主和上网电价。　　发改委表示，适当下调光伏电站和陆上风电标杆上网电价，有利于减轻补贴资金增长压力。根据目前光伏、风电发展速度测算，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；2018年陆上风电价格也降低后，每年将减少新增陆上风电补贴需求约15亿元，合计每年减少新增补贴资金需求约60亿元。
(责任编辑：DF120)
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2016年光伏上网电价将下调至0.8、0.88、0.98元/千瓦时
2016年中国光伏和风电电价调整方案已经获得国家发改委价格司和国家能源局审核，或将于不久后正式对外公布。
& & SMM网讯：2016年中国光伏和风电电价调整方案已经获得国家发改委价格司和国家能源局审核，或将于不久后正式对外公布。据光伏們了解，此次全国光伏发电上网标杆电价下调幅度高于此前第一轮讨论稿中所拟定的价格，三类资源区的上网电价分别为0.8、0.88、0.98元/千瓦时。四类资源区的陆上风电标杆上网电价2016年下调至0.47、0.50、0.54和0.6元/千瓦时，2018年下调为0.44、0.47、0.51和0.58元/千瓦时。& & 2015年10月底国家发改委的《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》中，光伏方面一类和二类资源区2016年的电价分别是0.9和0.95元/千瓦时，并在之后四年逐年降三分钱，三类资源区2016年的电价为0.98元/千瓦时，之后四年逐年降2分钱；陆上风电方面，从年，一类资源区的电价分别为0.47、0.45、0.43、0.41和0.38元/千瓦时，二类资源区电价为0.49、0.47、0.45、0.43和0.4元/千瓦时，三类资源区为0.54、0.52、0.5、0.48和0.45元/千瓦时，四类资源区为0.59、0.58、0.57、0.56和0.52元/千瓦时。& & 此次调节幅度，光伏方面要大于此前的征求意见文件，并且只给出了2016年的电价，之后的电价调节将根据行业发展情况再进行制定。风电方面则执行了两年降一次电价。& & 注：1. 日以后备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目，执行2016年光伏发电上网标杆电价，2016年之前备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目但于日之前机组仍未全部投运的，执行2016年上网标杆电价。& & 2.西藏自治区光伏电站标杆电价另行制定。& & 据悉，国家能源局批准此上网电价方案后，相应的，国家发改委价格司或将可再生能源电力附加上调至每度电2.2分钱。据悉，国家发改委、国家能源局等相关机构将组织两场讨论会，讨论关于下一步新能源行业的补贴拖欠等诸多问题。& & 注：1.2016年、2018年等年份1月1日以后核准的陆上风电项目分别执行年的上网标杆电价，2年核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价。2016 年 前核准的陆上风电项目但于2017年底前仍未开工建设的，执行2016年上网标杆电价。& & &2. 2018年前如投资运行成本发生较大变化，国家可根据实际情况调整上述标杆电价。
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关注有色网微信2017光伏上网电价发布 摆脱财政补贴有赖于成本下降
文/冯军新一轮的光伏上网电价调整终于靴子落地。12月26日，国家发改委官网发出通知，日之后，一类至三类资源区新建光伏电站的标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.65元、0.75元、0.85元，比2016年电价每千瓦时下调0.15元、0.13元、0.13元。此外，分布式光伏发电补贴标准和海上风电标杆电价不作调整。近两年，光伏业界围绕光伏电价调整闹得可谓“沸沸扬扬”。2016年下半年，流传出一份名为《国家发改委关于调整标杆上网电价的通知(意见稿)》。《意见稿》提出，I类、II类、III类资源区的光伏上网电价将由2016年的0.8元、0.88元、0.98元分别下调至0.55元、0.65元、0.75元，而屋顶分布式“自发自用余量上网”和“全部自发自用”的补贴由目前执行的0.42元，下调至一类地区0.2元，二类地区0.25元，三类地区0.3元。由于《意见稿》的降价幅度较大，业内议论纷纷。而此次发改委正式公布的价格，较上述意见稿规定的价格要高出不少。“此次公布的电价超出了业界预期，降得不是特别厉害。”一位光伏企业从业人员向腾讯财经透露，《意见稿》发布后，业内企业通过各种渠道反映此举对于企业投资意愿冲击甚大。晋能科技总经理杨立友曾对腾讯财经表示：“虽然光伏上网电价下调是必然的趋势，然而求意见稿中的光伏上网电价下调幅度过大，光伏电站的投资回报率将明显下降。为了保障项目投资回报率，电站投资商或将赶在新电价实施之前，完成并网，明年上半年又将重复今年的630抢装热潮。”所谓“抢装潮”，源自2015年底国家发改委下发《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》。《通知》明确规定我国一类、二类资源区的地面光伏电站分别降低0.1元、0.07元，三类资源区降低0.02元。《通知》还限定，日以后备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目，执行2016年光伏发电上网标杆电价。2016年以前备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目但于日以前仍未全部投运的，执行2016年上网标杆电价。也就是说，只要在“630”大限之前抢装成功，就可以享受当前的优惠电价。于是乎，2016年上半年我国光伏装机量经历了爆发式增长。中国光伏行业协会秘书长王勃华曾撰文指出，2016年二季度的装机超过1W，整个上半年的装机超过了20GW，比去年同期增长3倍以上，总体形势过热。而下半年的增长空间则为5GW-10GW。靴子终于落地。12月26日正式下发的文件显示，日之后，一至三类资源区新建光伏电站的标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.65元、0.75元、0.85元。同时明确，今后光伏标杆电价根据成本变化情况每年调整一次。“此次调价基本符合行业预期，有助于光伏行业平稳发展，分布式发展将提速，地面电站尤其是西部地面市场发展压力依然很大，竞价模式将会加剧竞争。”乐叶光伏董事长助理王英歌对腾讯财经说。（300118.SZ）总裁王洪曾对腾讯财经表示，光伏标杆上网电价补贴下调是实现平价上网的必经阶段，从长远来看，这仍有利于促进光伏行业技术进步与成本下滑。而具体到分布式光伏来说，市场对分布式光伏的接受程度不高、屋顶协调难、融资贷款难、商业模式单一等诸多问题才是真正阻碍其发展的原因所在。如何促进光伏发电成本进一步下滑？全球副总裁钱晶对腾讯财经表示，产品技术的提升、智能运维以及专业化、规模化的运维模式、电站设计的进一步优化、低融资渠道的不断拓宽、分布式光伏项目的普及、储能技术及需求管理技术进步以及设备商、材料商的协同配合都将促使光伏成本大幅下降。 “未来光伏发电技术与效率仍然有着巨大的下降空间，但其中最为关键的因素在于拓宽低融资渠道。”钱晶强调，“受到限电风险、补贴资金不到位等多重因素的影响，低成本资本不愿意进入拥有良好商业模式与巨大商业机遇的中国光伏市场。”“如果融资成本无法下降，那么光伏度电成本也不能实现下调，整个产业将更依赖于补贴，这就形成了产业的恶性循环。因此，克服限电、如约发放补贴、通过公平竟价机制实现合理电价，如此才能真正推动光伏度电成本尽快下滑，”钱晶表示。11月7日，国家发改委和国家能源局发布了《电力发展“十三五”规划》，指出按“分散开发、就近消纳为主”原则布局光伏电站。2020年，发电装机达1.1亿千瓦以上，其中分布式光伏6000万千瓦以上、光热发电500万千瓦。更多精彩内容欢迎搜索关注微信公众号：腾讯财经（financeapp）。
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Copyright & 1998 - 2017 Tencent. All Rights Reserved2016上网电价下调，光伏电站投资收益仍然可观
还没有超天才帐号，
解读国内外财经事件
2016上网电价下调，光伏电站投资收益仍然可观
我国光伏电站发展现状
多种运营模式并存 &光伏的终端应用主要为小型分布式电站和大型地面电站，目前国内光伏电站市场主要存在以下几种运营模式：EPC、BT和BOT。
图 1 光伏电站运营模式
EPC就是光伏电站的工程总包方，即按照合同约定，承担工程项目的&设计、采购、施工、试运行服务&等，并且对承包工程的质量、安全、工期、造价全面负责，而相应的工程承包商必须具有EPC资质。BT方式则是指公司作为电站的开发商，通过招标确定项目建设方（EPC），建设方组建项目公司展开工程的施工等。开发商负责整个项目的融资、投资和建设，包括电站开发权的争取等。项目建设完成后，建设方将项目转交给电站开发商，经过其验收合格后，开发商负责电站的顺利并网及拿到补贴，再以合理的利润将电站转手卖给电站运营商。BOT模式则是BT模式的演变，当项目建成，并且各方验收合格后，电站开发商通常会选择将电站售出给运营商（一般以电力集团为主）以达到资金快速回笼的目的，而双方出于各自利益的考虑，在短期内并不一定能够达成共识。此时，电站开发商会选择自己当运营商，同时再寻找适当的买家，伺机出售电站。
装机容量全球第一 &截止到2015年9月我国光伏累计装机37.95GW，预计2015年会超越德国成为全球第一。预计2016年我国新增光伏装机18GW，到2020年累计装机容量将达到120GW。
图 2 中国光伏装机容量
上网电价下调对投资IRR的影响
中国光伏上网电价调整方案已经获得国家发改委价格司和国家能源局的通过，2016年三类光照资源区的上网电价将分别下调为0.8、0.88、0.98元/千瓦时。日以后备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目，以及2016年之前备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目但于日之前机组未全部投运的，执行2016年上网标杆电价。
表1 全国光伏电站标杆上网电价
2016年以前（元/千瓦时）
2016年（元/千瓦时）
Ⅰ类资源区
宁夏、青海海西、甘肃（嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌）、新疆（哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依）、内蒙古（除赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔以外地区）。
Ⅱ类资源区
北京、天津、黑龙江、吉林、辽宁、四川、云南、内蒙古除（赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔）、河北（承德、张家口、唐山、秦皇岛）、山西（大同、朔州、沂州）、陕西（榆林、延安）、青海、甘肃除一类以外其他地区。
Ⅲ类资源区
除一、二类以外其他地区。
目前国内光伏电站的平均投资成本在7~8元/瓦的区间，假设电站并网容量为40MW、三类地区有效利用小时数分别为、1100小时，投资成本7.5元/瓦，融资结构采取20%的资本金，借款利率为5.88%，贷款期限为15年及不存在弃光和补贴拖欠的情形下，上网电价下调对Ⅰ类资源区投资收益率的影响最大为1.93个百分点，对Ⅲ类资源区投资收益率的影响最小，项目IRR（内部收益率）仅下降0.29个百分点，其投资收益率相比较其他行业而言还是较高的。
表2 上网电价下调对投资收益率的影响
2015年电价
2016年电价
Ⅰ类资源区
Ⅱ类资源区
Ⅲ类资源区
目前Ⅰ类资源区由于当地电力消纳能力不足，电网建设落后，电力向外输送能力有限，存在较为严重的弃光限电问题，截止到2015年9月全国累计光伏发电量306亿千瓦时，弃光电量约30亿千瓦时，弃光率10%，主要发生在甘肃和新疆地区。其中甘肃弃光率达28%，新疆弃光率为20%，同时补贴拖欠时间较长，严重影响现金流。第三类资源区主要包括东部沿海地区，尽管光照条件不及中西部地区，但电网接入条件较好，区域电力消纳能力较强，在一类、二类资源区上网电价大幅下调的情况下，未来对东部地区的投资更有吸引力，不仅可有效的解决中西部地区的弃光限电问题，又可以有效降低中西部地区电网建设的压力。
装机成本下降对投资IRR的影响
近几年来，光伏电站装机成本已显著下降，主要受益于上游多晶硅、光伏电池、光伏组件价格的下降及光伏电池效率的不断提高，目前国内总装机成本在7~8元/W的区间内。标杆电价是在10元/W的基础上制定的，因此光伏电站投资目前拥有可观的收益率水平。
图 3 我国光伏装机成本
表3 系统成本对光伏电站投资收益率的影响
EPC成本（元/瓦）
Ⅰ类地区IRR
Ⅱ类地区IRR
Ⅲ类地区IRR
按照目前条件以EPC成本从7.5元/瓦开始计算，其成本每下降2%项目IRR将上升0.28个百分点左右，高效的产品应用及系统成本的下降将成为行业发展的关键。
上网电价下调，光伏电站收益率仍然可观
通过逐步降低补贴促进光伏发电成本下降是行业发展的必经之路，我国上次调整光伏上网电价是在2014年，本次对一类、二类、三类资源区上网电价下调幅度分别为-11%、-7%、-2%符合市场和产业预期。从对电站的投资回报率的影响来看，随系统成本的降低，对收益率的影响有限。
图 4 上网电价变化对投资收益率的影响
2016年光伏上网电价下调显著拉开了三类资源区之间的电价差，尤其是第三类资源区的电价仅下调2%，较下调后的第一类资源区电价高出22.5%，而投资收益率仅降低了0.29%，大大提高了中东部和南部地区光伏电站项目的投资吸引力，不仅有效的缓解了西部地区的弃光限电问题，又将投资引向有较强电力消纳能力的东部地区，十分有助于我国光伏行业的健康发展。
(此文章只代表作者个人观点不代表超天才网站观点)
李晶，北京交通大学电力电子博士，北京奥运会纯电动汽车充电站、上海世博会纯电动汽车充电站、广州亚运会纯电动汽车充电站核心研发人员。现专注于太阳能光伏发电、风力发电与智能电网等行业的分析与研究。人生格言：图难于易，为大于细。
在没出现不同意见之前，不做出任何决策。
--艾尔弗雷德·斯隆
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核心提示：世纪新能源网重磅消息：29日记者获悉国家发改委《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》（讨论稿）！（讨论稿）（讨论稿）（讨论稿）！重世纪新能源网重磅消息：29日记者获悉国家发改委《关于完善陆上风电、发电上网标杆电价政策的通知》（讨论稿）！
（讨论稿）（讨论稿）（讨论稿）！重要的事情要说三遍。
世纪新能源网记者看到的讨论稿中，风电（陆地风电）、光伏（地面、分布式）的上网电价将会伴随规模增长逐步降低，而补贴期限仍为20年。同时（讨论稿）指出今后经营期内出现运行成本大幅降低，相关新能源项目整体收益水平明显偏高的情况，国家发展改革委将研究适当降低标杆电价。
据悉，2014年国务院办公厅印发的《能源发展战略行动计划（）》提出到&2020年风电与煤电上网电价相当，光伏发电与电网销售电价相当的目标&。而根据最新未公布的光伏&十三五&规划，我国光伏装机容量将每年新增20GW，2020年总装机容量达到150GW。而风电规模将不低于十二五目标。与此对应的是目前我国的可再生能源补贴已经呈现赤字，据世纪新能源网记者了解自2013年开始我国已经近两年没有发放光伏补贴，累计拖欠高达近200亿元。官方指出长期合理引导新能源投资，逐步降低风电、光伏等新能源补贴，是产业健康发展并提高可再生能源电价附加资金使用效率有效方法。
讨论稿还指出陆上风电、光伏发电上网电价在当地燃煤机组标杆电价（含脱硫、脱硝、除尘）以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。其中，完成国家能源主管部门确定的燃煤机组超低排放改造任务80%的省份，燃煤机组标杆上网电价含超低排放环保电价。
鼓励各地通过招标等市场方式确定相关新能源项目业主和上网电价，但通过竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定当地陆上风电、光伏发电标杆上网电价水平。
在发电监控发布讨论稿规定风电、光伏发电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存相关发电项目上网交易量、价格和补贴金额等资料，接受有关部门监督检查。
讨论稿还指出上述规定自日起执行。今后，每年1月1日以后备案的项目，以及当年1月1日以前备案但于第二年1月1日以后投运的项目和当年1月1日以前备案但于当年4月1日以后投运的项目执行当年的上网标杆电价。
针对此讨论稿，世纪新能源网记者第一时间采访了国内多家电站投资机构管理者，大家一致认为：光伏电站标杆价格的下降在意料之中，近年来我国光伏装机成本一致在稳步下降中。同时，大家还一致认为，提高补贴的发放时间进度，更好的解决弃光、弃风应与降低标杆电价同样重要。
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