光伏電價到底如何算？國家政策是怎么規(guī)定的？
最近，許多人都在后臺留言給小編，詢問光伏電價的相關問題。那么，光伏電價到底怎么算？國家政策又是如何規(guī)定的呢？今天，小編就和大家一起來看一看這些問題的答案！
一、電價調整應以實現國家承諾為出發(fā)點
今年9月，十二屆全國人大常委會第二十二次會議表決通過了全國人大常委會關于批準《巴黎協定》的決定。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%，作為負責任的大國率先應對全球氣候變化。
要確保2020年非化石能源發(fā)展目標，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，極大影響我國的國際形象。而且，《巴黎協定》目前已被全球70多個國家正式批準，已于11月4日正式生效。
二、電價調整應以科學的成本和收益測算為依據
今年，隨著組件等設備價格的下降，光伏項目成本經歷了較大變化。為合理估算光伏項目的投資回報，進行財務測算如下：
1. 項目資本金30%；
2. 銀行貸款70%，貸款期限15年，貸款利率4.9%；
3. 初始投資6.5~7元/瓦，固定資產折舊年限20年，5%殘值；
4. 電價補貼時間為20年，最后5年電價按0.3元/千瓦時；
5. 年度運維費0.07~0.1元/瓦；
6. 組件按照首年衰減2.5%，以后每年衰減0.8%；
7. 按照光伏電站現行的稅收政策。
對地面電站，在一定的資本金內部收益率前提下，測算上網電價如下（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施建設費，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類等資源條件不是很好區(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)要求的資本金內部收益率水平。
三、電價調整應轉變對補貼過高的認識
光伏電價的確比煤電電價高，但煤電價格并不是其完全成本的體現，未體現其環(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，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。
煤電的脫硫、脫銷、除塵分別補貼0.015、0.01、0.002元/千瓦時，三項共計0.027元/千瓦時。2015年我國煤電全口徑發(fā)電量為4.23萬億千瓦時，粗略估算2015年對煤電補貼1142億元。作為對比，2015年度可再生能源補貼僅有500多億元，金額遠小于對煤電的補貼。
四、相關建議
電價調整不能以一個或者幾個招標的短期成本為依據，不同項目成本構成有較大差異，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，對他們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：
1. 上網電價調整幅度要考慮投資收益
對地面光伏電站，建議將對Ⅰ類、Ⅱ類資源區(qū)域上網電價調整為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，以實現我國能源結構調整的目標，而且面臨用地限制、資源一般且具體項目差異較大等問題，建議將電價調整為0.85元/千瓦時，以應對投資收益對發(fā)電量變化的敏感。
對分布式光伏，建議由電網公司按照項目所在地的售電峰值電價全部收購，電網公司可收取0.1元/千瓦時過網費，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)展不利的現狀。
2. 減少煤電脫硫脫硝和除塵補貼，彌補可再生能源基金
截至2016年上半年可再生能源拖欠補貼累計達550億元以上，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。
3. 加快落實各地方政府發(fā)展可再生能源的約束性指標
2020年非化石能源占一次能源消費比重達到15%的目標已作為約束性指標，納入國民經濟和社會發(fā)展中長期規(guī)劃。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、運行中統籌可再生能源發(fā)展，為可再生能源預留出應有的空間，并嚴肅考核制度。
4. 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，也可以作為一種轉讓可再生能源的環(huán)境效益等正外部性所有權的交易工具。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部化，提高可再生能源的競爭力。
