2、电站投资收益率测算。 按照上述成本考虑，按照50MW地面电站考虑租金500元/亩，银行基准利率4.9%，限电率5%计算，在一类、二类、三类（北方）的内部收益率（30%自有资金）大概在7%-8%左右。三类地区长江以南地区的内部收益率在5%左右。此外，投资人要额外承担限电、土地使用成本、补贴到账期等不确定性风险。 对分布式电站，按照自发自用分布式电站70%消纳比例测算，资金成本银行基准利率上浮10%，二类和三类地区（长江以北）收益率（30%自有资金）在9%-10%左右，投资人要额外承担电费回收、屋顶使用成本等不确定性风险。 三、目前调价幅度可能造成的影响 综合以上分析，根据成本变化情况，有序下调补贴标准，是非常必要而且合理的，但是应该保证合理的预期范围，充分考虑投资的风险因素，减少对行业的负面冲击。本次调价政策幅度超出市场预期，现将有关情况分析如下： 1、调价幅度过大导致电站投资价值下降 按以上收益率情况分析，在三类偏南方地区农光、渔光互补型的地面电站以及全额上网的分布式光伏投资基本失去价值。尤其对于最符合光伏发电特性的自发自用分布式投资而言，相对于房价高涨带来屋顶资源价值提升，导致收益加速下降而推进愈加困难。从目前市场反馈情况看，两家以上电力央企和多加启动光伏投资的国企已经明确表示，按此降价幅度不再考虑投资增量电站。 2、不利于光伏制造端的科学发展 今年“630”抢装潮后，部分光伏制造企业已经因为组件需求下降而限产停产。可以预见，再引发一轮抢装后，应用侧电站投资将更加急速下降，对制造业造成更大冲击。一方面，目前良性“研发—应用—研发”循环节奏被打破，另一方面，从经济规律上看，年度产值波动超过20%的产业均会出现大面积劳动力就业波动，如果出现不稳定情况将给行业造成严重负面形象。 3、不利于国家能源发展战略目标的实现 国家提出到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%，2030年达到20%的战略发展目标将受到一定影响。尤其是如果大幅度降低补贴，自发自用分布式光伏发展更加困难，相对而言的电网输配电成本始终维持在较高水平，这样即使燃煤价格企稳回升后，燃煤火电大用户直接交易仍然可以维持较大的价格空间，进而刺激燃煤火电的投资冲动。 4、本次价格下调所参考的领跑者投标价格不具有参考性 领跑者投标价无疑推动本次调价决策，但是分析看本轮三个领跑者基地低价投标的原因：一是部分央企出于配额制考虑投资布局，愿意接受极低内部收益率甚至战略性亏损情况。二是应注意领跑者基地各项边界条件不具有普遍代表性，如单体规模100MW，外线投资以及土地成本预期明朗性和部分广告效应等。 四、有关建议 1、合理优化补贴下调幅度 对电站投资建设而言，考虑到人工成本和原材料成本上涨预期，电站建设成本很难短期进一步下降。建议按照根据8%-10%（新兴产业指导GDP增速在8%)内部收益率倒推补贴标准，在本次征求意见稿基础上回调0.05-0.1元/瓦；尤其是三类地区下调幅度不宜过大，维持在0.85-0.88元/瓦区间较为合适。 尤其建议对分布式光伏发展给予支持，考虑到自发自用分布式实际规模较小，补贴缺口压力不大。建议可以维持分布式补贴不变，如果实在需要下调，建议三类地区按照光照资源差别进一步细分补贴，北方降低至0.35元/瓦，长江以南地区仍然维持0.42元/瓦补贴或者微调即可。 2、建立透明合理的补贴价格调整机制 如前所述，年底一次性大幅度集中降价不利于引导行业合理预期，建议建立合理规范的调价机制，进一步明确并公开补贴降价政策的决策依据，引导市场主体合理规划，有序发展。如设定2016年、2017年、2018年前降幅的明确预期，设置触发调价周期的边界条件（领跑者投标均价、各省普通地面电站竞价结果取值、组件市场价等）作为参考，以此来科学合理推动光伏产业的逐步摆脱对补贴的依赖。 3、推动电力市场化改革，加强市场监管和监控 在改革中消化问题，通过市场手段引导企业推进研发，引导社会资本介入逐步取代行政补贴是行业的治标之本。建议一方面以本轮电力体制改革为契机，积极针对可再生能源发展推动政策突破，如引导可再生能源就近消纳，合理核定局域电网输配电价，重点推动分布式光伏在配网内利用合理配电价格开展直接交易，减少项目对国家补贴依赖。另一方面，也需要加强市场监管，尤其在电站投资和运营等环节加强监管，避免再次出现“炒路条”的情况，或者在补贴大幅度下降后出现项目建设质量也随之下降的情况。 4、加快启动推动绿色证书制度和全国统一的碳市场建设 绿色证书和碳市场都是以市场化的方式实现对可再能生源发展的补贴有效手段，也可以刺激火电、钢铁、化工等企业的在新能源领域的直接投入，这都是可再生能源摆脱对补贴依赖的治本之策。建议尽快明确构建绿色证书交易和碳市场的时间表和技术路线图，推动制定市场交易和操作规则，启动市场交易，早日实现光伏发电乃至可再生能源行业的真正平价上网。 |
