前段时间国家发布《关于调整新能源标杆上网电价的通知(意见稿)》，拟大幅下调光伏电价，引发各种争议。对此，光头君有几点看法。

       一、电价调整应以实现国家承诺为出发点

       今年9月，十二届全国人大常委会第二十二次会议表决通过了全国人大常委会关于批准《巴黎协定》的决定。我国已向国际社会郑重承诺，到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%，作为负责任的大国率先应对全球气候变化。

要确保2020年非化石能源发展目标，除水电外，可再生能源要承担重要发展责任。按国家规划，“十三五”末光伏并网装机要达到1.5亿千瓦的规模，即到2020年前，年新增装机规模要保持在约2000万千瓦左右。大幅下调电价，必然影响投资信心，危及国家非化石能源承诺目标的实现，极大影响我国的国际形象。而且，《巴黎协定》目前已被全球70多个国家正式批准，已于11月4日正式生效。

       今年，随着组件等设备价格的下降，光伏项目成本经历了较大变化。为合理估算光伏项目的投资回报，进行财务测算如下：

       1、项目资本金30%;

       2、银行贷款70%，贷款期限15年，贷款利率4.9%;

       3、初始投资6.5~7元/瓦，固定资产折旧年限20年，5%残值;

       4、电价补贴时间为20年，最后5年电价按0.3元/千瓦时;

       5、年度运维费0.07~0.1元/瓦;

       6、组件按照首年衰减2.5%,以后每年衰减0.8%;

       7、按照光伏电站现行的税收政策。

       对地面电站，在一定的资本金内部收益率前提下，测算上网电价如下(单位：元/千瓦时)：

       若Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区年满负荷等效小时数按1400、1300、1200，以较低的投资水平6500元/千瓦估算，电价分别达到0.629、0.680、0.739元/千瓦时以上，资本金内部收益率才能超过8%;电价分别达到0.677、0.731、0.794元/千瓦时以上，资本金内部收益率才能超过10%。

       但上述测算是理想情况，实际投资成本可能更高，如有的地方会征收资源费或摊派公共设施建设费，贷款利率高于基准利率，土地成本、人力成本不断增加;运行中更有弃光限电、补贴滞后、组件衰减超过预期等风险，整体上讲，投资收益远没有测算的乐观。若以国家发改委征求意见稿Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区光伏上网电价0.55、0.65、0.75元/千瓦时测算，远不能满足行业普遍资本金内部收益率10%的最低要求，光伏的投资热情将受到重挫。

       另外，分布式光伏是未来电力系统的重要组成部分。但我国适合发展分布式光伏的区域，多位于Ⅱ类、Ⅲ类等资源条件不是很好区域，且投资方要承担诸如贷款利率上浮、电费收取较难、屋顶使用不确定等比地面电站更多风险。若以国家发改委征求意见稿Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区0.2、0.25、0.3元/千瓦时的补贴标准，很难达到行业要求的资本金内部收益率水平。