9月29日，國家發改委出臺《關于調整新能源標桿上網電價的通知(征求意見稿)》，擬下調風電、光伏和生物質發電補貼。其中，變化最大的是光伏電價，電站標桿電價降幅在23.5-31.2%之間，分布式度電補貼降幅在28.6-52.4%之間，在行業內外引發較大震動。現就光伏補貼有關情況分析并建議如下：

一、國家對光伏行業補貼取得了重要成效

近年來，尤其是2013年“國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見”（國發〔2013〕24號）下發以來，在各級政府的大力支持下，我國光伏產業快速發展，不但在節能減排，低碳環保方面發揮重要作用，而且整個產業鏈已經在國民經濟發展和結構化轉型中占據戰略性位置，某種程度上可以說，對光伏領域的可再生能源補貼起到了四兩撥千斤的政策杠桿作用。主要體現在以下幾個方面：

1、我國光伏行業已占據全球新能源產業鏈的主導地位。經過近十年發展，國內光伏產業已經形成了最健全產業體系，在全球占統治性地位。上半年電池片、組件出貨量均雄踞全球第一，在定價和技術標準領域掌握了相當的話語權，在“一帶一路”戰略引導及國際貿易保護倒逼下，我國光伏企業的“走出去”步伐也在不斷加快，縱觀全國各行業，這種絕對的主導地位除了高鐵之外只有光伏產業可以實現。在全球能源結構向縱深發展階段，光伏組件、逆變器企業也日益成為向儲能、微電網和能源互聯網領域深度延伸的重要基石。

2、光伏產業為經濟“穩增長、促發展”提供重要支撐。隨著光伏產業鏈發展壯大，GDP保障和就業拉動作用愈加明顯。以1GW電池片+組件基地為樣本分析，直接就業人數3000人，拉動物流以及基建配套就業人數2000人；1GW光伏電站投資建設裝機和運維帶動就業1000人；電站相關設備制造就業2000人；同時光伏發電投資對電纜、鋼鐵、水泥等行業的集成和拉動效果也非常明顯。按照現有產能和裝機測算，考慮到新常態下就業彈性系數因素，據估算2016年光伏行業總產值達3500 億元以上，全行業直接就業人口在200萬左右，間接影響人口范圍更大。產業良性發展將有利于推動落實中央關于穩定經濟增長，提高發展質量的工作部署，為穩定和完善宏觀經濟提供重要支撐。

3、光伏行業完成了了從亂到治的過度，逐步進入到良性發展階段。從制造端看，在國家補貼以及各項政策支持下，光伏行業已經逐步摘下被詬病的“高耗能、高污染”帽子，主要設備商、組件生產商經技術進步明顯，管理日趨規范，單晶和多晶電池產業化效率分別達到了19.8%和18.3%，高效電池達到了21%和19%，從組件壽命周期看，能耗和發電量比可以達到1:33左右，光伏發電能效優勢已充分體現。近兩年，除了傳統業內品牌企業外，相應設備領域更是有國電投、華為、上海電氣等優質企業強勢介入，都有力推動了行業規模發展和行業形象的重塑。

4、“光伏+”模式有效實現各類社會經濟資源的綜合利用。一方面分布式光伏打破傳統的能源集中供應模式，實現了電力供應和需求精確對接，使閑置屋頂資源產生價值同時，也節省輸全社會輸配電網投資成本。今年夏季合肥、嘉興等分布式光伏裝機規模較大城市，在用電負荷創歷史新高情況下，未進行大規模電網改造和需求側管控措施就安然度過夏季高溫，光伏頂峰的作用初步顯現。另一方面，從各能源結構特性看，只有光伏適合建造在荒漠、荒坡、廢棄土地之上，并且可以采用漁光互補、農光互補等多種形勢，體現廢棄土地資源綜合利用的良好效果。據不完全統計，全國在一類資源區未利用地裝機電站10GW左右，實現年度產值規模可達15億元左右。

二、光伏發電成本以及下調補貼后收益率分析

光伏產業進步一個重要成果，就是成本有效下降。近一年來，組件價格下降尤為明顯，從年初的3.9元/瓦降低到今年最低3元/瓦，巨大降幅也導致了電站整體建設成本的下降。這里結合主流的采購市場行情分析如下（數據來源自三大電站投資商供應鏈或合作方）：

1、成本分析。

對分布式電站而言，1MW典型項目主要取值如下：
（1）組件：按照目前市場主流價格3.1元/瓦；

（2）主要設備：逆變器（組串式）0.35元/瓦，電纜+支架0.55元/瓦，涉網設備0.5元/瓦（相當部分的電網設備需要投資方購買）；

（3）建安：設計0.03元/瓦，施工（含橋架、水泥壓塊等輔材）0.7元/瓦，管理費用0.2元/瓦，稅費0.2元/瓦；

（4）運維費用計提0.,07元/瓦，綜合考慮開發成本，平均建設造價成本5.8元/瓦左右，如果考慮到0.2元/瓦的開發成本，則一個典型分布式項目投資成本在6元/瓦左右。

對地面電站而言，需要增加土建工作量、支架用鋼量以及并網設備成本共0.4元/瓦左右，再考慮到額外的開發成本以及土地取得成本，那地面電站總平均投資成本在6.4元/瓦—7元/瓦左右。

2、電站投資收益率測算。

按照上述成本考慮，按照50MW地面電站考慮租金500元/畝，銀行基準利率4.9%，限電率5%計算，在一類、二類、三類（北方）的內部收益率（30%自有資金）大概在7%-8%左右。三類地區長江以南地區的內部收益率在5%左右。此外，投資人要額外承擔限電、土地使用成本、補貼到賬期等不確定性風險。

對分布式電站，按照自發自用分布式電站70%消納比例測算，資金成本銀行基準利率上浮10%，二類和三類地區（長江以北）收益率（30%自有資金）在9%-10%左右，投資人要額外承擔電費回收、屋頂使用成本等不確定性風險。

三、目前調價幅度可能造成的影響

綜合以上分析，根據成本變化情況，有序下調補貼標準，是非常必要而且合理的，但是應該保證合理的預期范圍，充分考慮投資的風險因素，減少對行業的負面沖擊。本次調價政策幅度超出市場預期，現將有關情況分析如下：

1、調價幅度過大導致電站投資價值下降

按以上收益率情況分析，在三類偏南方地區農光、漁光互補型的地面電站以及全額上網的分布式光伏投資基本失去價值。尤其對于最符合光伏發電特性的自發自用分布式投資而言，相對于房價高漲帶來屋頂資源價值提升，導致收益加速下降而推進愈加困難。從目前市場反饋情況看，兩家以上電力央企和多加啟動光伏投資的國企已經明確表示，按此降價幅度不再考慮投資增量電站。

2、不利于光伏制造端的科學發展

今年“630”搶裝潮后，部分光伏制造企業已經因為組件需求下降而限產停產。可以預見，再引發一輪搶裝后，應用側電站投資將更加急速下降，對制造業造成更大沖擊。一方面，目前良性“研發—應用—研發”循環節奏被打破，另一方面，從經濟規律上看，年度產值波動超過20%的產業均會出現大面積勞動力就業波動，如果出現不穩定情況將給行業造成嚴重負面形象。

3、不利于國家能源發展戰略目標的實現

國家提出到2020年非化石能源占一次能源消費比重達到15%，2030年達到20%的戰略發展目標將受到一定影響。尤其是如果大幅度降低補貼，自發自用分布式光伏發展更加困難，相對而言的電網輸配電成本始終維持在較高水平，這樣即使燃煤價格企穩回升后，燃煤火電大用戶直接交易仍然可以維持較大的價格空間，進而刺激燃煤火電的投資沖動。

4、本次價格下調所參考的領跑者投標價格不具有參考性

領跑者投標價無疑推動本次調價決策，但是分析看本輪三個領跑者基地低價投標的原因：一是部分央企出于配額制考慮投資布局，愿意接受極低內部收益率甚至戰略性虧損情況。二是應注意領跑者基地各項邊界條件不具有普遍代表性，如單體規模100MW，外線投資以及土地成本預期明朗性和部分廣告效應等。

四、有關建議

1、合理優化補貼下調幅度

對電站投資建設而言，考慮到人工成本和原材料成本上漲預期，電站建設成本很難短期進一步下降。建議按照根據8%-10%（新興產業指導GDP增速在8%)內部收益率倒推補貼標準，在本次征求意見稿基礎上回調0.05-0.1元/瓦；尤其是三類地區下調幅度不宜過大，維持在0.85-0.88元/瓦區間較為合適。

尤其建議對分布式光伏發展給予支持，考慮到自發自用分布式實際規模較小，補貼缺口壓力不大。建議可以維持分布式補貼不變，如果實在需要下調，建議三類地區按照光照資源差別進一步細分補貼，北方降低至0.35元/瓦，長江以南地區仍然維持0.42元/瓦補貼或者微調即可。

2、建立透明合理的補貼價格調整機制

如前所述，年底一次性大幅度集中降價不利于引導行業合理預期，建議建立合理規范的調價機制，進一步明確并公開補貼降價政策的決策依據，引導市場主體合理規劃，有序發展。如設定2016年、2017年、2018年前降幅的明確預期，設置觸發調價周期的邊界條件（領跑者投標均價、各省普通地面電站競價結果取值、組件市場價等）作為參考，以此來科學合理推動光伏產業的逐步擺脫對補貼的依賴。

3、推動電力市場化改革，加強市場監管和監控

在改革中消化問題，通過市場手段引導企業推進研發，引導社會資本介入逐步取代行政補貼是行業的治標之本。建議一方面以本輪電力體制改革為契機，積極針對可再生能源發展推動政策突破，如引導可再生能源就近消納，合理核定局域電網輸配電價，重點推動分布式光伏在配網內利用合理配電價格開展直接交易，減少項目對國家補貼依賴。另一方面，也需要加強市場監管，尤其在電站投資和運營等環節加強監管，避免再次出現“炒路條”的情況，或者在補貼大幅度下降后出現項目建設質量也隨之下降的情況。

4、加快啟動推動綠色證書制度和全國統一的碳市場建設

綠色證書和碳市場都是以市場化的方式實現對可再能生源發展的補貼有效手段，也可以刺激火電、鋼鐵、化工等企業的在新能源領域的直接投入，這都是可再生能源擺脫對補貼依賴的治本之策。建議盡快明確構建綠色證書交易和碳市場的時間表和技術路線圖，推動制定市場交易和操作規則，啟動市場交易，早日實現光伏發電乃至可再生能源行業的真正平價上網。