光伏电价政策出台还需操作细则助推
■ 王斯成 王长贵 吴达成 陈子平
一 光伏最新电价和配套政策
２００９～２０１２年，中国的光伏补贴政策分为初投资补贴和上网电价补贴，上网电价补贴主要适用于地面安装的大型光伏电站，而初投资补贴则适用于“金太阳”示范工程和“光电建筑”等分布式光伏发电项目。自２０１２年下半年开始，国家连续出台多项光伏发电激励政策，主要特点是从初投资补贴转为电价补贴。
１ 电价及主要配套政策
（１） ２０１２年７月７日，国家能源局发布《太阳能发电十二五规划》（国能新能［２０１２］１９４号），明确了国家近、中期光伏发展目标。该目标目前调整为：２０１５年中国太阳能发电累计装机３５ＧＷ，２０２０年１００ＧＷ。
（２） ２０１２年１０月２６日，国家电网公司出台《分布式光伏发电并网方面相关意见和规定》（国家电网办［２０１２］１５６０号），为分布式光伏发电并网扫除了障碍，开启了快速通道。
（３） ２０１３年８月９日，国家能源局发布《开展分布式光伏发电示范区建设的通知》（国能新能［２０１３］２９６号），共核准１８个示范区，２０１３年完成７４９ＭＷ，２０１５年累计１８２３ＭＷ，标志着中国分布式光伏发电规模化推广正式启动。
（４） ２０１３年７月２４日，财政部发布《关于分布式光伏发电按照电量补贴政策等有关问题的通知》（财建［２０１３］３９０号），明确了光伏电价补贴的发放原则，解决了多年来国家电价补贴拖欠的问题。
（５） ２０１３年８月２２日，国家能源局、国家开发银行联合发布《关于支持分布式光伏金融服务的意见》（国能新能［２０１３］３１２号），提出了支持光伏项目融资以及建立融资平台的方案。
（６） ２０１３年８月２６日，国家发改委发布《关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知》（发改价格［２０１３］１６３８号），出台了期盼已久的光伏分区上网电价政策和分布式光伏度电补贴标准。
（７） ２０１３年８月２７日，国家发改委发布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格［２０１３］１６５１号），将可再生能源电价附加从０．８分／ｋＷｈ提高到１．５分／ｋＷｈ。每年大约可以收取４００亿元用于支持ＲＥ电价补贴，２０１５年以前完全满足可再生能源发电的补贴需求（风电装机１００ＧＷ、光伏装机３４ＧＷ、生物质发电装机１３ＧＷ、太阳能热发电１ＧＷ）。
（８） ２０１３年８月２９日，国家能源局发布《光伏电站项目管理暂行办法》（国能新能［２０１３］３２９号），明确了光伏电站项目申报程序和管理办法（分布式光伏发电项目的管理办法待出台）。
（９） ２０１３年９月２７日，财政部和国家税务总局联合发布《关于光伏发电增值税政策的通知》（财税［２０１３］６６号），给予光伏系统卖电增值税即征即退５０％的优惠。
在以上这些政策中，最主要的是光伏发电分区电价和分布式光伏发电的补贴标准，如表１所示。
表１ 最新公布的分区光伏上网电价
和分布式光伏度电补贴标准太阳能资源分区ＩＩＩＩＩＩ
ＦＩＴ（元／ｋＷｈ）０．９００．９５１．００
用电电价 ＋ ０．４２
脱硫标杆电价＋ ０．４２
自用电度电补贴富余上网电量度电补贴（元／ｋＷｈ）
（元／ｋＷｈ）
阳能资源条件进行的分区，我国共有９６个基准气象站有１０年以上的水平面太阳能总辐射资源数据，见表３。
表３ 我国９６个基准气象站的分布情况
站点站点站点
地区地区地区
个数个数个数
东北地区华北地区西北地区 辽宁 吉林 黑龙江 蒙东 华东地区 上海 江苏 浙江 安徽 福建 江西 山东
２３２２２２３３２５４
北京天津河北山西蒙西中南地区河南湖北湖南广东广西海南
３２３２３１１１１３４
陕西甘肃青海宁夏新疆西南地区重庆四川贵州云南西藏合计
１６１５４９６３６５２９
２ 光伏电价通知的要点
（１） ３个分区标杆电价（统购统销模式）：０．９０、０．９５、１．０ 元／ｋＷｈ。
（２） 对于分布式光伏自用电和反送电量，均给予０．４２元／ｋＷｈ的补贴。
（３） 分布式光伏的反送电量由电网企业按照当地脱硫电价收购（大约０．３５～０．４５元／ｋＷｈ）。
（４） 执行期原则上２０年。３ 存在的问题
近期发布的政策包括：发展规划、电价和补贴、资金来源、补贴发放、并网、融资、税收、工程示范以及项目申报和管理，不可谓不完整，但还存在项目收益偏低和操作层面不完善的问题，下面就这两方面的问题进行分析。
二 新光伏电价政策的效益分析
光伏电站的分区电价和分布式光伏度电补贴政策的收益分析边界条件如表２所示。
表２ 光伏发电项目收益测算的边界条件
电价测算边界条件
单位静态投资
０．９折旧期（年）（万元／ｋＷ）
年满发小时数（ｈ）１０００／１２００／１５００固定资产形成率（％）运营期（年）贷款比例（％）贷款年限（年）贷款利息（％）年运行费用（％）
２０８０１５７．０４ ２．０
增值税率（％）所得税率（％）附加税率（％）
１５９０．０８．５２５．０１０．０
图１ 我国９６个基准气象站点分布图
按照国家气象局的资源分区原则，应当分为４个太阳能资源区，但按照发改委的三类上网电价，实际上是将原来第一类和第二类合并为一类区，原来的三类区变为二类区，原来的四类区变为三类区。“上网电价”政策的资源分区如表４所示。
依据表２的测算条件，大型光伏电站三类分区光伏上网电价的收益测算如表５及图２所示。
从测算结果来看，一类和二类资源区的收益水平高于１０％，但三类资源区的收益水平明显偏低，东部很多省市，如上海、浙江、江苏南部、
合理内部收益率（％）１０．０合理资金回收期（年）＜ １２
１ 大型光伏电站的收益
最新出台的分区光伏上网电价是基于当地太
表４ 按照三类资源分区原则得到的年满发小时数取值
资源分区
ＭＪ／ｍ２ｋＷｈ／ｍ２ Ｉ ＩＩ ＩＩＩ
５４００～７５００４５００～５４００＜ ４５００
１５００～２０００１２４０～１５００＜ １２４０
倾斜面太阳总辐射
ｋＷｈ／ｍ２１７２５～２３００１３８９～１６８０１３２０
年等效利用小时数
ｈ／年１３８０～１８４０１１００～１３４５１０５６
测算取值ｈ／年１５００１２００１０００
上网电价元／ｋＷｈ０．９００．９５１．００
注：年等效利用小时数采用ＲｅｔＳｃｒｅｅｎ软件将水平面总辐射量转换成固定倾角倾斜光伏方阵总辐射，年等效利用小时数
采用系统综合发电效率８０％从倾斜面太阳辐射得到
照电网销售电价测算；“开发商建设”情况下，则
表５ 大型光伏电站的发电收益测算
初投资９０００元／ｋＷ （考虑了增值税抵扣）资源分区年满发小时数（ｈ）上网电价水平（元／ｋＷｈ）内部收益率ＩＲＲ（％）资金回收期（年）
１８．００
１６．００１４．００１２．００１０．００８．００６．００４．００２．０００．００
应考虑给建筑业主１０％的电费让利，自用光伏电
Ｉ１５０００．９０１６．００６．６５
ＩＩＩ１０００１．００６．６２１８．４５
ＩＩ１２０００．９５１０．２５１０．３８
量的收益按照电网销售电价的９０％测算。此外，还应该考虑节假日用电负荷降低，可能有一部分反送电量，按照全年８０％自用、２０％反送回电网测算。
自发自用光伏电量的收益与电网销售电价息息相关。在中国，电网销售电价分为三类，普通工商业用电电价、大工业用电电价和低电价用户（居民用电、农业用电、公益事业单位用电），电价平均水平如表６所示。
表６ 中国电网销售电价水平
内部收益率 （％）
１．００
０．９５ ０．９０
电价水平（元／ｋＷｈ）
零售电价分类低电价用户电网零售电价范围（元／ｋＷｈ）平均销售电价（元／ｋＷｈ）
０．４５～０．６５０．５０
大工业用户普通工商业０．６０～０．８００．７０
０．８０～１．２００．９５
图２ 大型光伏电站不同资源区收益测算
福建、广东等，年满发小时数约为１０００ｈ，按照１元／ｋＷｈ的电价是不合算的。
结论：在现行分区光伏上网电价条件下，大型光伏电站通常不适合在中国东部沿海地区建设；但如果初投资能够控制在８０００元／ｋＷ，内部收益率也可以达到１０％左右。
２ 分布式光伏发电的收益
分布式光伏项目执行“自发自用、余电上网”政策，所有光伏电量均享受０．４２元／ｋＷｈ的补贴，自用光伏电量自动抵消电网电量，相当于电网零售电价的收益，富余反送电量则只能得到当地燃煤脱硫电价（平均约０．３８元／ｋＷｈ）。
分布式光伏发电的初投资也按照９０００元／ｋＷ计算，运行方式可以分为“自建自用”和“开发商建设”。“自建自用”情况下，光伏自用电量收益按
本文采用电网平均销售电价来测算分布式光伏项目的收益，其他财物和税收条件同表２。分布式光伏项目在上述条件下的收益测算如表７、８及图３、４所示。
结论：
（１） 对于自建自用项目，普通工商业建筑和年满发１１００ｈ以上的大工业建筑具备合理的项目收
２５．００内部收益率ＩＲＲ（％）
２０．００１５．００１０．００５．００
０
１０００ １１００ １２００
年满发小时数（ｈ）
低电价用户大工业用户普通工商业
图３ 自建自用的分布式光伏项目内部收益率测算
２０．００内部收益率ＩＲＲ（％）
１５．００１０．００５．００
０
１０００ １１００ １２００
年满发小时数（ｈ）
低电价用户大工业用户普通工商业
（２） 对于开发商在别人屋顶投资建设的分布式光伏项目，普通工商业建筑和年满发１２００ｈ以上的大工业建筑具有合理的项目收益；低电价建筑和年满发１１００ｈ及以下的大工业建筑很难达到理想的收益。
图４ 开发商建设的分布式光伏项目内部收益率测算
益；低电价建筑和年满发１０００ｈ及以下的大工业建筑无法达到理想的收益。
三 中国光伏市场推广的障碍分析和解决方案建议
表７ 自建自用的分布式光伏项目收益测算
初投资９０００元／ｋＷ，考虑了增值税抵扣，自建，８０％自用 零售电价分类电网零售电价（元／ｋＷｈ）光伏电量补贴（元／ｋＷｈ）光伏度电收益（元／ｋＷｈ）内部收益率ＩＲＲ （％）资金回收期（年）内部收益率ＩＲＲ（％）资金回收期（年）内部收益率ＩＲＲ（％）资金回收期（年）
低电价用户０．５×０．８＋０．３８×０．２
０．４２０．９０４．０９５６．００６．６３１８．４５８．８９１２．１２
大工业用户０．７×０．８＋０．３８×０．２
０．４２１．０６８．３１１３．０８１０．８８９．３８１３．９７７．４４
普通工商业０．９５×０．８＋０．３８×０．２
０．４２１．２６１３．６０７．６２１６．９０６．３１２１．１１４．６４
年满发１０００ｈ
年满发１１００ｈ
年满发１２００ｈ
表８ 开发商建设的分布式光伏项目收益测算
初投资９０００元／ｋＷ，考虑了增值税抵扣，开发商建设，电费让利１０％，８０％自用 零售电价分类电网零售电价（元／ｋＷｈ）光伏电量补贴（元／ｋＷｈ）光伏度电收益（元／ｋＷｈ）内部收益率ＩＲＲ（％）资金回收期（年）内部收益率ＩＲＲ（％）资金回收期（年）内部收益率ＩＲＲ（％）资金回收期（年）
低电价用户０．４５×０．８＋０．３８×０．２
０．４２０．８５６３．１６８０．００５．２４２８．５８７．３６１５．１２
大工业用户０．６３×０．８＋０．３８×０．２
０．４２１．００６．９１１７．４９．４６１１．３２１１．８５８．６５
普通工商业０．８５５×０．８＋０．３８×０．２
０．４２１．１８１１．２８９．０６１４．７６７．１０１７．８７５．８２
年满发１０００ｈ
年满发１１００ｈ
年满发１２００ｈ
１ 光伏发电市场推广的障碍分析
虽然国家近期密集出台了一系列光伏激励和配套政策，但仍然存在如下障碍：
（１） 光伏项目融资难，尤其对于民营企业和中小型企业更甚。虽然国家能源局和国开行发布了支持分布式光伏项目融资的意见，但重点支持纳入示范区的项目，而且贷款条件是贷款人的资质，而不是光伏项目本身。
（２） 大型光伏电站只能建在中西部地区，在东部建设收益明显偏低，而西部由于当地负荷水平低和电网送出能力的限制，目前存在“弃光”现象。
（３） 分布式光伏“自发自用、余电上网”政策存在远期负荷水平下降、光伏发电时段与负荷日分布不匹配、反送电量比例高造成效益低等潜在风险。
（４） 分布式光伏度电补贴标准无法照顾低电价建筑，寻找屋顶难。
（５） 开发商在别人屋顶上建设分布式光伏，存在“合同能源管理”所带来的交易风险，包括电价让利和屋面租赁收费不规范的问题。
（６） 电网接入还存在政策界限不清晰、接入点选择有争议等问题。比如一个单位有几座楼，楼顶上的光伏系统最便捷的并网点应当设在该楼宇，甚至是该楼层，但电网公司往往要求几座楼的光伏系统集中到一个并网点，这样不但不合理，而且大大增加了电缆铺设成本；再比如，明明是单位内部中压电网，由单位内部管理，但由于是１０ｋＶ或３５ｋＶ并网，因此被要求按照大型光伏电站到省发改委备案，并网审批也不能走快速审批通道，给开发商带来不必要的麻烦。
（７） 分布式光伏项目补贴采用固定度电补贴，而不是固定收益电价，存在将来随着电网电价上涨而出现“水涨船高”和“不当收益”的问题。
（８） 地方出台的额外补贴政策有利于提高收益率和开放更多的屋面资源，但是随之而来的“地方保护”不利于产业健康整合。
（９） 国家政策和电价补贴都着眼于市场拉动，
虽然扶植光伏产业（制造业）也是重要目的之一，但现实的情况很难避免项目招标低价竞争的现象，制造商无法获利，目前的超低价格是制造商在“输血”。国家每年投入数百亿资金启动光伏市场，但利益传递不到制造业，没有达到“振兴产业”的目的。为了避免超低价竞争和“输血”，很多制造商不得不直接进入电站建设，这又造成了资金紧张，制造商变身工程开发商是一种不正常的现象，但如何避免超低价竞争和实现“扶优扶强”健康的产业整合则是亟待解决的一道题。
（１０） 由于过去几年产能过剩引发的低价、甚至超低价竞争，工程建设也有层层转包的现象，产品质量和安全性都出现了问题，现在已经反映到实际工程上。由于光伏产品的质量和安全问题往往不是在安装验收环节就能暴露出来，所以如何考核光伏产品和工程质量以及系统的安全性也成为急需解决的问题。
２ 解决方案建议（１） 光伏项目融资问题
可根据国能新能［２０１３］３１２号文件精神，促进地方政府建立“统借统还”融资平台。此外，应当尽快建立光伏项目评估、第三方担保、银行放贷以及电站资产证券化和电站交易等新型光伏项目融资机制，从而解决光伏项目融资难的问题。
（２） 对于大型光伏电站东部收益率低的问题①在中国中西部建设（一类和二类资源区）；②降低建设成本；③增加向日跟踪装置，提高发电量；④鼓励东部省区出台地方补贴政策。
（３） 对于西部大型光伏电站限电问题①首先就是“规划同步”的原则，应当要求大型光伏电站的审批和建设一定要与当地电网企业的规划和建设同步，以避免“用不掉、送不出”的问题；②不一定非要集中在西部地区，也可在中国的中部地区建设，如山西、陕西、河北、川北、云南以及吉林、辽宁部分地区。比如，山西省就有７５０万亩盐碱荒地可以用于光伏电站建设，理论可
以安装２亿ｋＷ光伏电站，山西属于负荷中心区，没有“弃光”的问题，大部分电力可以就地消纳，即使向周边省市输送也没有障碍。
（４） 分布式光伏项目负荷不匹配风险和技术层面的问题
①应做好项目先期评估（负荷匹配性、负荷长期稳定性、总装机、自用光伏电量比例等）；②要认真进行收益测算；③加强光伏系统的调节能力（有功、无功调节，负荷侧管理等），以保障配电网安全稳定运行和光伏项目的收益。
（５） 低电价建筑收益低的问题
①进一步降低系统成本；②鼓励地方出台额外补贴政策。
（６） 合同能源管理交易风险的问题
应当规范分布式光伏合同能源管理和让利标准。
（７） 电网接入问题
①清楚界定政策适用范围，建议对于接入低压配电网和单位中压电网内网，自发自用的光伏项目一律按照分布式光伏项目备案和管理，执行分布式度电补贴，适用于分布式光伏的技术标准，接入工程由开发商投资建设，但计量电表由电网企业免费安装；１ＭＷ及以上的光伏系统允许接入公共中压配电网（德国５００ｋＷ以下的光伏系统可以享受“自发自用、余电上网”政策），按照公共光
伏电站项目备案和管理，执行分区光伏上网电价，接入系统由电网企业投资建设；②严格执行“就近接入、当地消纳”的原则，允许一个单位多座楼宇就近接入，多点并网。
（８） 分布式光伏随着电网销售电价上涨而产生“不当收益”的问题
应从国家层面加以考虑。（９） “地方保护”的问题
规范项目招投标，建立投诉渠道。
（１０） 如何促进产业健康整合，如何让优势企业不再输血
现行的技术标准无法达到设置门槛和优胜劣汰的效果。学习Ｔ†Ｖ实行产品分级？学习德国可信任制造商清单作为银行放贷的依据？还是干脆不进行任何干预，任由市场去调节（可能要付出很大代价，甚至优势企业被埋葬）？如何以最小的代价完成产业健康整合的确是摆在政府面前的一道题。
（１１） 如何保障光伏产品和工程质量以及光伏系统的安全性
①不但要坚持严格的检测认证制度，还应当严格工厂监造；②制定光伏系统安全要求标准，并贯彻实施；③改进光伏系统验收程序。比如，
可以
要求ＥＰＣ（系统建设承包商）公司在电站建成后负责一年的运行和维护，一年后按照综合发电效率（Ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ Ｒａｔｉｏ）验收。
四 结束语
国家近期出台的一系列关于光伏
市场发展的政策措施无疑会大大推动中国光伏市场的发展。但在政策实施过程中还应当注意操作层面的问题，“细节决定成败”，如果能够将这些细节问题解决好，使这些政策能够切实贯彻落实，相信中国的光伏市场必将迎来健康、快速的发展。