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“2016年，國內外光伏需求旺盛，中國、美國、印度市場將繼續保持高速增長勢頭。2016年6月上網標桿電價將下調，將會使得搶裝提前至上半年，國內市場呈現出先緊后松的態勢，全年新增裝機在20GW，2020年國內累計光伏裝機至少在150GW。”王勃華稱，國內制造業布局將更加全球化，新技術應用和新產品開發速度將加快，電站開發將向中東部傾斜。

但值得警惕的是，新一輪光伏技術競爭已經悄然開啟，歐洲正在布局電池組件轉換率達到20%，欲搶占制高點，而中國企業的精力卻在下游電站開發，有更多的企業還在謀求進入，業內人士呼吁警惕新一輪產能過剩。而且，小企業的不利局面將進一步加劇，補貼、土地、限電“三座大山”壓力仍存，將繼續蠶食電站利潤。

此外，據了解，我國可再生能源電力發展，直接得益于價格和補貼政策，資金主要來源于可再生能源電力附加，經歷了五次調整后目前是1.9分/千瓦時，國家最后一批發放補貼的項目2013年8月底前并網的。2015年基金補貼約500億元，但累計缺口約400億元。“拖欠2年多不發放，電站投資收益比預期下降0.5%，相應電價成本推升2.5分/度。”王勃華表示，短期內缺口無法填補。

雖然當前第六批可再生能源補貼目錄申報終于啟動，但今后資金的持續性仍令人擔憂。根據國家發改委能源研究所研究員時璟麗的測算，按照2020年風電4600億千瓦時，光伏1600億千瓦時，風電、光伏與煤電價差不斷減小，附加應收盡收，當前附加需求為3.1分/千瓦時，光伏補貼需求占比40%左右。

限電的問題同樣嚴峻。數據顯示，2015年國家電網調度范圍內累計棄光電量為46.5億千瓦時，棄光率12.62%，全部集中在西北地區的甘肅、青海、新疆和寧夏四省區。其中甘肅棄光率達到30.7%，新疆為22%。

“兩年限電20%的情況下，一類資源地區電價需上升4分/度，二類資源區電價需上升2毛/度。新能源與化石能源的利益博弈、可再生能源全額收購沒能有效落實、電網建設不配套是限電重要因素。”王勃華稱，經濟下行壓力下限電問題嚴峻，短期內無解。

此外，土地性質及土地稅費的問題也顯在化，由于相關部門評定標準不一，耕地占用稅、土地使用稅等影響提升光伏發電造價成本，而且地方性的贊助和產業投資比比皆是，一些地方甚至把項目分配給關系戶。

王勃華算了筆賬，地方性贊助和產業配套投資造成電站投資成本增加0.2—0.3元/瓦，耕地占用稅如按10—20元/平方米一次性繳納計算，二類和三類資源區電站建設成本增加2-3毛/瓦，電價成本平均增加3分/度。此外，電站的匯集站、升壓站、線路及間隔等由電網公司大部分采用無償回購的形式，造成電站建設成本增加;以100MW電站項目為例，可造成成本提升2毛/瓦，電價成本增加2分/度。

多部門醞釀“降成本”組合拳

國家能源局發展規劃司副司長何勇健在日前召開的“2016中國能源發展與創新論壇”上表示，當前需要一個相對合理的能源價格和電力價格來支撐中國經濟的可持續發展，光伏發電要保持適當的發展速度，而且降電價是必然趨勢，必須倒逼成本下降，優勝劣汰，這才是新能源能夠可持續發展的基本條件，

“目前十三五趨勢，隨著發展形勢和光伏發電成本下降，電價水平將降低，力爭2020年實現用戶側平價上網。”時璟麗也認為，達到預期目標需要解決限電問題，并且推動產業進步，此外全額保障收購目前正在征求意見，將緩解和解決非技術性限電問題，向市場化過渡打基礎。而分布式光伏需要盡快探索出答案的關鍵問題商業模式和投融資模式，下一步發展結合電改在售電環節機制創新，啟動民用建筑分布式光伏市場。

據她測算，土地費用在初始投資中不高于0.5元/千瓦時，運行期不超過1元/平方米，體現在發電成本上是0.04-0.05/千瓦時。而金融環境利好可期，如果融資成本利率再降一個百分點，電價需求降低約0.03元/千瓦時。此外，稅收政策也需要爭取，稅收增值稅即征即退50%，電價需求降低約0.04元/千瓦時。

記者了解到，今年國家發改委、能源局將通過實施領跑者計劃、競爭電價政策引導企業降低光伏成本，正和財政部、國土部、稅務總局、國開行等部門協調出臺補貼、土地利用、稅收、走出去、光伏扶貧等方面的新政。

國家能源局新能源司副處長邢翼德表示，今年將積極推動提高可再生能源電價附加，當前正和財政部有關部門協商，建議將居民、農業、自備電廠等納入征收目錄，并進一步簡化補貼手續。與此同時，將鼓勵就地消納，規模上向中東部傾斜，同時鼓勵各種光伏發電形式的業態。

據透露，包頭、陽泉、大同、濟寧等一批GW級“領跑者”基地建設項目，將繼續進一步拉動高效電池市場需求。針對用地問題，國家能源局和國土部等有關部門將進一步溝通出臺差別化用地操作性的文件，同時屋頂光伏是戰略重點，要結合電力體制改革的售電側改革來做，同時將新能源和微電網結合起來。此外，還將放管結合，通過競爭配置項目資源，目前相關文件正在征求意見。

來源：北京報道

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