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光伏電價正陷入兩難境地，不調整，補貼資金存在巨大缺口；調整，又因存在時間差而出現“搶裝潮”，并由此導致項目并網難、補貼資金缺口進一步擴大等問題
電價調整結果出爐 國家發改委在近日發布的《關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知》（以下簡稱“通知”）中明確，自2017年1月1日之后，一類至三類資源區新建光伏電站的標桿上網電價分別調整為每千瓦時0.65元、0.75元和0.85元，比2016年電價每千瓦時下調0.15元、0.13元和0.13元。分布式光伏發電補貼標準維持0.42元/千瓦時不變。 就最終的調整結果來看，要低于此前征求意見稿中所給出的幅度。前期征求意見稿曾公布的一類至三類資源區新建光伏電站的標桿上網電價分別為0.55元/千瓦時、0.65元/千瓦時、0.75元/千瓦時，一類至三類資源區新建分布式發電補貼分別為0.2元/千瓦時、0.25元/千瓦時和0.30元/千瓦時。 華鑫證券發布的報告認為，本次最終版電價，較意見稿中的價格高出不少，超出行業預期，有利于維持光伏行業2017年整體需求。同時，調整后的價格將利于優質企業維持合理的盈利空間，減少行業需求劇烈波動的可能，并積極推動行業內優勝劣汰的步伐，最終向平價上網的目標平穩過渡。 兩大難題 值得注意的是，上述通知還明確，今后光伏標桿電價將根據成本變化每年調整一次。 不過，對于光伏電價而言，正陷入兩難境地，不調整，補貼資金存在巨大缺口；調整，又因存在時間差而出現“搶裝潮”，并由此導致項目并網難、補貼資金缺口進一步擴大等問題。 以江西為例，該省能源局近日就表示，江西省光伏應用發展呈現過熱趨勢，光伏應用后續并網接納將存在較大壓力，極易造成棄光限電的現象發生。 據統計，目前江西全省光伏發電和風電裝機已超過電力總裝機的10%，部分縣光伏發電裝機超過當地電網最大負荷。 江西省能源局分析稱，2017年，該省光伏發電裝機上網容量將超過“十三五”規劃總量，光伏發電消納風險逐步增加，局部地區已存在棄光限電風險，全省光伏發電產業與電網接納能力矛盾日益凸顯。 最新惹人關注的“搶裝潮”，無疑是發生于2016年6月30日前的那波“搶裝”。 根據國家發改委能源研究所研究員時璟麗在由太陽能發電網與《太陽能發電》雜志舉辦的“2016中國分布式光伏品質建設高峰論壇”上發布的數字，2016年前11個月，國內光伏發電新增裝機超過3200萬千瓦，遠遠超過了年初確定的裝機規模。 對于“搶裝潮”下光伏裝機大規模增加的情況，國家能源局也給出了自己的對策，一些省份可以通過提前使用2017年的建設規模，作為追加2016年光伏電站建設規模。 與此同時，國家能源局還表示，追加規模必須通過競爭方式分配，且在分配時要考慮光伏發電成本降低的實際情況，嚴格控制上網電價上限。 不過，就一些省份已經發布的追加規模的項目分配結果顯示，除了個別企業報出了一些較低的電價之外，大部分企業仍以當年的標桿電價為基準，對整體的電價降低并無太大影響。 更加值得注意的是項目分配中的透明度問題。比如，有的省份的項目分配結果顯示，一個項目申報規模為40MW的項目，申報電價為0.94元/瓦，其最后獲得的項目規模為35MW，占其申報比例為87%；而一個申報電價為0.74元/瓦的20MW的項目，獲批的規模為10MW，占比為50%。 類似個案還很多，同樣是申報價格為0.94元/瓦，獲批的項目規模占其申報規模，可以是50%、70%或者其他，顯示出沒有統一、透明的標準。 顯然，當前電價調整方式的弊病已經顯而易見，對于光伏電價而言，如何尋找到更好的調整方式以及調整標準，已是當務之急。
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