“5月至6月，供不應求，客戶不停催貨；7月開始，新上的項目，標桿電價下降了0.13元/千瓦時，現在為0.85元/千瓦時，客戶擔心回本時間拉長了。”提及分布式光伏，19日，青島一家新能源公司的王姓項目經理抱怨說。這是我國分布式光伏行業正在發生微妙變化的一個縮影——裝機增長明顯，下調后的新標桿電價仍明顯高于國內煤電、核電、水電的價格。

　　度電成本下降是“十三五”期間光伏業的主要任務之一，是什么導致了光伏發電價格居高不下？土地、設備等難降的投資成本之下，分布式光伏投資商如何權衡收益與投資？

　　國家能源局數據統計，上半年光伏電站新增裝機1700萬千瓦左右，分布式光伏新增700萬千瓦，為2016年同期新增規模的近3倍，居民分布式戶用裝機數量是去年同期的7倍；另一方面，下調后的新標桿電價仍偏高。晶科能源今年5月中標的阿布扎比1177兆瓦Sweihan光伏獨立發電項目電價已低至2.42美分/千瓦時（折合人民幣0.167元/千瓦時）。據悉，3-4美分/千瓦時的光伏電價在中東、南美等許多國家和地區很常見，那么，我國本土光伏電價為何居高不下？

　　“分布式光伏的屋頂租金越來越高，從業以來，親身經歷了每平方米每年2-3元到如今的每平方米7-8元，甚至是10元。”19日上午，一大型新能源公司山東市場項目部顏姓經理（下稱“顏先生”）透露，這也折射出分布式光伏逐漸攀升的成本。

　　采訪中記者獲悉，土地性質的確認也是導致分布式光伏價格高企的原因之一。18億畝耕地紅線之下，光伏電站多選擇在一般農用地、荒山林地上建設，“國土部門和林業部門，對于土地的定性會有差異，”一位受訪的分布式光伏投資商分析說，國家層面鼓勵“林光互補”，但林地植被恢復費現在已經從每平方米2元上漲到3元，灌木林從每平方米3元提升至不低于6元。安置補償、征地補償、地面附著物補償等費用疊加，土地成本有增無減。一個20兆瓦的農業光伏項目，土地經流轉或者轉變性質變為建設用地后，新增的成本至少要2000萬元以上。

　　“同樣面積的一塊地，地面光伏電站和農光互補電站（溫室大棚或者無棚喜陰作物等）的模式不同，投入和產出也截然不同。”中建材信息技術股份有限公司新能源事業部山東區域總監陳安東，19日上午接受記者采訪時舉例說，“農光互補模式還要增加金屬支架、施工人力、設備等投入，且同樣面積下其裝機規模只能達到地面光伏裝機規模的7-8成。”

　　土地成本之外，接入電網的費用，也是成本中的“大塊頭”。顏先生坦承，大型集中式電站，可以攤薄電網接入的成本，但在小型特別是分布式電站上，接入電網的投資很難“稀釋”。

　　據悉，分布式電站一般是6兆瓦以下，接入電網需要一個10千伏的升壓站，就近接入電網的費用在400萬元左右，若不能就近接入，整體投資會增加100萬元到200萬元。基于此，光伏投資商和建設方，一般有一套嚴控成本的核算體系，根據每個地區的裝機容量不同，設定外線接入的距離等限制“門檻”。

　　“價格要控制在每瓦0.2元到0.3元之間，若每瓦超過1元，這單業務就入不敷出，劃不來了。”顏先生分析說。“接入電網的投資，一公里高達50萬到60萬元。國外很多光伏電站項目，接入由當地政府負責，但在國內，要靠光伏企業自己去完成。”知情者對記者透露。另一方面，出于技術標準方面的考量，企業即使愿意承擔接入電網的費用，也未必會得到電網公司的同意。

　　根據我國光伏產業“十三五”規劃，到2020年裝機總量達到150吉瓦，“十三五”時期，每年將新增15吉瓦-20吉瓦的光伏發電，政策推動之下，分布式光伏業增長迅速，顏先生的業務就由之前的地面光伏電站為主轉為分布式光伏為主。

　　國家能源局新能源辦公室相關人士之前公開表示，鑒于已經顯示出來的巨大潛力，未來我國光伏的發展方向重點放在了中部和東部的分布式光伏電站上。

　　“7月1日執行新標桿電價之前，客戶天天催貨，今年上半年營業額就突破了8億元，而去年一整年的營業額是9億多元。”陳安東對于今年分布式光伏的增速感受深刻。

　　不可否認，分布式光伏的疾行，離不開國家政策的推動，尤其是離不開補貼這個“拐杖”。上述受訪的王姓項目經理算了一筆賬，建筑面積50平方米的民房陽面屋頂，其裝機容量是5千瓦，用戶的投資約需4萬元，一年發電7000千瓦時，并網電價是0.85元/千瓦時，用戶年發電收入5950元，如果沒有補貼，需要7年才能回本。“好在每千瓦時能拿到的補貼為0.42元，且根據政策，20年補貼期限不變，這種局面之下，用戶才有積極性。”

　　根據我國制定的2020年實現居民側光伏發電平價上網的發展目標，2020年國內光伏發電每度成本須降至0.56元以下，較目前0.7元的成本須下降25%以上。

　　如何下降？陳安東給出一條建議，“光伏組件等設備成本在技術提高的基礎上，有比較大的施展空間，比如電池片的金剛線切技術，在這一技術帶動下，組件成本有望會下降到一個較低的水平。”