—— 國家能源局、財政部、發改委價格司間的光伏數學題

新的光伏上網電價出臺在即，從最初的征求意見稿開始，關于電價調整的建議就在行業內不絕于耳，這些聲音更多的是從光伏系統的成本等方面來分析的。這里，我們嘗試從另一個角度來梳理國家能源局、國家財政部及國家發改委價格司之間關于探討光伏上網電價的另一條邏輯線。

首先，上述三個部委在可再生能源領域的職能分工如下：國家能源局新能源和可再生能源司負責指導協調新能源的發展，以及組織擬定光伏等新能源的發展規劃、計劃和政策并組織實施;國家財政部經濟建設司負責國家可再生能源電力附加的征收和國家可再生能源發展專項資金的管理;國家發改委價格司負責電價制定及調整。

在這個邏輯鏈條中，核心是國家可再生能源發展專項資金的資金狀況。目前，中國的可再生能源電力附加為0.019元/千瓦時，以2015年第二、三產業用電量為4.7萬億度電計算，2016年增幅3%預估，可再生能源專項基金征收額理論上應超過800億。但事實上，2015年可再生能源專項基金只收到了約510億，超過100億的資金沒有收上來。這主要是因為大量工業用電來自于自備電廠，以及各種原因造成的征收缺口。預計2016年的可再生能源專項基金征收額實際約為700億。

截至2016年底，中國將有75GW的累計光伏并網裝機。按照平均每度電需要0.55元/千瓦時的補貼、平均20年有效利用小時數為1200小時計算，從2017年開始，這些累計裝機每年所需的補貼約為495億人民幣。

而中國風電裝機在2015年底便達到129GW的裝機，2016年底將有望超過150GW，其年度補貼需求比光伏要高，此外生物質發電，發電接網工程和公共獨立系統項目也需要相應的補貼。因此國家可再生能源發展專項資金的補貼缺口非常大。

初步估計，到2017年底，國家可再生能源發展專項資金要達到每年1300億左右才能覆蓋每年所需的補貼。

因此，電價定價、指標規模以及國家可再生能源發展專項資金的規模互相之間息息相關。光伏們將嘗試進行粗略分析，在此提示，很多數據采用粗略估算，主要是突出計算思路。

地面電站部分

基準：以207年為例，如果新增地面電站光伏指標(注：2017年的新增裝機中有一部分是2016年的指標，所以本文按照新增指標發放量計算)約15GW，三類地區的地面電站標桿上網電價為0.8、0.7、0.6元/千瓦時。

在這種情況下，按照20年平均有效利用小時數1200計算，扣除燃煤標桿上網電價后平均補貼0.4元/千瓦時計算，這部分指標的年度補貼需求為72億人民幣。

——如果三類地區均上調0.05元/千瓦時，這15GW的裝機按照平均1200有效小時數計算，將增加9億的年可再生能源補貼;

——如果三類地區中只增加Ⅲ類地區的上網電價，從0.8元/千瓦時增至0.85元/千瓦時;假設Ⅲ類地區的裝機量為8GW(借鑒2016年三類地區的指標)，那么增加的年度補貼為4億人民幣;

——如果2017年的指標計劃增加5GW，但不調整0.8、0.7、0.6元/千瓦時的上網電價，按照平均1200有效利用小時數計算，三類地區平均補貼額為0.4元/千瓦時，那么5GW指標需要的補貼額為24億人民幣;

——如果既增加2017年的年度指標5GW，又提升2017年的上網電價(0.85、0.75、0.65)，那么新增指標對年度補貼的需求量為24億，而上網電價上調對年度補貼的需求量為10億，總的年度補貼需求增加了34億人民幣。

BTW

上述分析全部無效!!!

因為2017年各省將全面實施競爭性配置辦法

也就是上網電價要競價!!!

在競價情況下，地面電站所需的國家可再生能源補貼將有所減少。

在基準條件下，如果Ⅱ、Ⅲ類地區競價下平均中標電價下降0.05元/千瓦時，以Ⅱ、Ⅲ類資源區指標占總指標的80%計算(即12GW)，再按照20年平均年有效利用小時數1300計算，可減少每年7.8億的補貼需求。如果這部分減少的補貼用于增加指標的補貼，可對應800MW的新增指標;如果中標電價平均下調0.1元/千瓦時，則減少的補貼需求可以滿足1.6GW的新增指標。

如果平均中標電價下降0.05元/千瓦時，那么實際平均中標電價是0.75、0.65和0.6元/千瓦時(Ⅰ類地區目前限電狀況慘烈，就設定不競價了)，這么看跟第一版的征求意見稿幾乎相同;如果平均電價下降0.1元/千瓦時，還會有企業投嗎?

我們再嘗試反方向推算下。如果三類地區電價全部上漲0.05元/千瓦時，分別達到0.85、0.75、0.65元/千瓦時，采用競價配置指標后，平均中標電價為0.8、0.7、0.65元/千瓦時，這個電價將基本滿足各電站投資商對項目收益率的要求，并且還為競價的開展留足了空間。

結論：從上調電價和增加指標來看，上調電價0.05分/千瓦時所帶來的可再生能源補貼需求要小于增加指標，并且實施競價后，本身對可再生能源補貼的需求還會減少。因此，定價0.6、0.7、0.8元/千瓦時和定價0.65、0.75、0.85元/千瓦時，對地面電站來說，所需的補貼差異并不大，關鍵在于指標的發放量。定價差額0.05元/千瓦時，最主要的影響體現在分布式光伏的發展中。

分布式光伏部分

分布式光伏方面，我們分別以全額上網和“自發自用、余電上網”兩種模式測算。

1GW全額上網分布式光伏(主要集中在Ⅱ、Ⅲ類資源區)，按照平均1200有效利用小時、扣除當地脫硫電價后平均需要0.4元/千瓦時補貼計算，這部分需要的年度可再生能源補貼為4.8億人民幣。如果三類地區的標桿上網電價均提升0.05元/千瓦時，則這部分的補貼增加了0.6億人民幣，即年度補貼總額為5.4億人民幣。

1GW“自發自用、余電上網模式”的分布式，按照Ⅲ類地區占70%、Ⅰ、Ⅱ類地區占30%計算，20年平均年有效利用小時數分別按照1100和1400計算，0.4和0.35元/千瓦時的補貼平均后3.08億和1.47億，總量為4.55億。

電力“十三五”規劃中，分布式光伏發展目標是再2020年達到60GW，平均每年增加至少10GW。按照先慢后快的計算方法，假設2017年分布式光伏新增6GW的話，如果全部采用自發自用，需要每年所需補貼約27.3億;如果全部采用0.6、0.7、0.8元/千瓦時電價下的全額上網方式，則年度補貼需要28.8億;如果全部采用0.65、0.75、0.85元/千瓦時電價下的全額上網方式，則年度補貼需要32.4億。

因此，6GW的全額上網分布式在0.65、0.75、0.85電價下，與0.6、0.7、0.8電價相比，所需的年度補貼差額為3.6億;如果與6GW自發自用分布式相比，所需的年度補貼差額為5.1億。而地面電站競價后減少的可再生能源補貼有望達到10億。

如果標桿上網電價定在較高的價位，分布式光伏的發展規模也會更大，將有效彌補地面電站指標有限發放后市場規模的縮減。

結論：平衡難度較大

在有限的可再生能源發展專項資金面前，合理的指標分配競價可以有效的減少對補貼額度、適當上調光伏標桿上網電價后的全額上網分布式光伏不會大幅增加補貼需求并且能促進分布式光伏的發展。

對于國家能源局新能源司：

20-25GW的年度國內市場規模將有助于中國光伏產業平穩發展;

2020年各發電企業非水可再生能源發電量應達到全部發電量的9%以上，指標還需要繼續發;

是要更多的地面電站還是推動更多的分布式光伏裝機是一個選擇;

如何平衡國家層面的宏觀調控與部分地方政府激進的可再生能源發展規劃;

分布式光伏方面，是引導企業選擇全額上網模式還是“自發自用、余電上網”模式?還是留足了空間，讓企業根據不同的屋頂狀況選擇更適合的方式?

對于國家發改委價格司：

合理的電價取決于國家能源局合理的指標配置辦法;

中國日照資源差異很大，如何平衡不同區域的收益率?

電價高、補貼缺口增加;電價低、企業投資動力不足，對產業發展不利。

對于財政部經濟建設司：

眼看著補貼缺口越來越大，第六批補貼目錄中的電站尚拖欠部分補貼欠款。短時間內可再生能源電力附加上漲無望，希望通過配額和綠證來減少對可再生能源基金的過度依賴;

如果自備電廠等的可再生能源電力附加征收到位，每年可帶來約100億的補貼款;

如何平衡已經拖欠的補貼以及新增裝機所需要的補貼。

最后的問題來了，中國光伏企業是想要更高的電價還是更多的指標呢?