9月29日，国家发改委出台《关于调整新能源标杆上网电价的通知(征求意见稿)》，拟下调风电、光伏和生物质发电补贴。其中，变化最大的是光伏电价，电站标杆电价降幅在23.5-31.2%之间，分布式度电补贴降幅在28.6-52.4%之间，在行业内外引发较大震动。现就光伏补贴有关情况分析并建议如下：

一、国家对光伏行业补贴取得了重要成效

近年来，尤其是2013年“国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见”（国发〔2013〕24号）下发以来，在各级政府的大力支持下，我国光伏产业快速发展，不但在节能减排，低碳环保方面发挥重要作用，而且整个产业链已经在国民经济发展和结构化转型中占据战略性位置，某种程度上可以说，对光伏领域的可再生能源补贴起到了四两拨千斤的政策杠杆作用。主要体现在以下几个方面：

1、我国光伏行业已占据全球新能源产业链的主导地位。经过近十年发展，国内光伏产业已经形成了最健全产业体系，在全球占统治性地位。上半年电池片、组件出货量均雄踞全球第一，在定价和技术标准领域掌握了相当的话语权，在“一带一路”战略引导及国际贸易保护倒逼下，我国光伏企业的“走出去”步伐也在不断加快，纵观全国各行业，这种绝对的主导地位除了高铁之外只有光伏产业可以实现。在全球能源结构向纵深发展阶段，光伏组件、逆变器企业也日益成为向储能、微电网和能源互联网领域深度延伸的重要基石。

2、光伏产业为经济“稳增长、促发展”提供重要支撑。随着光伏产业链发展壮大，GDP保障和就业拉动作用愈加明显。以1GW电池片+组件基地为样本分析，直接就业人数3000人，拉动物流以及基建配套就业人数2000人；1GW光伏电站投资建设装机和运维带动就业1000人；电站相关设备制造就业2000人；同时光伏发电投资对电缆、钢铁、水泥等行业的集成和拉动效果也非常明显。按照现有产能和装机测算，考虑到新常态下就业弹性系数因素，据估算2016年光伏行业总产值达3500亿元以上，全行业直接就业人口在200万左右，间接影响人口范围更大。产业良性发展将有利于推动落实中央关于稳定经济增长，提高发展质量的工作部署，为稳定和完善宏观经济提供重要支撑。

3、光伏行业完成了了从乱到治的过度，逐步进入到良性发展阶段。从制造端看，在国家补贴以及各项政策支持下，光伏行业已经逐步摘下被诟病的“高耗能、高污染”帽子，主要设备商、组件生产商经技术进步明显，管理日趋规范，单晶和多晶电池产业化效率分别达到了19.8%和18.3%，高效电池达到了21%和19%，从组件寿命周期看，能耗和发电量比可以达到1：33左右，光伏发电能效优势已充分体现。近两年，除了传统业内品牌企业外，相应设备领域更是有国电投、华为、上海电气等优质企业强势介入，都有力推动了行业规模发展和行业形象的重塑。

4、“光伏+”模式有效实现各类社会经济资源的综合利用。一方面分布式光伏打破传统的能源集中供应模式，实现了电力供应和需求精确对接，使闲置屋顶资源产生价值同时，也节省输全社会输配电网投资成本。今年夏季合肥、嘉兴等分布式光伏装机规模较大城市，在用电负荷创历史新高情况下，未进行大规模电网改造和需求侧管控措施就安然度过夏季高温，光伏顶峰的作用初步显现。另一方面，从各能源结构特性看，只有光伏适合建造在荒漠、荒坡、废弃土地之上，并且可以采用渔光互补、农光互补等多种形势，体现废弃土地资源综合利用的良好效果。据不完全统计，全国在一类资源区未利用地装机电站10GW左右，实现年度产值规模可达15亿元左右。

二、光伏发电成本以及下调补贴后收益率分析

光伏产业进步一个重要成果，就是成本有效下降。近一年来，组件价格下降尤为明显，从年初的3.9元/瓦降低到今年最低3元/瓦，巨大降幅也导致了电站整体建设成本的下降。这里结合主流的采购市场行情分析如下（数据来源自三大电站投资商供应链或合作方）：

1、成本分析。

对分布式电站而言，1MW典型项目主要取值如下：

（1）组件：按照目前市场主流价格3.1元/瓦；

（2）主要设备：逆变器（组串式）0.35元/瓦，电缆+支架0.55元/瓦，涉网设备0.5元/瓦（相当部分的电网设备需要投资方购买）；

（3）建安：设计0.03元/瓦，施工（含桥架、水泥压块等辅材）0.7元/瓦，管理费用0.2元/瓦，税费0.2元/瓦；

（4）运维费用计提0.，07元/瓦，综合考虑开发成本，平均建设造价成本5.8元/瓦左右，如果考虑到0.2元/瓦的开发成本，则一个典型分布式项目投资成本在6元/瓦左右。

对地面电站而言，需要增加土建工作量、支架用钢量以及并网设备成本共0.4元/瓦左右，再考虑到额外的开发成本以及土地取得成本，那地面电站总平均投资成本在6.4元/瓦—7元/瓦左右。

2、电站投资收益率测算。

按照上述成本考虑，按照50MW地面电站考虑租金500元/亩，银行基准利率4.9%，限电率5%计算，在一类、二类、三类（北方）的内部收益率（30%自有资金）大概在7%-8%左右。三类地区长江以南地区的内部收益率在5%左右。此外，投资人要额外承担限电、土地使用成本、补贴到账期等不确定性风险。

对分布式电站，按照自发自用分布式电站70%消纳比例测算，资金成本银行基准利率上浮10%，二类和三类地区（长江以北）收益率（30%自有资金）在9%-10%左右，投资人要额外承担电费回收、屋顶使用成本等不确定性风险。

三、目前调价幅度可能造成的影响

综合以上分析，根据成本变化情况，有序下调补贴标准，是非常必要而且合理的，但是应该保证合理的预期范围，充分考虑投资的风险因素，减少对行业的负面冲击。本次调价政策幅度超出市场预期，现将有关情况分析如下：

1、调价幅度过大导致电站投资价值下降

按以上收益率情况分析，在三类偏南方地区农光、渔光互补型的地面电站以及全额上网的分布式光伏投资基本失去价值。尤其对于最符合光伏发电特性的自发自用分布式投资而言，相对于房价高涨带来屋顶资源价值提升，导致收益加速下降而推进愈加困难。从目前市场反馈情况看，两家以上电力央企和多加启动光伏投资的国企已经明确表示，按此降价幅度不再考虑投资增量电站。

2、不利于光伏制造端的科学发展

今年“630”抢装潮后，部分光伏制造企业已经因为组件需求下降而限产停产。可以预见，再引发一轮抢装后，应用侧电站投资将更加急速下降，对制造业造成更大冲击。一方面，目前良性“研发—应用—研发”循环节奏被打破，另一方面，从经济规律上看，年度产值波动超过20%的产业均会出现大面积劳动力就业波动，如果出现不稳定情况将给行业造成严重负面形象。

3、不利于国家能源发展战略目标的实现

国家提出到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%，2030年达到20%的战略发展目标将受到一定影响。尤其是如果大幅度降低补贴，自发自用分布式光伏发展更加困难，相对而言的电网输配电成本始终维持在较高水平，这样即使燃煤价格企稳回升后，燃煤火电大用户直接交易仍然可以维持较大的价格空间，进而刺激燃煤火电的投资冲动。

4、本次价格下调所参考的领跑者投标价格不具有参考性

领跑者投标价无疑推动本次调价决策，但是分析看本轮三个领跑者基地低价投标的原因：一是部分央企出于配额制考虑投资布局，愿意接受极低内部收益率甚至战略性亏损情况。二是应注意领跑者基地各项边界条件不具有普遍代表性，如单体规模100MW，外线投资以及土地成本预期明朗性和部分广告效应等。

四、有关建议

1、合理优化补贴下调幅度

对电站投资建设而言，考虑到人工成本和原材料成本上涨预期，电站建设成本很难短期进一步下降。建议按照根据8%-10%（新兴产业指导GDP增速在8%)内部收益率倒推补贴标准，在本次征求意见稿基础上回调0.05-0.1元/瓦；尤其是三类地区下调幅度不宜过大，维持在0.85-0.88元/瓦区间较为合适。

尤其建议对分布式光伏发展给予支持，考虑到自发自用分布式实际规模较小，补贴缺口压力不大。建议可以维持分布式补贴不变，如果实在需要下调，建议三类地区按照光照资源差别进一步细分补贴，北方降低至0.35元/瓦，长江以南地区仍然维持0.42元/瓦补贴或者微调即可。

2、建立透明合理的补贴价格调整机制

如前所述，年底一次性大幅度集中降价不利于引导行业合理预期，建议建立合理规范的调价机制，进一步明确并公开补贴降价政策的决策依据，引导市场主体合理规划，有序发展。如设定2016年、2017年、2018年前降幅的明确预期，设置触发调价周期的边界条件（领跑者投标均价、各省普通地面电站竞价结果取值、组件市场价等）作为参考，以此来科学合理推动光伏产业的逐步摆脱对补贴的依赖。

3、推动电力市场化改革，加强市场监管和监控

在改革中消化问题，通过市场手段引导企业推进研发，引导社会资本介入逐步取代行政补贴是行业的治标之本。建议一方面以本轮电力体制改革为契机，积极针对可再生能源发展推动政策突破，如引导可再生能源就近消纳，合理核定局域电网输配电价，重点推动分布式光伏在配网内利用合理配电价格开展直接交易，减少项目对国家补贴依赖。另一方面，也需要加强市场监管，尤其在电站投资和运营等环节加强监管，避免再次出现“炒路条”的情况，或者在补贴大幅度下降后出现项目建设质量也随之下降的情况。

4、加快启动推动绿色证书制度和全国统一的碳市场建设

绿色证书和碳市场都是以市场化的方式实现对可再能生源发展的补贴有效手段，也可以刺激火电、钢铁、化工等企业的在新能源领域的直接投入，这都是可再生能源摆脱对补贴依赖的治本之策。建议尽快明确构建绿色证书交易和碳市场的时间表和技术路线图，推动制定市场交易和操作规则，启动市场交易，早日实现光伏发电乃至可再生能源行业的真正平价上网。