今年9月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于調(diào)整新能源標桿上網(wǎng)電價的通知征求意見稿》(以下稱為《意見》)，對于三類新能源上網(wǎng)電價的變化做出了設定。近日，又傳2017年光伏標桿上網(wǎng)電價即將出爐，一二三類資源區(qū)電價分別定在0.6、0.7、0.8元/千瓦時，將于不久后正式下發(fā)。光伏補貼下降是必然的定局，在這個大背景下，不得不說是對設備廠商、電站投資商的又一次嚴峻考驗。技術(shù)要創(chuàng)新是一定的，利潤被壓縮也是一定的，但是補貼下降后，原先能做的電站現(xiàn)在還能不能做了?花多少錢才能做下來呢?

本文按照一類電價區(qū)年平均發(fā)電小時數(shù)1300~1600h，二類電價區(qū)年平均發(fā)電小時數(shù)1100~1400h，三類電價區(qū)年平均發(fā)電小時數(shù)900~1200h，計算電價下降后，需要達到8%的收益時，投資應該控制在什么水平。因項目個體具體條件不同，這里只討論在基本模型前提下，電價下降則投資變化的情況。同時因業(yè)內(nèi)大部分電站投資商以融資前稅前內(nèi)部收益率達到8%作為決策依據(jù)，此處測算代表項目收益的指標為融資前稅前收益率。

基本模型設定如下

資本金比例20%;

所得稅25%，三免三減半;

增值稅17%;

項目壽命期25年;

其他條件按照常規(guī)項目考慮。

測算的結(jié)果見下表



注：25年平均滿發(fā)小時數(shù)區(qū)間未囊括對應資源區(qū)的所有發(fā)電水平情況

從反算投資的測算來看，形式不甚樂觀。雖然三類資源區(qū)都出現(xiàn)了7700元/kW及以上的反算投資。但這些區(qū)域作為近幾年投資開發(fā)的熱土，合適的資源已經(jīng)很少。大部分還是要向各類資源區(qū)內(nèi)資源情況較一般的地區(qū)尋找合適的項目。若再結(jié)合補貼滯后、限電等方面的實際情況，光伏項目投資的前期咨詢和測算工作應該重視起來，以便降低投資風險，作出更好的投資決策。