前言

在2016年12月26日，《國家發展改革委關于調整光伏發電陸上風電報告上網電價的通知》中，光伏一、二、三類資源地區的光伏電站標桿電價確定分別0.65、0.75、0.85元/度。這個補貼的下降直接導致了2017年6月30日前的超過20GW以上的光伏電站瘋狂建設、并網。

現在又到了年底的大關了，按照“慣例”，小編竊以為新的標桿電價即將出臺。雖然不知道到底會降多少，但還是來跟大家分析一下在不同電價的情況下，分布式光伏電站的成本需要降低多少才能符合我們的投資要求，并附上的速查表以供各位參考。

因業內大部分電站投資商以融資前稅后內部收益率達到8-8.5%作為決策依據，少部分融資成本高的投資商，甚至要求10%以上的收益率作為投資依據。

一類光伏資源區

測算條件：

1、項目成本含EPC及路條費用

2、運維成本0.07元/瓦/年，含保險

3、裝機容量5MW

4、I類地區有效發電小時數1500小時

5、平均脫硫煤電價0.300元/度

6、電站運營年限25年

7、折舊25年，殘值無

8、租金15萬/年

9、電站PR值80%

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表一：一類地區標桿電價VS建設成本VS全投資項目收益率

由上表可以發現，雖然電價已經降至0.65元/度，投資商成本控制在6元/瓦以下的時候，全額上網項目仍具有相當可觀的項目收益率，但是，由于一類地區的限電及欠補嚴重，項目實際收益率打折現象嚴重。

二類光伏資源區

測算條件：

1、項目成本含EPC及路條費用

2、運維成本0.07元/瓦/年，含保險

3、裝機容量5MW

4、II類地區有效發電小時數1250小時

5、平均脫硫煤電價0.35元/度

6、電站運營年限25年

7、折舊25年，殘值0

8、租金25萬/年

9、電站PR值80%

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表二：二類地區標桿電價VS建設成本VS全投資項目收益率

由上表可以發現，雖然電價已經降至0.75元/度，投資商成本控制在6元/瓦以下的時候，全額上網項目仍具有相當可觀的項目收益率，二類地區的限電情況較少，雖然也面臨欠補問題，項目實際收益率較一類區域要好。

三類光伏資源區

測算條件：

1、項目成本含EPC及路條費用

2、運維成本0.07元/瓦/年，含保險

3、裝機容量5MW

4、III類地區有效發電小時數1100小時

5、平均脫硫煤電價0.38元/度

6、電站運營年限25年

7、折舊25年，殘值無

8、屋頂租金25萬/年

9、電站PR值80%

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表三：三類地區標桿電價VS建設成本VS全投資項目收益率

由上表可以發現，雖然電價已經降至0.85元/度，投資商成本控制在5.75元/瓦以下的時候，全額上網項目仍具有相當可觀的項目收益率，三類地區的基本沒有限電，雖然也面臨欠補問題，項目實際收益率較其他二類區域要好。

結語

實際測算中未考慮補貼延遲問題，大家參考項目測算時需要謹慎。在目前市場上電站建設成本已經低于6元/瓦的情況下，除了因為限電及欠補等“常規”問題因素的影響，實際上全額上網的分布式光伏項目已經做好了應對補貼下降的準備。因此，純數字計算上看來，光伏的標桿上網電價是有下降的空間的，當然如果能保證分布式光伏的電價補貼及時到位，分布式將會駛入發展的高速通道。

來源：PV兔子