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編者按：根據國家能源局發(fā)布的通知，有追加2016年光伏電站建設規(guī)模的省份，可提前使用2017年的建設規(guī)模。不過，從已經發(fā)布增補后光伏發(fā)電計劃競爭性配置結果的一些省份來看，除了個別企業(yè)報出一些較低的電價之外，大部分企業(yè)仍以當年的標桿電價為基準，對整體的電價降低并無太大影響。

國家能源局表示，追加規(guī)模必須通過競爭方式分配，且在分配時要考慮光伏發(fā)電成本降低等實際情況，嚴格控制上網電價上限。

不過，從已經發(fā)布增補后光伏發(fā)電計劃競爭性配置結果的一些省份來看，除了個別企業(yè)報出一些較低的電價之外，大部分企業(yè)仍以當年的標桿電價為基準，對整體的電價降低并無太大影響。

值得注意的是，對于那些寄望通過低電價來獲取項目的企業(yè)而言，結果也并沒有實現(xiàn)。比如，有的企業(yè)雖然報的電價較低，但并沒有因此而獲得所申報的項目規(guī)模，而只是獲得了所申報規(guī)模的一半或稍高。

上述結果意味著，盡管各界對“搶裝潮”頗有爭論，但大部分企業(yè)還是成功的通過這種方式提前鎖定了不菲的收益。

基于此，對于光伏電價而言，如何尋找到更好的調整方式以及調整標準，已是當務之急。否則，當前電價調整方式的弊病已經顯而易見。

通過“先上車、后買票”的方式，固然可以使大多數項目“合法化”，但一個報價0.70元/瓦和一個報價0.88元/瓦的項目，同樣都能獲得合法身份，這可以讓兩個同樣20MW的項目之間的收益之差達到數百萬之多。其中是否有什么貓膩，不由得不讓人生疑。

其次，在明知道補貼資金存在大額缺口的情況下，這種“搶裝潮”下項目規(guī)模急劇擴大的結果，無疑是將所有項目都拉下了水，由此拖延了多數項目電價補貼的發(fā)放。

電價調整結果出爐

國家發(fā)改委在近日發(fā)布的《關于調整光伏發(fā)電陸上風電標桿上網電價的通知》（以下簡稱“通知”）中明確，自2017年1月1日之后，一類至三類資源區(qū)新建光伏電站的標桿上網電價分別調整為每千瓦時0.65元、0.75元和0.85元，比2016年電價每千瓦時下調0.15元、0.13元和0.13元。分布式光伏發(fā)電補貼標準維持0.42元/千瓦時不變。

就最終的調整結果來看，要低于此前征求意見稿中所給出的幅度。前期征求意見稿曾公布的一類至三類資源區(qū)新建光伏電站的標桿上網電價分別為0.55元/千瓦時、0.65元/千瓦時、0.75元/千瓦時，一類至三類資源區(qū)新建分布式發(fā)電補貼分別為0.2元/千瓦時、0.25元/千瓦時和0.30元/千瓦時。

華鑫證券發(fā)布的報告認為，本次最終版電價，較意見稿中的價格高出不少，超出行業(yè)預期，有利于維持光伏行業(yè)2017年整體需求。同時，調整后的價格將利于優(yōu)質企業(yè)維持合理的盈利空間，減少行業(yè)需求劇烈波動的可能，并積極推動行業(yè)內優(yōu)勝劣汰的步伐，最終向平價上網的目標平穩(wěn)過渡。

兩大難題

值得注意的是，上述通知還明確，今后光伏標桿電價將根據成本變化每年調整一次。

不過，對于光伏電價而言，正陷入兩難境地，不調整，補貼資金存在巨大缺口；調整，又因存在時間差而出現(xiàn)“搶裝潮”，并由此導致項目并網難、補貼資金缺口進一步擴大等問題。

以江西為例，該省能源局近日就表示，江西省光伏應用發(fā)展呈現(xiàn)過熱趨勢，光伏應用后續(xù)并網接納將存在較大壓力，極易造成棄光限電的現(xiàn)象發(fā)生。

據統(tǒng)計，目前江西全省光伏發(fā)電和風電裝機已超過電力總裝機的10%，部分縣光伏發(fā)電裝機超過當地電網最大負荷。

江西省能源局分析稱，2017年，該省光伏發(fā)電裝機上網容量將超過“十三五”規(guī)劃總量，光伏發(fā)電消納風險逐步增加，局部地區(qū)已存在棄光限電風險，全省光伏發(fā)電產業(yè)與電網接納能力矛盾日益凸顯。

最新惹人關注的“搶裝潮”，無疑是發(fā)生于2016年6月30日前的那波“搶裝”。

根據國家發(fā)改委能源研究所研究員時璟麗在“2016中國分布式光伏品質建設高峰論壇”上發(fā)布的數字，2016年前11個月，國內光伏發(fā)電新增裝機超過3200萬千瓦，遠遠超過了年初確定的裝機規(guī)模。

對于“搶裝潮”下光伏裝機大規(guī)模增加的情況，國家能源局也給出了自己的對策，一些省份可以通過提前使用2017年的建設規(guī)模，作為追加2016年光伏電站建設規(guī)模。

與此同時，國家能源局還表示，追加規(guī)模必須通過競爭方式分配，且在分配時要考慮光伏發(fā)電成本降低的實際情況，嚴格控制上網電價上限。

不過，就一些省份已經發(fā)布的追加規(guī)模的項目分配結果顯示，除了個別企業(yè)報出了一些較低的電價之外，大部分企業(yè)仍以當年的標桿電價為基準，對整體的電價降低并無太大影響。

更加值得注意的是項目分配中的透明度問題。比如，有的省份的項目分配結果顯示，一個項目申報規(guī)模為40MW的項目，申報電價為0.94元/瓦，其最后獲得的項目規(guī)模為35MW，占其申報比例為87%；而一個申報電價為0.74元/瓦的20MW的項目，獲批的規(guī)模為10MW，占比為50%。

類似個案還很多，同樣是申報價格為0.94元/瓦，獲批的項目規(guī)模占其申報規(guī)模，可以是50%、70%或者其他，顯示出沒有統(tǒng)一、透明的標準。

顯然，當前電價調整方式的弊病已經顯而易見，對于光伏電價而言，如何尋找到更好的調整方式以及調整標準，已是當務之急。