今年9月，國家發改委發布《關于調整新能源標桿上網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電價的變化做出了設定。近日，又傳2017年光伏標桿上網電價即將出爐，一二三類資源區電價分別定在0.6、0.7、0.8元/千瓦時，將于不久后正式下發。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。技術要創新是一定的，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年平均發電小時數1300~1600h，二類電價區年平均發電小時數1100~1400h，三類電價區年平均發電小時數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。同時因業內大部分電站投資商以融資前稅前內部收益率達到8%作為決策依據，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;

其他條件按照常規項目考慮。

測算的結果見下表



注：25年平均滿發小時數區間未囊括對應資源區的所有發電水平情況

從反算投資的測算來看，形式不甚樂觀。雖然三類資源區都出現了7700元/kW及以上的反算投資。但這些區域作為近幾年投資開發的熱土，合適的資源已經很少。大部分還是要向各類資源區內資源情況較一般的地區尋找合適的項目。若再結合補貼滯后、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。