但值得警惕的是，新一輪光伏技術競爭已經(jīng)悄然開啟，歐洲正在布局電池組件轉換率達到20%，欲搶占制高點，而中國企業(yè)的精力卻在下游電站開發(fā)，有更多的企業(yè)還在謀求進入，業(yè)內(nèi)人士呼吁警惕新一輪產(chǎn)能過剩。而且，小企業(yè)的不利局面將進一步加劇，補貼、土地、限電“三座大山”壓力仍存，將繼續(xù)蠶食電站利潤。

此外，據(jù)了解，我國可再生能源電力發(fā)展，直接得益于價格和補貼政策，資金主要來源于可再生能源電力附加，經(jīng)歷了五次調(diào)整后目前是1.9分/千瓦時，國家最后一批發(fā)放補貼的項目2013年8月底前并網(wǎng)的。2015年基金補貼約500億元，但累計缺口約400億元。“拖欠2年多不發(fā)放，電站投資收益比預期下降0.5%，相應電價成本推升2.5分/度?！蓖醪A表示，短期內(nèi)缺口無法填補。

雖然當前第六批可再生能源補貼目錄申報終于啟動，但今后資金的持續(xù)性仍令人擔憂。根據(jù)國家發(fā)改委能源研究所研究員時璟麗的測算，按照2020年風電4600億千瓦時，光伏1600億千瓦時，風電、光伏與煤電價差不斷減小，附加應收盡收，當前附加需求為3.1分/千瓦時，光伏補貼需求占比40%左右。

限電的問題同樣嚴峻。數(shù)據(jù)顯示，2015年國家電網(wǎng)調(diào)度范圍內(nèi)累計棄光電量為46.5億千瓦時，棄光率12.62%，全部集中在西北地區(qū)的甘肅、青海、新疆和寧夏四省區(qū)。其中甘肅棄光率達到30.7%，新疆為22%。

“兩年限電20%的情況下，一類資源地區(qū)電價需上升4分/度，二類資源區(qū)電價需上升2毛/度。新能源與化石能源的利益博弈、可再生能源全額收購沒能有效落實、電網(wǎng)建設不配套是限電重要因素。”王勃華稱，經(jīng)濟下行壓力下限電問題嚴峻，短期內(nèi)無解。

此外，土地性質(zhì)及土地稅費的問題也顯在化，由于相關部門評定標準不一，耕地占用稅、土地使用稅等影響提升光伏發(fā)電造價成本，而且地方性的贊助和產(chǎn)業(yè)投資比比皆是，一些地方甚至把項目分配給關系戶。

王勃華算了筆賬，地方性贊助和產(chǎn)業(yè)配套投資造成電站投資成本增加0.2—0.3元/瓦，耕地占用稅如按10—20元/平方米一次性繳納計算，二類和三類資源區(qū)電站建設成本增加2-3毛/瓦，電價成本平均增加3分/度。此外，電站的匯集站、升壓站、線路及間隔等由電網(wǎng)公司大部分采用無償回購的形式，造成電站建設成本增加；以100MW電站項目為例，可造成成本提升2毛/瓦，電價成本增加2分/度。

多部門醞釀“降成本”組合拳

國家能源局發(fā)展規(guī)劃司副司長何勇健在日前召開的“2016中國能源發(fā)展與創(chuàng)新論壇”上表示，當前需要一個相對合理的能源價格和電力價格來支撐中國經(jīng)濟的可持續(xù)發(fā)展，光伏發(fā)電要保持適當?shù)陌l(fā)展速度，而且降電價是必然趨勢，必須倒逼成本下降，優(yōu)勝劣汰，這才是新能源能夠可持續(xù)發(fā)展的基本條件，“目前十三五趨勢，隨著發(fā)展形勢和光伏發(fā)電成本下降，電價水平將降低，力爭2020年實現(xiàn)用戶側平價上網(wǎng)?！睍r璟麗也認為，達到預期目標需要解決限電問題，并且推動產(chǎn)業(yè)進步，此外全額保障收購目前正在征求意見，將緩解和解決非技術性限電問題，向市場化過渡打基礎。而分布式光伏需要盡快探索出答案的關鍵問題商業(yè)模式和投融資模式，下一步發(fā)展結合電改在售電環(huán)節(jié)機制創(chuàng)新，啟動民用建筑分布式光伏市場。

據(jù)她測算，土地費用在初始投資中不高于0.5元/千瓦時，運行期不超過1元/平方米，體現(xiàn)在發(fā)電成本上是0.04-0.05/千瓦時。而金融環(huán)境利好可期，如果融資成本利率再降一個百分點，電價需求降低約0.03元/千瓦時。此外，稅收政策也需要爭取，稅收增值稅即征即退50%，電價需求降低約0.04元/千瓦時。