2018年光伏地面电站上网电价较2017件下调0.1元/度，在一类、二类、三类地区分别为0.55元/度、0.65元/度与0.75元/度，与光伏上网电价下调相对应的是2017年12月19日中国启动了全球最大的碳排放交易系统，这一消息使得新能源板块股票一片飘红，究其原因是像光伏电站这样的新能源项目不仅可以靠售电赚钱还可以买碳了，随着特高压输电线路的不断建设，光伏发电成本的不断下降，2018年你还投资光伏吗？

2018年光伏补贴政策变化

国家发展改革委于2017年12月22号下发《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》，要求降低2018年1月1日之后投运的光伏电站标杆上网电价，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源地区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.55元、0.65元、0.75元（含税）；村级光伏扶贫电站上网电价分别为0.65元、0.75元、0.85元；通知规定，2018年1月1日以后投运的、采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴标准降低0.05元，即补贴标准调整为每千瓦时0.37元（含税）。采用“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行。

售电收入是光伏电站的主要收入来源，光伏电站的经济运营周期一般为25年，2013年8月26日国家发改委发布的发改价格〔2013〕1638号，文件中明确提出：光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。也就是说至少20年内光伏电站的收入现金流是稳定的。光伏上网标杆电价政策是根据光伏发电的当前成本，并考虑合理利润后制定的电价，光伏电站的运营商以这样的价格将光伏电量出售给电网企业。其中高出当地脱硫煤火电机组上网标杆电价的差额部分采取全网分摊的办法对电网企业进行回补，光伏上网标杆电价政策主要适用于大型光伏电站。

目前我国光伏电站建设初始投资价格在7～8元/瓦，即投资一个10MW的光伏电站的初始投资额在7千万～8千万。在一类地区有效发电时长约1500小时/年，1瓦一年发电量大约1.5度，如果按照上网电价0.55元/度计算的话，收益是0.825元/年，10MW每年的售电收入为825万。2017年一类地区光伏上网标杆电价为0.65元/度，与2017年并网发电的10MW光伏电站相比年收入降低了150万元。

弃光现象将会好转吗？

2017年中国光伏新增装机达53GW，比2016年增长53.6%。难能可贵的是，在新增装机规模大增的情况下，2017年弃光率出现明显下降，说明我国促进可再生能源消纳的一系列政策效果显现。国家能源局日前公布，2017年，全国光伏发电量1182亿千瓦时，比2016年增长78.6%。全国弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%，比2016年下降4.3个百分点。业内专家预计，2018年弃光率有望延续下降态势，但若要实现“控制在5%以内”目标，仍需时日。

弃光是运营光伏电站的主要风险，随着国家特高压输电网络的建设和国家对新能源发电在总发电量所占比例不断提高的要求下，光伏电站弃光风险正在逐年降低，这也为在上网标杆电价下降的情况下投资光伏电站仍有吸引力提供了保证。但是在选择投资光伏电站项目时仍然要考虑到项目所在地的具体情况，根据当地新能源发电上网政策，用电情况，输配电网络建设情况来具体估计项目的弃光率。

以我国西部地区10MW光伏电站为例，年发电量在1400～1600万度，取平均发电量为1500万度，考虑弃光现象的存在2017年售电收入1500×0.65×（1-6%）=916.5万元，预计2018年弃光率降低至5%，那么售电收入1500×0.55×（1-5%）=783.75万元，弃光率的降低在一定程度上缓解了售电现金流的减少对投资收益的影响。

碳交易有望成为光伏电站的另一现金流来源

2017年12月9日，中国启动了全国碳排放权交易体系，中国碳市场规模将超过欧盟成为全球最大的碳交易市场。这对于光伏电站来讲意味着什么呢？我国碳配额制度下，企业实际排放量超出分配总量时，超出部分需购买；实际排放量少于分配总量时，结余部分可出售。碳配额属强制减排，而核证自愿减排量（CCER），可作为其抵消机制。

据了解，可再生能源发电、植树造林、农业、建筑、交通运输等多个专业领域，都可以开发CCER项目。不同领域的不同项目，对应有不同的方法学。“方法学，是指用于确定项目基准线、论证额外性、计算减排量、制定监测计划等的方法指南。”按照对应的方法学，一座光伏电站的发电量可以折算成自愿减排量。业主如果想把它开发成CCER项目，那么需要走完项目文件设计、审定、备案、实施与监测、减排量核查与核证、减排量签发6个流程。随后，该项目便可赴碳市场参与交易，由碳配额不够用的单位购买。

按照目前CCER的市场价格，每兆瓦光伏发电项目年均收益约为2万元左右。那么一个10MW的光伏电站每年卖碳的收入可以达到20万左右，随着碳市场的不断成熟，国家对环保的要求不断加强，光伏电站在碳排放方面的收入还会增加，并且成为稳定的现金流来源。

2018，在一类地区投资10M光伏电站还有吸引力吗？

在光伏电站建设成本降低、碳排放市场开放，上网标杆电价下降的情况下，投资一个光伏电站还能不能有诱人的收益呢，我们假设在一类地区比如甘肃地区投资建设一个10MW的光伏电站，年平均发电量为1500万度，平均弃光率5%～6%，建设期6～8个月，2018年12月31日前能够并网运营，初始投入资本7元/W，上网标杆电价0.55元/度（含税），财务评价周期25年，残值率5%，出售CCER收入20万/年，考虑到标杆上网电价可持续20年，光伏电站系统效率衰减，地方政府补贴政策变化等不确定的因素，粗略的估算出大概的内部收益率IRR在6.5%～8.26%左右，投资回收期为10年左右。不难看出在2018年投资光伏电站还是有吸引力的，尤其在碳排放市场开放的环境下，光伏电站的收入来源不仅限于售电收入，将来的碳排放权收入也将对收益率带来不小的正面影响。

结语

综合来看影响光伏项目投资收益的三大因素：上网标杆电价、光伏电站建设成本以及碳交易体系形成对光伏电站的影响。尽管上网标杆电价又下调了0.1元/度，考虑到光伏电站后期运营成本低、弃光率的降低等都保证了现金流的稳定，加之碳排放体系的建立会给光伏发电带来额外的现金流，如若在使用债券或信贷作为部分投资来源，回报率可以进一步得到放大，2018年，投资光伏电站仍然不失为一个好的选择。考虑到各个地区基础设施建设、用电量以及新能源政策等情况的不同，弃光率仍然是光伏电站项目最大的风险，即使总的弃光率已经控制在了很好范围内，但具体项目还需重视弃光风险因素的分析。

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