7月1日起，我国新建光伏电站开始执行2017年度标杆电价，即三类资源区电价分别下调至0.65、0.75和0.85元/千瓦时，比2016年度标杆电价每千瓦时大幅下调0.15元、0.13元、0.13元。但值得注意的是，新标杆电价仍大幅高于国内煤电、核电、风电、水电价格，更是远超同期国际光伏发电项目。
今年5月底，晶科能源中标的阿布扎比1177兆瓦Sweihan光伏独立发电项目电价已低至2.42美分/千瓦时，折合人民币0.167元/千瓦时;3-4美分/千瓦时的光伏电价在中东、南美的许多国家亦是屡见不鲜。
当全球装有“中国制造”的组件和逆变器等核心产品的光伏电站屡现电价新低之时，为何中国本土光伏电站价格却如此之高?
土地价格高企
7月21日，国家能源局就2017年上半年能源形势召开新闻发布会，新能源和可再生能源司司长朱明在会上指出，上半年我国光伏装机达1.02亿千瓦，继续稳居世界第一。但我国光伏电价在全球排名中也居于高位。
“在很多国家，光伏电站的用地很便宜，甚至由政府免费提供。而国内地面电站的土地租金通常每平米在300-500元/年。”隆基绿能光伏科技股份有限公司总裁李振国首先将高电价归因于土地价格。他告诉记者，尤其是随着分布式光伏的发展势头日盛，屋顶租金更是水涨船高。“‘6·30’前，有的屋顶价格已经高到每平米每年10元，按这个价格计算，几乎一半的收益都要用来支付屋顶租金。”
除租金高企之外，土地性质的确认也是困扰光伏行业的一大难题。根据国土资源部发布的《关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见》，“光伏发电建设占用农用地的，所有用地部分均应按建设用地管理”。
而在高用电负荷的中东部地区，戈壁、荒地等尚未利用土地稀缺，多数光伏电站只能选择在一般农用地上建设。有光伏企业负责人还向记者表示，很多项目通常在核准开建时仍不能明确土地性质，“最后就都按建设用地算。一个20兆瓦的农业光伏项目，仅此一项，新增的土地成本至少要2000万以上。”
对此，江苏可再生能源行业协会秘书处主任周勇也表示，一方面很多企业照搬在西部建设电站的做法，忽略了中东部地区的土地问题，而另一方面，一些地方政府在执行过程中急功近利，急于收取土地资金，客观上也导致了土地成本增加。
但如果占用林地，虽然在国家层面已经放开“林光互补”模式使用宜林地，但宜林地的使用成本也在水涨船高。根据财政部和国家林业局随后联合发布的《关于调整森林植被恢复费征收标准引导节约集约利用林地的通知》，光伏电站常见的宜林地植被恢复费从每平方米2元上涨到3元，林地、灌木林从每平方米3元提升至不低于6元。
此外，安置补偿、征地补偿、地面附着物补偿等费用叠加，土地成本无形之中被继续推高。
融资成本过高
土地问题丛生的同时，资金成本过高也成为困扰企业的又一难题。目前，在欧盟或者日本，很多光伏建设的资金使用年息约为2%左右，“在国内，根据企业的信用评级，一些AAA级央企的发债年息可以维持在约3%的水平，部分国有企业在6%左右，而综合整个行业内的企业情况，资金使用年息通常要在7%-10%。而且，杠杆率、担保力度等都有很大区别，对利率都有很大影响。” 光伏亿家副总裁马弋崴进一步道出了资金成本上的比较差异。
即便能够接受较高的年息水平，很多光伏企业仍面临着“融资无门”的困境。一位不愿具名的光伏企业负责人向记者透露，很多商业银行对光伏项目的资金投放“瞻前顾后”。“当时我想从江浙地区的一家银行申请贷款，银行说可以贷，但最少是8年，比基准利率高一些，但是电站建设期不提供资金，要等电站建成才能放款，可贷电站资产的70%，还要以‘60%+10%’的形式放款，最后的10%要等拿到国家补贴以后发放。即使是这样的条件，银行积极性也不是很高，最终不了了之。”
而在分布式光伏方面，由于项目分散、产权主体多样、运维专业性不足等多种原因，金融机构对“小型光伏贷”的态度更是慎之又慎。
电网接入自理
此外，针对光伏电站的电网接入，国内国外也有很大差异。李振国介绍，“国外的很多项目，比如阿布扎比的光伏电站，它的接入是由当地政府负责的，项目方只需要做好站内的相关工作就好。而在国内，这部分工作是要企业自己去完成的。”
河北能源工程设计有限公司副总经理董晓青对此深有同感。“对于大型的集中式电站，电网接入部分的成本还不是很明显，电站规模大了可以摊薄相应的费用。但在小型特别是分布式电站上，这一点非常明显。”以6兆瓦以下的小电站计算，“接入电网首先需要一个10千伏的升压站，如果附近条件满足能够就近接入电网，这一部分的费用也在400万元左右。一旦不能就近接入，整体投资还要再增加100-200万元。”而且，即便是企业愿意承担额外费用，出于种种原因，“电网公司也未必会同意”。
税费优惠难享
当电站顺利并网发电，电费收益开始进账的同时，依法纳税自然义不容辞，然而种种税费政策也让光伏企业颇感“一头雾水”。“看着是优惠，可实际上又有多少企业能够真正享受到呢?”北京允公允能科技有限公司总经理王子晨给记者算起了光伏发电增值税减免的“糊涂账”。
根据去年财政部和国家税务总局发布的《关于继续执行光伏发电增值税政策的通知》，2016年1月1日至2018年12月31日，对纳税人销售自产的利用太阳能生产的电力产品，实行增值税即征即退50%的政策。“一般光伏电站的进项税需5年左右电费收入的销项税才能抵扣完成，也就是说5-6年内是没有应交增值税的，没有交纳增值税何来50%的退税?”目前，政策优惠期仅到2018年12月31日，王子晨也表示，如果政策能够延续，未来企业才有可能享受到这一优惠。“真正的优惠应当是直接减半，将增值税17%的税率折半按照8.5%来计算，即销项税减半。所谓即征即退，如果销项税小于进项税，应交增值税就是零，就更谈不上退税优惠了。”
除了模糊不清的退税优惠，令王子晨更为不解的是0.42元/千瓦时的可再生能源附加也在征税范围内。“按照现行的增值税政策，纳税人取得的中央财政补贴不属于增值税应税收入，不征收增值税。但是在实际操作中，0.42元/千瓦时的发电补贴只有0.36元/千瓦时能够最终归属电站，剩余的0.06元/千瓦时是税费。”
对此，国家发改委能源研究所研究员时璟丽也表示，“在其他条件相同的情况下，扣除增值税带来的影响，光伏成本相差0.02-0.04元/千瓦时。所以，整个行业都盼望相关的税收减免能够成为长效政策或者至少能够持续延续。”
社评
降本提效，光伏平价才有盼头
土地高价、融资困难、接入自理、税费不清——在光伏行业，这些所谓的“边界条件”似乎正在侵蚀本该“平价上网无压力”的光伏电力。放眼全球光伏，无论是产品制造还是装机容量，中国都具有无可争辩的领先优势。然而在电价这一道关口，我们的底气似乎并不充足，有人戏言，“非光伏成本”拉高了光伏成本，推高了光伏电价。
毋庸置疑，与很多国家相比，在土地、融资等一系列环节，国内确有高额的“非光伏附加”。但回归国情，“附加”也并非光伏行业独有，部分“中国成本”也属事出有因。
“十分珍惜、合理利用每一寸土地和切实保护耕地”是我国的基本国策，地广人更多的国情让我国的土地资源被赋予了更多使命。光伏建设用地占用周期通常至少在25年以上，土地一旦占用难以再生，审慎视之，无可厚非。但不可否认，在具体操作过程中，用地层层审批，性质难定，主管部门间缺乏有效沟通、多头管理、相互推诿的现象确实存在，土地价格因此被推高实属不当。光伏用地如此，其他行业亦然。
同样，高昂的资金成本也几乎是国内各行业的通病。长江商学院曾进行过相关的投资回报调研，在中国，面对一年10%的回报，投资人依旧不满意，而美国的养老基金花重金请人管理，询问的却是一年能不能赚8%。对投资的高回报预期揭示出我国资金成本普遍高企的现状。对光伏行业而言，“高污染、高能耗、产能过剩”的帽子一度使得融资困难的问题雪上加霜。银监会《绿色信贷指引》、《能效信贷指引》三令五申，严控“两高一剩”行业信贷，“光伏贷”屡受其困。
“光伏大国”无可争议，电价居高也是事实。但行业所面临的种种问题也非光伏独有。土地管理在日益完善、金融市场在逐步规范、电力体制改革和税费改革在稳步推进，当市场条件愈发成熟有序，光伏平价上网也会更加蹄疾步稳。当众多产业面临“中国成本”时，光伏产业也很难独善其身，但“中国成本”若能在以光伏为主的新能源产业发展中率先破局，不仅彰显国家发展新能源的决心，也会增强新能源行业发展的信心。
聚焦光伏行业自身，排除“边界条件”的影响，技术成本仍是改变行业格局的定海神针。高效率才能催生低成本。单晶、多晶、薄膜多种技术路线同台竞争，越来越多的企业由单纯的产品生产转向技术研发的并重推进。利用科技创新提升产品效率乃至整体系统效率是光伏行业正在进行的自我革命。
随着分布式光伏的爆发式增长，大有占据半壁江山之势的分布式对光伏产品质量提出了更高要求。分布式光伏的业主大多并非专业从业人员，缺乏系统的运维经验，许多屋顶光伏更是关乎屋檐下的财产乃至生命安全，所以分布式光伏所使用的组件、支架、逆变器等产品的质量要求远胜大型电站。因此，在欧美国家，分布式光伏的成本远高于大型地面电站，有着近乎苛刻的准入门槛。加之分布式光伏零星分散，规模较小，如何在有限的用地资源上生产出更多的电力，实乃降低整体成本的关键要素。
“非光伏成本”有待层层削减，技术进步仍不可偏废。唯有内外兼修，光伏平价才有盼头。
