今年9月，国家发改委发布《关于调整新能源标杆上网电价的通知征求意见稿》(以下称为《意见》)，对于三类新能源上网电价的变化做出了设定。近日，又传2017年光伏标杆上网电价即将出炉，一二三类资源区电价分别定在0.6、0.7、0.8元/千瓦时，将于不久后正式下发。光伏补贴下降是必然的定局，在这个大背景下，不得不说是对设备厂商、电站投资商的又一次严峻考验。技术要创新是一定的，利润被压缩也是一定的，但是补贴下降后，原先能做的电站现在还能不能做了?花多少钱才能做下来呢?

本文按照一类电价区年平均发电小时数1300~1600h，二类电价区年平均发电小时数1100~1400h，三类电价区年平均发电小时数900~1200h，计算电价下降后，需要达到8%的收益时，投资应该控制在什么水平。因项目个体具体条件不同，这里只讨论在基本模型前提下，电价下降则投资变化的情况。同时因业内大部分电站投资商以融资前税前内部收益率达到8%作为决策依据，此处测算代表项目收益的指标为融资前税前收益率。

基本模型设定如下

资本金比例20%;

所得税25%，三免三减半;

增值税17%;

项目寿命期25年;

其他条件按照常规项目考虑。

测算的结果见下表


注：25年平均满发小时数区间未囊括对应资源区的所有发电水平情况

从反算投资的测算来看，形式不甚乐观。虽然三类资源区都出现了7700元/kW及以上的反算投资。但这些区域作为近几年投资开发的热土，合适的资源已经很少。大部分还是要向各类资源区内资源情况较一般的地区寻找合适的项目。若再结合补贴滞后、限电等方面的实际情况，光伏项目投资的前期咨询和测算工作应该重视起来，以便降低投资风险，作出更好的投资决策。