调整电价对于2018年光伏市场预期的影响

　　一、综述

　　1、对于地面电站的影响(普通电站、集中扶贫、地面分布式)

　　抢630的项目规模在8GW左右；抢1231的项目规模在2~3GW。 此类项目总规模为10GW左右

　　2、领跑者项目

　　1)可能会出现4毛以内的中标电价；

　　2)高效组件、双面组件及跟踪式支架将被采用，实现LCOE的降低。

　　3、户用光伏项目

　　电价下调后收益变差仅略高于贷款成本，将打击目前以贷款为主的推广模式，影响户用的爆发式增长。然而，由于目前很多大企业都在参与到户用的投资和推广当中，预期明年的安装量应该能达到80万套以上，总规模在6GW左右。

　　4、工商业屋顶分布式光伏项目

　　不对称调价使“自发自用、余电上网”的分布式效益远高于“全额上网”，且受益于分布式电量交易试点的推广，目前“全额上网”为主的分布式市场将被改变。

　　5、村级扶贫(含户用)

　　此次调价的最大受益类型，但规模受国家颁布的指标限制。

　　6、综合

　　可能会首次出现，分布式的新增装机规模超过地面电站。

　　详细说明见下文分析。

　　二、对于地面电站的影响(普通电站、集中扶贫、地面分布式)

　　12017年的项目抢630

　　2017年一共有14.4GW的集中式光伏电站指标。其中，7.2GW以上给了集中式扶贫。

　　由于2016年的指标分配过程中，多省采取了“先建先得”的办法，造成大量已经建成电站无指标。2016年底紧急增补了一批，但仍有大量开建、建成无指标的项目。如，河北省、山东省获得2017年指标的项目，大量是630前并网或者已经开工、2017年底能并网的项目。

　　根据之前的分析，全国存在6GW以上建成但无指标的项目。因此，2017年14.4GW的指标结转到2018年并网，即需要抢630的项目，约为8GW左右。

　　由于2019年无630，因此进入2018年13.9GW指标盘子的项目会出现抢1231的状况。

　　然而，考虑以下4个因素：

　　1)很多省份2017年底的指标分配尚未完。2017年春节在2月中旬，630之前有多个重要事项，国家层面的两会、领跑者和超跑者项目招标、抢630并网。因此，大部分省份2018年的指标分配估计要到630后完成。

　　2)考虑到项目拿到指标后，要有半年以上的时间开展土地、电网、环评等手续的办理，工程及设备招投标，项目建设及并网等工作。

　　3)采用新电价后，而且要在新电价基础上进行竞价，由于630前投资无法降到预期水平，项目无法达到各公司要求的8%基准收益，会影响业务的投资积极性。

　　4)2019年的电价调整幅度、设备价格走势在3个月前很难预测，且目前指标分配均采用“竞争性配置”的政策；因此投资商不敢在电价、设备价格无预期的情况下贸然抢1231。

　　因此，个人认为，2018年13.9GW的项目，在当年的并网量并不会很多，预计2~3GW。

　　综上所述，认为2018年并网的普通地面电站大概在8~10GW。

　　三、领跑者电价会创新低

　　2017年5.5GW的领跑者预计有1GW要在2018年并网；

　　根据能源局文件，2018年8GW的项目，明确只有5GW在2018年并网，1.5GW要在2019年并网，剩余1.5GW还未进行城市分配，预计也要在2019年并网。

　　值得注意的是，2017年的领跑者中标电价比当时的标杆电价下降了15%~44%，各基地平均下降15%~36%(不含河北奥运走廊)。

表3：第二批领跑者项目中标电价概况

　　2018年的领跑者基地中，各基地都提出竞标电价至少要低于标杆电价的百分比，如下表所示。

表4：第三批领跑者基地承诺电价下降幅度

　　因此，受0.55元/kWh、0.65元/kWh、0.75元/kWh的影响，预计2018年的领跑者投标中，电价会创新低，可能在格尔木、德令哈、达拉特旗出现0.4元/kWh的超低电价。

　　技术方面，两类降本增效的手段将在领跑者中受青睐。

　　1)采用高效组件、双面组件，从而降低BOS成本；

　　2)采用跟踪支架、可调支架，从而提高发电量。

　　四、户用光伏项目

　　由于户用项目造价相对较高，在2017年旧电价下，不贷款时项目收益仅有8~10%左右；在新电价下，户用项目收益会进一步变差。

　　目前，50%以上的户用项目以贷款模式开展，而贷款的综合成本能达到6~7%。因此，户用项目的收益已经逼近贷款成本。

　　由于户用光伏电站对用户来说，是作为投资品进行安装。收益的大幅降低，甚至接近贷款成本，投资积极性会大幅降低。因此，新电价对户用市场将是一个非常大的打击。

　　然而，由于目前很多大企业都在参与到户用的投资和推广当中，户用市场非常火爆。因此，预期明年的安装量应该能达到80万套以上，总规模在6GW左右。

　　五、工商业屋顶分布式光伏项目

　　对于工商业屋顶分布式光伏项目的电价调整，采取了不对称调整。

　　“全额上网”的调整幅度很大，对项目收益影响很大，前文已经介绍；(详见：未来投资下降幅度或难弥补电价下调的损失)

　　“自发自用、余电上网”的调整幅度低于预期，对项目收益的影响在0.6%~1%左右。“自发自用、余电上网”的收益本来就很好，降价后仍将保持非常高的收益水平。

　　电价调整后，在全国范围内，“自发自用、余电上网”的综合电价远高于“全额上网”的情况。

　　1)一类资源区

图7：一类资源区“自发自用、余电上网”电价与“全额上网”对比

　　一类资源区内，

　　工商业电价+0.37比0.55元/kWh高0.34~0.47元/kWh；

　　大工业电价+0.37比0.55元/kWh高0.19~0.22元/kWh；

　　脱硫煤电价+0.37比0.55元/kWh高0.07~0.14元/kWh。

　　可见，在一类资源区内，采用“自发自用、余电上网”的模式的电价会远高“全额上网”模式电价。

　　2)二类资源区

图8：二类资源区“自发自用、余电上网”电价与“全额上网”对比

　　二类资源区内，

　　工商业电价+0.37比0.65元/kWh高0.43~0.49元/kWh；

　　大工业电价+0.37比0.65元/kWh高0.19~0.22元/kWh；

　　脱硫煤电价+0.37比0.65元/kWh高0.02~0.12元/kWh。

　　可见，在二类资源区内，采用“自发自用、余电上网”的模式的电价同样会远高“全额上网”模式电价。

　　3)三类资源区

图9：三类资源区“自发自用、余电上网”电价与“全额上网”对比

　　三类资源区内，

　　工商业电价+0.37比0.75元/kWh高0.33~0.50元/kWh；

　　大工业电价+0.37比0.75元/kWh高0.14~0.41元/kWh；

　　在贵州等7省区，脱硫煤电价+0.37比0.75元/kWh略低，在4分以内，但在其他9个地区，高0~0.09元/kWh。

　　4)综合分析

　　综上所述，在三类资源区内，采用“自发自用、余电上网”的模式的综合电价同样会远高“全额上网”模式电价。

　　因此，分布式两类方式的优缺点如下：

　　全额上网”，

　　优点：全部与电网结算，风险低；

　　缺点：项目收益差。

　　“自发自用、余电上网”：

　　优点：项目收益远超“全额上网”!一是因为在全国范围内，出现“自发自用、余电上网”电价远高于“全额上网”(如图7~9)；另外《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(发改能源【2017】1901号)的实施，也更有利于“自发自用、余电上网”!尤其是“由电网作为第三方帮助结算”的提法，若能实施将消除结算风险。

　　缺点：结算风险受制于用户信誉；

　　在2017年及以前，屋顶分布式主要以“全额上网”的形式开展，未来自发自用、余电上网”的比例将大幅上升。

　　鉴于以下3个原因：

　　1)电价调整以2017年12月31日为时间节点，不会产生抢装；

　　2)由于“全额上网”分布式光伏项目收益变差，部分地区在调整后收益无法达到8%的投资标准，此类项目投资会受重大影响；

　　3)“自发自用、余电上网”收益高，但受制于业主的信誉水平。个人认为快速扩张相对困难。

　　因此，个人认为，2017年的工商业屋顶分布式规模很难实现翻番，预计在10~12GW左右。

　　六、村级扶贫(含户用)项目

　　电价不调整，但会从设备降价中受益。是此轮电价调整中，受益最大的项目类型。然而，此类项目的总规模受到国家下发的规模指标影响。

　　七、综合分析

　　综上所述，对于明年市场的预期汇总如下表所示。

表5：2018年国内装机市场预期

　　上表中，

　　累计地面电站新增装机为17~18GW；

　　累计分布式项目新增装机为20~22GW。

　　分布式光伏的装机总量超过地面电站。