2018年光伏標桿電價政策解析

降幅程度好于預期，市場或將先緊后松

國家發改委在最新發布的《關于2018年光伏發電項目價格政策的通知》中指明根據當前光伏產業技術進步和成本降低情況，降低2018年1月1日之后投運的光伏電站標桿上網電價，Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區標桿上網電價分別調整為每千瓦時0.55元、0.65元、0.75元(含稅)。2018年1月1日以后投運的、采用“自發自用、余量上網”模式的分布式光伏發電項目，全電量度電補貼標準降低0.05元，即補貼標準調整為每千瓦時0.37元(含稅)。

從通知的調價情況來看，電站標桿上網電價三類地區較2017年都降低了0.1元/千瓦時，下降幅度分別為15.38%，13.33%和11.76%。分布式補貼標準較2017年降低了0.05元/千瓦時，下降幅度為11.9%。調價的幅度明顯小于之前的市場預期，也小于此前的意見稿提到的地面式標桿電價降幅0.15元/千瓦時和分布式降幅0.1元/千瓦時。

我們認為降補貼對于電站收益率的影響會向制造業傳導，按照此前市場預期的降價幅度，制造業各環節將面臨較為嚴峻的降本壓力，那么企業之間的競爭加劇，廝殺將非常慘烈，而此次的降幅好于預期將會改善之前對于市場競爭環境加劇的預期，企業的降本壓力也隨之減少。但是，我們通過和意見稿的比較發現，意見稿中建議2018年全年降幅在0.15元/千瓦時，并按季度調整。那么根據意見稿的建議，上半年的調整幅度并沒有超過0.1元/千瓦時，而正式稿中采取了全年都降0.1元/千瓦時。這樣看來，雖然全年平均降本壓力較小，但是上半年企業的降本壓力仍然比較大，因此我們判斷今年的市場或將先緊后松。

光伏扶貧和分布式是重點

通知中還指明村級光伏扶貧電站(0.5兆瓦及以下)標桿電價、戶用分布式光伏扶貧項目度電補貼標準保持不變。也就是說村級光伏扶貧電站的標桿電價依舊執行2017年的Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區標桿上網電價每千瓦時0.65元、0.75元、0.85元(含稅)，而戶用分布式光伏扶貧項目依舊執行0.42元/千瓦時的補貼。

我們認為從通知來看，政府非常重視扶貧民生問題，光伏扶貧作為國務院扶貧辦“十大精準扶貧工程”之一，充分利用了貧困地區太陽能資源豐富的優勢，通過開發太陽能資源、連續25年產生的穩定收益，實現了扶貧開發和新能源利用、節能減排相結合。此前國家也明確表示村級光伏扶貧電站不設規模上限，據扶貧辦調研，滿足光伏電站建設條件的貧困村全國約有5萬個，村級扶貧電站的裝機規模將有可能達到15GW，市場空間不容小覷。2018年政府對于光伏扶貧項目具有明顯的政策傾斜，扶貧項目的裝機將實現一定幅度的增長。

另外，從對村級光伏扶貧的項目規定單個規模上限(0.5兆瓦及以下)和電站標桿電價降價幅度以及對于整體規模限制程度來看，國家對于單個體量小，滿足就近消納的小規模和分布式電站有還依舊存在政策傾斜，分布式電站相對于地面式電站依然擁有較高的收益率和吸引力，因此我們認為2018年的分布式的表現將會依然靚麗，值得市場期待。

另外，就分布式的兩種上網方式而言，按照最新的標桿電價，在大部分省份，“自發自用，余電上網”方式的電價已經高于全額上網的電價，Ⅰ到Ⅲ類地區的差額分別達到了0.120、0.095和0.009元/千瓦時，全國平均差額達到了0.059元/千瓦時，這說明 “自發自用，余電上網”的模式的電價更高，更具用吸引力，這也是2018年我們更看好戶用分布式的原因。

時間窗口變化，普通地面電站或超預期

通知中一個最大的變化是電價的調價時間窗口，明確自2019年起，納入財政補貼年度規模管理的光伏發電項目全部按投運時間執行對應的標桿電價。也就是說，從2019年開始將沒有630搶裝的概念，調價的時間窗口將全部集中在年末。這也意味著進入2018年的年度規模管理的光伏發電項目只有在2018年年底并網投運才能享受2018年的電價補貼政策，我們認為此舉會加速進入2018年管理指標的光伏項目的并網速度，2018年的普通地面的裝機需求或將超越市場預期。

補貼下降后對電站IRR 的討論

影響IRR的主要因素及基本假設

2017年光伏市場火熱的主要原因就是技術進步使各環節成本急速下降的速度快于補貼下降的速度，致使投資電站的內部收益率提升，特別是分布式電站具有極高的收益率和吸引力。那么補貼下降之后，投資電站的內部收益率是否還能依舊保持較高的吸引力是市場首先關注的問題。

影響電站收益率主要包括電價、系統成本、融資成本三大因素，其中電價和系統成本兩大因素對電站收益率的影響最為明顯，市場也最為關注。本章將重點討論這兩大關鍵因素，力求解決兩大問題。第一，補貼降低之后，電站的內部收益率是否還具有吸引力?第二，補貼降低之后，系統成本需要相應降低多少才能保持電站原有的內部收益率?明確本章需要解決的問題之后，我們對于電站內部收益率模型的基本假設如下：

全額上網模式下的IRR討論

根據目前國家對于光伏發電上網的政策，地面式電站及大分布式電站采用的都是全額上網模式，在全額上網模式下，執行的是光伏上網標桿電價。2018年Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區執行的標桿上網電價為每千瓦時0.55元、0.65元、0.75元。

通過測算，我們發現當執行2018年的電價補貼標準之后，電站的內部收益率會較之前降低2.6%-3.6%，但依然維持了8%以上的收益率，說明站在投資的角度，電站項目依然具有較強的投資價值和開發的吸引力。

假設調價之后，電站依然要保持其原有的收益率水平，那么系統成本需要相應的降低11.33%-15.00%左右，這和降價幅度11.76%-15.38%基本相匹配。也就是說對于地面電站來說，10%的系統成本下降方可抵御10%的電價下調幅度。

自發自用余電上網模式下的IRR討論

在“自發自用，余電上網”的模式下，由于戶用和工商用的用戶側電價不同，我們將按此分類分別討論。此外，由于余電上網的電價和自發自用電價的不同，我們還將探討自發自用比例對于電站IRR的影響。

通過測算，我們發現當執行2018年的0.37元/瓦補貼標準之后，分布式電站的內部收益率不僅可以維持較高的水平，而且相較于地面式全額上網電站，其降低幅度更小，只有1.2%-2.7%左右，這也說明分布式電站相對于地面式電站來說更具有高收益性和吸引力。

假設調價之后，電站依然要保持其原有的收益率水平，對于戶用分布式來說，系統成本需要相應的降低5.69%-5.85%左右，對于工商業分布式來說，系統成本需要相應的降低3.69%-4.00%左右，小于補貼的降價幅度11.9%。也就是說對于戶用分布式來說，僅需4.7%左右的系統成本下降方可抵御10%的電價下調幅度，對于工商業分布式來說，僅需3.2%左右的系統成本下降方可抵御10%的電價下調幅度。

另外，我們以戶用分布式三類地區為例，測算不同自發自用比例對IRR的影響發現，自發自用比例越高，電站的IRR也越高，兩者呈正向相關關系。

綜上所述，對于地面式和大分布式全額上網模式的電站，標桿電價的下調會使電站的內部收益率下降2.6%-3.6%左右，但依然保持8%以上的內部收益率，若要維持原來的收益率水平，系統成本需要下降和標桿電價下調相同的比例。對于分布式電站，補貼的下調對電站的內部收益率影響較地面式電站更小，下降程度在1.2%-2.7%左右，若要維持原來的收益率水平，系統成本只需下降3.69%-5.85%左右便可抵消此次分布式補貼下調11.9%的影響。另外，分布式自發自用比例和電站的IRR呈正向相關關系。

平價上網時的各環節成本測算

各環節降本途徑概述

目前，中國的光伏業正向著平價上網之路大步邁進，為了實現共同的目標，行業內各環節都要貢獻自己的力量，本章主要論述兩大問題，第一，為了達到平價上網，各環節還有哪些降本途徑?第二，為了實現平價上網，各環節需要滿足的成本水平以及現有水平與平價時的水平還有多大的差距?

根據光伏業協會給出的2018年電站投資成本構成預測數據顯示，成本占比最大的就是組件，約占整個成本的43.14%。我們也重點討論光伏制造環節的降本途徑及成本測算。

在多晶硅料環節，主要成本由電力、金屬硅、人力、折舊、蒸汽等組成，其中電費和金屬硅原料的占比最高，分別達到了44%和21%。電力成本是多晶硅生產成本中占比最大的一塊，也是多晶硅企業努力降低成本的方向。降低電力成本的方法主要有兩個，一個是通過尋找電價洼地來降低電費的單價，一個是通過提高還原爐產能和降低還原電耗實現降低多晶硅生產中的綜合電耗。

在硅片環節，硅料的成本占比約66%左右，生產環節產生的非硅成本又分為拉棒/鑄錠和切片兩個環節，而單晶和多晶的成本差別主要體現在拉棒和鑄錠成本的差別上，多晶鑄錠的成本比單晶拉棒的成本要低，而單晶的金剛線切片成本比多晶金剛線切片和