電價(jià)調(diào)整對(duì)2018年光伏市場(chǎng)影響的探討

北京先見(jiàn)能源咨詢有限公司 ■ 王淑娟

本文針對(duì)國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)下發(fā)的《關(guān)于2018年光伏發(fā)電項(xiàng)目?jī)r(jià)格政策的通知》(發(fā)改價(jià)格規(guī)[2017]2196號(hào))(下文簡(jiǎn)稱《通知》)，對(duì)2018年光伏市場(chǎng)產(chǎn)生的影響進(jìn)行探討。

1 調(diào)整后不同項(xiàng)目電價(jià)的詳細(xì)說(shuō)明

對(duì)于不同類型的光伏項(xiàng)目，《通知》中分別給出了2018年執(zhí)行的上網(wǎng)電價(jià)，歸納如表1所示。為簡(jiǎn)化說(shuō)明，表中“2017年舊電價(jià)”是指0.65元/kWh、0.75元/kWh、0.85元/kWh和0.42元/kWh的補(bǔ)貼；“2018年新電價(jià)”是指0.55元/kWh、0.65元/kWh、0.75元/kWh和0.37元/kWh的補(bǔ)貼；下文相同。

表1 不同項(xiàng)目類型執(zhí)行的電價(jià)

1.1 普通光伏電站：經(jīng)歷最后一個(gè)“6·30”

項(xiàng)目要獲得2017年舊電價(jià)，需要同時(shí)滿足以下3個(gè)條件：

1)進(jìn)入2017年全國(guó)14.4 GW的規(guī)模指標(biāo)；2)2018年1月1日前備案；3) 2018年6月30日前并網(wǎng)運(yùn)行。

上述3個(gè)條件必須同時(shí)滿足，做不到任何一個(gè)，都要執(zhí)行2018年新電價(jià)。

因此，對(duì)于普通光伏電站項(xiàng)目，2018年還要搶“6·30”。然而，2018年是最后一個(gè)“6·30”，2019年再?zèng)]有“6·30”?！锻ㄖ分忻鞔_提出：“自2019年起，納入財(cái)政補(bǔ)貼年度規(guī)模管理的光伏發(fā)電項(xiàng)目全部按投運(yùn)時(shí)間執(zhí)行對(duì)應(yīng)的標(biāo)桿電價(jià)?！辫b于2018年國(guó)家的規(guī)模指標(biāo)目前已經(jīng)發(fā)放，因此，2019年全部項(xiàng)目的電價(jià)將以2018年12月31日為時(shí)間節(jié)點(diǎn)。

由于地面分布式光伏電站執(zhí)行與普通光伏電站相同的備案政策，因此，執(zhí)行相同的電價(jià)政策。

1.2 集中式光伏扶貧電站：未單列

特別要注意的是，《通知》未將集中式光伏扶貧電站單獨(dú)列出，說(shuō)明未給予這類項(xiàng)目單獨(dú)的政策。據(jù)扶貧辦的相關(guān)領(lǐng)導(dǎo)介紹，只有2016年扶貧辦和國(guó)家能源局在“國(guó)能新能[2016]280號(hào)”文件中聯(lián)合下發(fā)的2.98 GW集中式光伏扶貧電站能享受光伏扶貧的優(yōu)惠政策，如補(bǔ)貼提前發(fā)放的政策。預(yù)計(jì)2017年之后的集中式光伏扶貧電站，補(bǔ)貼發(fā)放問(wèn)題要依靠地方政府解決。

因此，集中式光伏扶貧電站執(zhí)行的政策跟普通光伏電站相同。

1.3 分布式光伏項(xiàng)目：以2017年“12·31”為節(jié)點(diǎn)

《通知》在“附件：2018年全國(guó)光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)表”的備注中明確指出：“2018年1月1日以后投運(yùn)的分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目，按上表中補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行?！?/p>

因此，全部類型的分布式光伏項(xiàng)目，均以2017年12月31日并網(wǎng)為時(shí)間節(jié)點(diǎn)，無(wú)論何時(shí)備案，只要并網(wǎng)在此之后，則“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”型分布式光伏項(xiàng)目，一律執(zhí)行0.37元/kWh的度電補(bǔ)貼；“全額上網(wǎng)”型分布式光伏項(xiàng)目一律執(zhí)行“2018年新電價(jià)”。

1.4 村級(jí)光伏扶貧電站及戶用分布式光伏扶貧項(xiàng)目：電價(jià)不調(diào)整

光伏扶貧是政治任務(wù)，因此此次電價(jià)未進(jìn)行下調(diào)。

《通知》明確提出，村級(jí)光伏扶貧電站繼續(xù)執(zhí)行0.65元/kWh、0.75元/kWh、0.85元/kWh的標(biāo)桿電價(jià)；戶用分布式光伏扶貧項(xiàng)目繼續(xù)執(zhí)行0.42元/kWh的度電補(bǔ)貼。

需要特別注意的是，給村級(jí)電站加了個(gè)容量限制，即0.5 MW(500 kW)及以下。

2 調(diào)整電價(jià)對(duì)于項(xiàng)目收益的影響

光伏項(xiàng)目標(biāo)桿電價(jià)調(diào)整后，如果項(xiàng)目投資不能降低到一定水平，項(xiàng)目收益肯定會(huì)下降。

2.1 當(dāng)項(xiàng)目投資不變時(shí)，收益率下降情況

以6500元/kW造價(jià)為例，采用新標(biāo)桿電價(jià)，即平均下調(diào)0.1元/kWh后，對(duì)3類資源區(qū)的光伏項(xiàng)目的收益率影響進(jìn)行計(jì)算。計(jì)算前提如下：

1)Ⅰ類資源區(qū)：電價(jià)由0.65元/kWh調(diào)整到0.55元/kWh；雖然太陽(yáng)能資源很好，但考慮到限電的影響，發(fā)電量無(wú)法達(dá)到預(yù)期水平。根據(jù)相關(guān)規(guī)定，對(duì)Ⅰ類資源區(qū)的保障小時(shí)數(shù)為1500 h，因此首年滿發(fā)小時(shí)數(shù)采用1400 h、1500 h、1600 h來(lái)進(jìn)行計(jì)算。

2)Ⅱ類資源區(qū)：電價(jià)由0.75元/kWh下調(diào)到0.65元/kWh；資源跨度比較大，選擇最具代表性的、首年滿發(fā)小時(shí)數(shù)以1200 h、1300 h、1400 h來(lái)進(jìn)行計(jì)算。

3)Ⅲ類資源區(qū)：電價(jià)由0.85元/kWh下調(diào)到0.75元/kWh；資源較差，選擇首年滿發(fā)小時(shí)數(shù)以1100 h、1200 h、1300 h來(lái)進(jìn)行計(jì)算。

在上述條件下，電價(jià)調(diào)整后，項(xiàng)目融資前全投資內(nèi)部收益率(以下簡(jiǎn)稱“收益率”)變化情況如圖1所示。

圖1 3類資源區(qū)電價(jià)下調(diào)后收益率變化

從圖1可以看出：

1)根據(jù)項(xiàng)目的發(fā)電量情形不同，Ⅰ類資源區(qū)內(nèi)項(xiàng)目收益率下降2.2%～2.4%；Ⅱ類資源區(qū)內(nèi)項(xiàng)目收益率下降1.9%～2.1%；Ⅲ類資源區(qū)內(nèi)項(xiàng)目收益率下降1.7%～2.0%。

2)電價(jià)調(diào)整前，3類資源區(qū)的收益率基本在8%以上；調(diào)整后若保持現(xiàn)有投資，則Ⅰ類、Ⅱ類資源區(qū)內(nèi)收益率基本在6%～8%之間，低于行業(yè)基準(zhǔn)收益率8%；Ⅲ類資源區(qū)內(nèi)收益率在6.5%～9%之間，首年滿發(fā)小時(shí)數(shù)低于1200 h的地區(qū)， 收益率低于行業(yè)基準(zhǔn)收益率8%。

2.2 保證收益率不變時(shí)，投資需要下降的幅度

若以2018年新電價(jià)執(zhí)行項(xiàng)目，要達(dá)到與之前項(xiàng)目收益相同，項(xiàng)目總投資必然要下降。那電價(jià)下調(diào)后，下降多大幅度才能保障項(xiàng)目收益相同呢？

采用8%的基準(zhǔn)收益率為測(cè)算基礎(chǔ)，對(duì)保證收益相同時(shí)不同資源區(qū)的投資下降水平進(jìn)行了測(cè)算，如圖2所示。

圖2 3類資源區(qū)保證收益不變的投資下降幅度

從圖2可以看出：

1)在不同的首年滿發(fā)小時(shí)數(shù)下，當(dāng)電價(jià)下調(diào)后，3類資源區(qū)的項(xiàng)目要保持8%的收益率，對(duì)項(xiàng)目可承受的最高總投資進(jìn)行反算，則：Ⅰ類資源區(qū)的初始投資要下降1130～1280元/kW，Ⅱ類資源區(qū)的初始投資要下降970～1130元/kW，Ⅲ類資源區(qū)的初始投資要下降890～1050元/kW。

2)當(dāng)項(xiàng)目投資下降到5500元/kW以內(nèi)時(shí)，Ⅰ類資源區(qū)內(nèi)首年滿發(fā)小時(shí)數(shù)能達(dá)到1400 h以上的項(xiàng)目、Ⅱ類資源區(qū)內(nèi)首年滿發(fā)小時(shí)數(shù)能達(dá)到1200 h以上的項(xiàng)目均具備投資價(jià)值；當(dāng)項(xiàng)目投資下降到5700元/kW以內(nèi)時(shí)，Ⅲ類資源區(qū)內(nèi)首年滿發(fā)小時(shí)數(shù)能達(dá)到1100 h以上的項(xiàng)目均具備投資價(jià)值。

綜上所述，不同資源區(qū)內(nèi)，光伏項(xiàng)目在電價(jià)下調(diào)后要達(dá)到相同收益時(shí)，投資應(yīng)該下調(diào)的幅度如表2所示。

表2 不同資源區(qū)達(dá)到相同收益時(shí)的投資下調(diào)幅度

由此可見(jiàn)，項(xiàng)目執(zhí)行新電價(jià)時(shí)，要達(dá)到與舊電價(jià)相同的項(xiàng)目收益，在不同的資源水平下，總投資要下降890～1280元/kW，即平均降幅在1000元/kW左右。

目前，光伏系統(tǒng)成本中的鋼材、電纜、混凝土等輔材價(jià)格都處于上漲態(tài)勢(shì)，人力成本也處于上漲態(tài)勢(shì)。因此，系統(tǒng)成本下降主要依靠?jī)蓚€(gè)方面：第一，成本中占比最大的組件成本的下降；第二，非技術(shù)成本的下降(土地、屋頂租金、送出、路條費(fèi)等)。而非技術(shù)成本短時(shí)間內(nèi)很難下降，如此，成本下降應(yīng)該主要依靠組件成本的下降。

根據(jù)目前組件的成本構(gòu)成，個(gè)人認(rèn)為，電池片、組件環(huán)節(jié)的利潤(rùn)已經(jīng)很低，未來(lái)組件成本的下降主要取決于利潤(rùn)較高的硅料環(huán)節(jié)和硅片環(huán)節(jié)，尤其是硅料價(jià)格的變化。

考慮到目前硅料、硅片企業(yè)的訂單比較飽滿，下游應(yīng)用市場(chǎng)的供需關(guān)系傳遞到上游大概需要約2～3個(gè)月的時(shí)間，因此，預(yù)計(jì)硅料價(jià)格的變動(dòng)需要在2～3個(gè)月以后。

目前，主流光伏組件的價(jià)格約為2750元/kW?？紤]到“6·30”搶裝因素，“6·30”前組件價(jià)格肯定沒(méi)有1000元/kW的降幅，因此，以2018年新電價(jià)并網(wǎng)的項(xiàng)目收益肯定要下降。

3 調(diào)整電價(jià)對(duì)于2018年市場(chǎng)預(yù)期的影響

3.1 對(duì)于地面電站的影響(普通電站、集中式扶貧電站、地面分布式電站)

3.1.1 2017 年的項(xiàng)目搶“6·30”

2017年一共有14.4 GW的集中式光伏電站指標(biāo)，其中，7.2 GW以上給了集中式扶貧項(xiàng)目。

由于在2016年的指標(biāo)分配過(guò)程中，多省采取了“先建先得”的辦法，造成大量已經(jīng)建成的電站無(wú)指標(biāo)。2016年底緊急增補(bǔ)了一批，但仍有大量開建、建成的無(wú)指標(biāo)的項(xiàng)目。如河北省、山東省獲得2017年指標(biāo)的項(xiàng)目，大量是“6·30”前并網(wǎng)，或是已經(jīng)開工、2017年底能并網(wǎng)的項(xiàng)目。

根據(jù)之前的分析，全國(guó)存在6 GW以上已建成但無(wú)指標(biāo)的項(xiàng)目。因此，2017年14.4 GW的指標(biāo)結(jié)轉(zhuǎn)到2018年并網(wǎng)，即需要搶“6·30”的項(xiàng)目約為8 GW左右。

3.1.2 2018 年的項(xiàng)目搶“12·31”

由于2019年無(wú)“6·30”，因此進(jìn)入2018年13.9 GW規(guī)模指標(biāo)的項(xiàng)目會(huì)出現(xiàn)搶“12·31”的狀況。然而，需要考慮以下4個(gè)因素：

1)很多省份2017年底的指標(biāo)分配尚未完。2017年春節(jié)在2月中旬，“6·30”之前有多個(gè)重要事項(xiàng)，國(guó)家層面的“兩會(huì)”、領(lǐng)跑者和超跑者項(xiàng)目招標(biāo)、搶“6·30”并網(wǎng)，因此，大部分省份2018年的指標(biāo)分配估計(jì)要到“6·30”后完成。

2)需考慮到項(xiàng)目拿到指標(biāo)后，要有半年以上的時(shí)間開展土地、電網(wǎng)、環(huán)評(píng)等手續(xù)的辦理，工程及設(shè)備招投標(biāo)，項(xiàng)目建設(shè)及并網(wǎng)等工作。

3)采用新電價(jià)后，要在新電價(jià)基礎(chǔ)上進(jìn)行競(jìng)價(jià)，由于“6·30”前投資無(wú)法降到預(yù)期水平，項(xiàng)目無(wú)法達(dá)到各公司要求的8%基準(zhǔn)收益率，會(huì)影響業(yè)務(wù)的投資積極性。

4) 2019年的電價(jià)調(diào)整幅度、設(shè)備價(jià)格走勢(shì)在3個(gè)月前很難預(yù)測(cè)，且目前指標(biāo)分配均采用“競(jìng)爭(zhēng)性配置”的政策。因此，投資商不敢在電價(jià)、設(shè)備價(jià)格無(wú)預(yù)期的情況下貿(mào)然搶“12·31”。

因此，個(gè)人認(rèn)為，2018年13.9 GW的項(xiàng)目在當(dāng)年的并網(wǎng)量并不會(huì)很多，預(yù)計(jì)在2～3 GW。

綜上所述，個(gè)人認(rèn)為2018年并網(wǎng)的普通地面電站約為10 GW。

3.2 領(lǐng)跑者電價(jià)會(huì)創(chuàng)新低

2017年5.5 GW的領(lǐng)跑者項(xiàng)目預(yù)計(jì)有1 GW要在2018年并網(wǎng)。

根據(jù)能源局文件，2018年8 GW的領(lǐng)跑者項(xiàng)目中，明確只有5 GW在2018年并網(wǎng)，1.5 GW要在2019年并網(wǎng)，剩余1.5 GW還未進(jìn)行城市分配，預(yù)計(jì)也要在2019年并網(wǎng)。

值得注意的是，2017年的領(lǐng)跑者中標(biāo)電價(jià)比當(dāng)時(shí)的標(biāo)桿電價(jià)下降了15%～44%，各基地平均下降15%～36%(不含河北冬奧會(huì)走廊)。

2018年的領(lǐng)跑者基地中，各基地都提出了競(jìng)標(biāo)電價(jià)至少要低于標(biāo)桿電價(jià)的百分比，如表4所示。

因此，受0.55元/kWh、0.65元/kWh、0.75元/kWh的影響，預(yù)計(jì)2018年的領(lǐng)跑者投標(biāo)中，電價(jià)會(huì)創(chuàng)新低，可能在格爾木、德令哈、達(dá)拉特旗出現(xiàn)0.4元/kWh的超低電價(jià)。

技術(shù)方面，兩類降本增效的手段將在領(lǐng)跑者中受青睞：1)采用高效組件、雙面組件，從而降低BOS成本；2)采用跟蹤支架、可調(diào)支架，從而提高發(fā)電量。

表3 第二批領(lǐng)跑者項(xiàng)目中標(biāo)電價(jià)概況

表4 第三批領(lǐng)跑者基地承諾競(jìng)標(biāo)電價(jià)門檻

3.3 戶用光伏項(xiàng)目

由于戶用項(xiàng)目造價(jià)相對(duì)較高，在2017年舊電價(jià)下，不貸款時(shí)項(xiàng)目收益僅有8%～10%左右；在新電價(jià)下，戶用項(xiàng)目收益會(huì)進(jìn)一步變差。

目前，50%以上的戶用項(xiàng)目以貸款模式開展，而貸款的綜合成本能達(dá)到6%～7%，因此，戶用項(xiàng)目的收益已逼近貸款成本。由于戶用光伏電站對(duì)用戶來(lái)說(shuō)是作為投資品進(jìn)行安裝，收益的大幅降低，甚至接近貸款成本，會(huì)導(dǎo)致投資積極性大幅降低，因此，新電價(jià)對(duì)戶用市場(chǎng)將是一個(gè)非常大的打擊。

然而，由于目前很多大企業(yè)都參與到了戶用光項(xiàng)目的投資和推廣當(dāng)中，戶用市場(chǎng)非?；鸨?。因此，預(yù)期明年的安裝量應(yīng)該能達(dá)到80萬(wàn)套以上，總規(guī)模在6 GW左右。

3.4 工商業(yè)屋頂分布式光伏項(xiàng)目

對(duì)于工商業(yè)屋頂分布式光伏項(xiàng)目的電價(jià)調(diào)整，采取了不對(duì)稱調(diào)整。

“全額上網(wǎng)”的調(diào)整幅度很大，對(duì)項(xiàng)目收益影響很大，前文已經(jīng)介紹過(guò)；“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”的調(diào)整幅度低于預(yù)期，對(duì)項(xiàng)目收益的影響在0.6%～1%左右，而這一模式的收益本來(lái)就很好，降價(jià)后仍將保持非常高的收益水平。

電價(jià)調(diào)整后，在全國(guó)范圍內(nèi)，“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”的綜合電價(jià)遠(yuǎn)高于“全額上網(wǎng)”的情況。

3.4.1 Ⅰ類資源區(qū)

圖3為Ⅰ類資源區(qū)工商業(yè)屋頂分布式光伏項(xiàng)目?jī)煞N模式的電價(jià)比較。

圖3 Ⅰ類資源區(qū)“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”電價(jià)與“全額上網(wǎng)”對(duì)比

由圖3可知，Ⅰ類資源區(qū)內(nèi)，“工商業(yè)電價(jià)+0.37”比光伏標(biāo)桿電價(jià)0.55元/kWh高出0.34～0.47元/kWh；“大工業(yè)電價(jià)+0.37”比光伏標(biāo)桿電價(jià)高出0.19～0.22元/kWh；“脫硫煤標(biāo)桿電價(jià)+0.37”比光伏標(biāo)桿電價(jià)高出0.07～0.14元/kWh。

可見(jiàn)，在Ⅰ類資源區(qū)內(nèi)，采用“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式的電價(jià)會(huì)遠(yuǎn)高于采用“全額上網(wǎng)”模式的電價(jià)。

3.4.2 Ⅱ類資源區(qū)

圖4為Ⅱ類資源區(qū)工商業(yè)屋頂分布式光伏項(xiàng)目?jī)煞N模式的電價(jià)比較。由圖4可知，Ⅱ類資源區(qū)內(nèi)，“工商業(yè)電價(jià)+0.37”比光伏標(biāo)桿電價(jià)0.65元/kWh高出0.43～0.49元/kWh；“大工業(yè)電價(jià)+0.37”比光伏標(biāo)桿電價(jià)高出0.19～0.22元/kWh；“脫硫煤標(biāo)桿電價(jià)+0.37”比光伏標(biāo)桿電價(jià)高出0.02～0.12元/kWh。

圖4 Ⅱ類資源區(qū)“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”電價(jià)與“全額上網(wǎng)”對(duì)比

可見(jiàn)，在Ⅱ類資源區(qū)內(nèi)，采用“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式的電價(jià)同樣會(huì)遠(yuǎn)高于采用“全額上網(wǎng)”模式的電價(jià)。

3.4.3 Ⅲ類資源區(qū)

圖5為Ⅲ類資源區(qū)工商業(yè)屋頂分布式光伏項(xiàng)目?jī)煞N模式的電價(jià)比較。

圖5 Ⅲ類資源區(qū)“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”電價(jià)與“全額上網(wǎng)”對(duì)比

由圖5可知，Ⅲ類資源區(qū)內(nèi)，“工商業(yè)電價(jià)+0.37”比光伏標(biāo)桿電價(jià)0.75元/kWh高出0.33～0.50元/kWh；“大工業(yè)電價(jià)+0.37”比光伏標(biāo)桿電價(jià)高出0.14～0.41元/kWh；僅在貴州等7省區(qū)，“脫硫煤標(biāo)桿電價(jià)+0.37”比光伏標(biāo)桿電價(jià)略低，且在0.04元/kWh以內(nèi)，但在其他9個(gè)地區(qū)，高出0～0.09元/kWh。

可見(jiàn)，在Ⅲ類資源區(qū)內(nèi)，采用“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式的綜合電價(jià)同樣基本高于采用“全額上網(wǎng)”模式的電價(jià)。

3.4.4 綜合分析

分布式光伏項(xiàng)目?jī)煞N模式的優(yōu)缺點(diǎn)為：

1)“全額上網(wǎng)”：全部與電網(wǎng)結(jié)算，風(fēng)險(xiǎn)低；但項(xiàng)目收益差。

2)“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”：結(jié)算風(fēng)險(xiǎn)受制于用戶信譽(yù)，但項(xiàng)目收益遠(yuǎn)超“全額上網(wǎng)”。一是因?yàn)樵谌珖?guó)范圍內(nèi)，出現(xiàn)“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”電價(jià)遠(yuǎn)高于“全額上網(wǎng)”(如圖3～圖5)；另外《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易試點(diǎn)的通知》(發(fā)改能源[2017]1901號(hào))的實(shí)施，也更有利于“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式，尤其是“由電網(wǎng)作為第三方幫助結(jié)算”的提法，若能實(shí)施將消除結(jié)算風(fēng)險(xiǎn)。

在2017年及以前，屋頂分布式光伏項(xiàng)目主要以“全額上網(wǎng)”的形式開展，未來(lái)“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”的比例將大幅上升。這一結(jié)論主要鑒于以下3個(gè)原因：

1)電價(jià)調(diào)整以2017年12月31日為時(shí)間節(jié)點(diǎn)，不會(huì)產(chǎn)生搶裝；

2)由于“全額上網(wǎng)”分布式光伏項(xiàng)目收益變差，部分地區(qū)在調(diào)整后收益無(wú)法達(dá)到8%的投資標(biāo)準(zhǔn)，此類項(xiàng)目投資會(huì)受重大影響；

3)“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”收益高，但受制于業(yè)主的信譽(yù)水平，個(gè)人認(rèn)為快速擴(kuò)張相對(duì)困難。

因此，個(gè)人認(rèn)為，2017年的工商業(yè)屋頂分布式光伏的規(guī)模很難實(shí)現(xiàn)翻番，預(yù)計(jì)在10～12 GW左右。

3.5 村級(jí)光伏扶貧電站及戶用分布式光伏扶貧項(xiàng)目

此類項(xiàng)目電價(jià)不調(diào)整，但會(huì)從設(shè)備降價(jià)中受益。這類項(xiàng)目是此輪電價(jià)調(diào)整中受益最大的項(xiàng)目類型，然而，此類項(xiàng)目的總規(guī)模受到國(guó)家下發(fā)的規(guī)模指標(biāo)影響。2017年12月29日，國(guó)家能源局下發(fā)了第一批4.186 GW的村級(jí)光伏扶貧，要求地方政府進(jìn)行全投資?？紤]到地方政府實(shí)際的投資能力，預(yù)計(jì)2018年村級(jí)扶貧建成在4 GW以內(nèi)。

3.6 綜合分析

1)對(duì)于地面電站的影響(普通電站、集中式扶貧電站、地面分布式電站)：搶“6·30”的項(xiàng)目規(guī)模約在8 GW；搶“12·31”的項(xiàng)目規(guī)模在2～3 GW。此類項(xiàng)目總規(guī)模為10 GW左右。

2)領(lǐng)跑者項(xiàng)目：可能會(huì)出現(xiàn)0.4元/kWh以內(nèi)的中標(biāo)電價(jià)；高效組件、雙面組件及跟蹤式支架將被采用，實(shí)現(xiàn)LCOE的降低。

3)戶用光伏項(xiàng)目：電價(jià)下調(diào)后收益變差僅略高于貸款成本，將打擊目前以貸款為主的推廣模式，影響戶用光伏項(xiàng)目的爆發(fā)式增長(zhǎng)。然而，由于目前很多大企業(yè)都參與到戶用的投資和推廣中，預(yù)期明年的安裝量應(yīng)該能達(dá)到80萬(wàn)套以上，總規(guī)模在6 GW左右。

4)工商業(yè)屋頂分布式光伏項(xiàng)目：不對(duì)稱調(diào)整使“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”的分布式效益遠(yuǎn)高于“全額上網(wǎng)”，且受益于分布式電量交易試點(diǎn)的推廣，目前以“全額上網(wǎng)”模式為主的分布式市場(chǎng)將被改變。

5)村級(jí)扶貧(含戶用)：此次調(diào)價(jià)的最大受益類型，但規(guī)模受國(guó)家頒布的指標(biāo)限制，預(yù)計(jì)2018年建成4 GW以內(nèi)。

表5為2018年市場(chǎng)預(yù)測(cè)。其中，累計(jì)地面電站為17～18 GW，分布式項(xiàng)目為21～23 GW；分布式光伏的裝機(jī)總量超過(guò)地面電站。

表5 2018年國(guó)內(nèi)裝機(jī)市場(chǎng)預(yù)測(cè)

4 電價(jià)調(diào)整對(duì)企業(yè)的影響

4.1 對(duì)于補(bǔ)貼拖欠的擔(dān)憂

根據(jù)國(guó)家能源局發(fā)布的數(shù)據(jù)，2017年1～11月，風(fēng)電發(fā)電量為2717億kWh ，光伏發(fā)電量為1069億kWh，同時(shí)考慮600億kWh以上的生物質(zhì)發(fā)電，則2017年1～11月，風(fēng)電需要補(bǔ)貼500億元以上，光伏需要補(bǔ)貼530億元以上，生物質(zhì)需要補(bǔ)貼約150億元；同時(shí)，風(fēng)電、光伏的接網(wǎng)工程補(bǔ)貼需要35億元以上。因此，1～11月所需的可再生能源附加總補(bǔ)貼額在1210億元以上。1～11月，第二、三產(chǎn)業(yè)的總用電量為48239億kWh，理論可征收916.54億元可再生能源附加。然而，實(shí)際歷年的可再生能源附加年征收額不足700億元。

目前，可再生能源附加的資金剛能覆蓋住前6批補(bǔ)貼目錄中的項(xiàng)目所需要的補(bǔ)貼；2017年11月又緊急增補(bǔ)了6.7 GW的光伏扶貧項(xiàng)目的補(bǔ)貼。由此可見(jiàn)，除光伏扶貧以外，未進(jìn)入前6批目錄的光伏項(xiàng)目補(bǔ)貼拖欠問(wèn)題將更加嚴(yán)重。

4.2 補(bǔ)貼拖欠對(duì)于企業(yè)的影響

對(duì)于實(shí)力雄厚的央企、國(guó)企，拖欠補(bǔ)貼為“應(yīng)收賬款”，對(duì)企業(yè)影響不是很大。然而，對(duì)于一些對(duì)現(xiàn)金流依賴程度高的民營(yíng)企業(yè)則影響重大。

一些民營(yíng)的投資商甚至表示希望電價(jià)降幅更大。因?yàn)殡妰r(jià)下調(diào)幅度大了，補(bǔ)貼的占比就少了，自然倒逼上游設(shè)備制造端下降，現(xiàn)在上游還存在下降空間。降不到預(yù)期價(jià)格，投資商是不會(huì)投資的。投資企業(yè)可以不投資，但設(shè)備企業(yè)不能不生產(chǎn)，價(jià)格必然下降，何況這些企業(yè)在2017年都進(jìn)行了擴(kuò)產(chǎn)，這些產(chǎn)能將在2018年釋放。

若電價(jià)下降幅度更大，補(bǔ)貼占比少，拖欠影響小，民營(yíng)企業(yè)的現(xiàn)金流就會(huì)好一些。電價(jià)高，設(shè)備價(jià)格也高，利潤(rùn)只在設(shè)備制造端；電價(jià)低，補(bǔ)貼占比低，投資企業(yè)更好過(guò)?，F(xiàn)在電價(jià)再高，對(duì)于一些民營(yíng)企業(yè)而言都是虛的，因?yàn)樗鼈兒芸赡茉谘a(bǔ)貼到位前倒閉。