電價調整對2018年光伏市場影響的探討

北京先見能源咨詢有限公司 ■ 王淑娟

本文針對國家發展和改革委員會下發的《關于2018年光伏發電項目價格政策的通知》(發改價格規[2017]2196號)(下文簡稱《通知》)，對2018年光伏市場產生的影響進行探討。

1 調整后不同項目電價的詳細說明

對于不同類型的光伏項目，《通知》中分別給出了2018年執行的上網電價，歸納如表1所示。為簡化說明，表中“2017年舊電價”是指0.65元/kWh、0.75元/kWh、0.85元/kWh和0.42元/kWh的補貼；“2018年新電價”是指0.55元/kWh、0.65元/kWh、0.75元/kWh和0.37元/kWh的補貼；下文相同。

表1 不同項目類型執行的電價

1.1 普通光伏電站：經歷最后一個“6·30”

項目要獲得2017年舊電價，需要同時滿足以下3個條件：

1)進入2017年全國14.4 GW的規模指標；2)2018年1月1日前備案；3) 2018年6月30日前并網運行。

上述3個條件必須同時滿足，做不到任何一個，都要執行2018年新電價。

因此，對于普通光伏電站項目，2018年還要搶“6·30”。然而，2018年是最后一個“6·30”，2019年再沒有“6·30”。《通知》中明確提出：“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。”鑒于2018年國家的規模指標目前已經發放，因此，2019年全部項目的電價將以2018年12月31日為時間節點。

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

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列出，說明未給予這類項目單獨的政策。據扶貧辦的相關領導介紹，只有2016年扶貧辦和國家能源局在“國能新能[2016]280號”文件中聯合下發的2.98 GW集中式光伏扶貧電站能享受光伏扶貧的優惠政策，如補貼提前發放的政策。預計2017年之后的集中式光伏扶貧電站，補貼發放問題要依靠地方政府解決。

因此，集中式光伏扶貧電站執行的政策跟普通光伏電站相同。

1.3 分布式光伏項目：以2017年“12·31”為節點

《通知》在“附件：2018年全國光伏發電上網電價表”的備注中明確指出：“2018年1月1日以后投運的分布式光伏發電項目，按上表中補貼標準執行。”

因此，全部類型的分布式光伏項目，均以2017年12月31日并網為時間節點，無論何時備案，只要并網在此之后，則“自發自用、余量上網”型分布式光伏項目，一律執行0.37元/kWh的度電補貼；“全額上網”型分布式光伏項目一律執行“2018年新電價”。

1.4 村級光伏扶貧電站及戶用分布式光伏扶貧項目：電價不調整

光伏扶貧是政治任務，因此此次電價未進行下調。

《通知》明確提出，村級光伏扶貧電站繼續執行0.65元/kWh、0.75元/kWh、0.85元/kWh的標桿電價；戶用分布式光伏扶貧項目繼續執行0.42元/kWh的度電補貼。

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

2 調整電價對于項目收益的影響

光伏項目標桿電價調整后，如果項目投資不能降低到一定水平，項目收益肯定會下降。

2.1 當項目投資不變時，收益率下降情況

以6500元/kW造價為例，采用新標桿電價，即平均下調0.1元/kWh后，對3類資源區的光伏項目的收益率影響進行計算。計算前提如下：

1)Ⅰ類資源區：電價由0.65元/kWh調整到0.55元/kWh；雖然太陽能資源很好，但考慮到限電的影響，發電量無法達到預期水平。根據相關規定，對Ⅰ類資源區的保障小時數為1500 h，因此首年滿發小時數采用1400 h、1500 h、1600 h來進行計算。

2)Ⅱ類資源區：電價由0.75元/kWh下調到0.65元/kWh；資源跨度比較大，選擇最具代表性的、首年滿發小時數以1200 h、1300 h、1400 h來進行計算。

3)Ⅲ類資源區：電價由0.85元/kWh下調到0.75元/kWh；資源較差，選擇首年滿發小時數以1100 h、1200 h、1300 h來進行計算。

在上述條件下，電價調整后，項目融資前全投資內部收益率(以下簡稱“收益率”)變化情況如圖1所示。

圖1 3類資源區電價下調后收益率變化

從圖1可以看出：

1)根據項目的發電量情形不同，Ⅰ類資源區內項目收益率下降2.2%～2.4%；Ⅱ類資源區內項目收益率下降1.9%～2.1%；Ⅲ類資源區內項目收益率下降1.7%～2.0%。

2)電價調整前，3類資源區的收益率基本在8%以上；調整后若保持現有投資，則Ⅰ類、Ⅱ類資源區內收益率基本在6%～8%之間，低于行業基準收益率8%；Ⅲ類資源區內收益率在6.5%～9%之間，首年滿發小時數低于1200 h的地區， 收益率低于行業基準收益率8%。

2.2 保證收益率不變時，投資需要下降的幅度

若以2018年新電價執行項目，要達到與之前項目收益相同，項目總投資必然要下降。那電價下調后，下降多大幅度才能保障項目收益相同呢？

采用8%的基準收益率為測算基礎，對保證收益相同時不同資源區的投資下降水平進行了測算，如圖2所示。

圖2 3類資源區保證收益不變的投資下降幅度

從圖2可以看出：

1)在不同的首年滿發小時數下，當電價下調后，3類資源區的項目要保持8%的收益率，對項目可承受的最高總投資進行反算，則：Ⅰ類資源區的初始投資要下降1130～1280元/kW，Ⅱ類資源區的初始投資要下降970～1130元/kW，Ⅲ類資源區的初始投資要下降890～1050元/kW。

2)當項目投資下降到5500元/kW以內時，Ⅰ類資源區內首年滿發小時數能達到1400 h以上的項目、Ⅱ類資源區內首年滿發小時數能達到1200 h以上的項目均具備投資價值；當項目投資下降到5700元/kW以內時，Ⅲ類資源區內首年滿發小時數能達到1100 h以上的項目均具備投資價值。

綜上所述，不同資源區內，光伏項目在電價下調后要達到相同收益時，投資應該下調的幅度如表2所示。

表2 不同資源區達到相同收益時的投資下調幅度

由此可見，項目執行新電價時，要達到與舊電價相同的項目收益，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，光伏系統成本中的鋼材、電纜、混凝土等輔材價格都處于上漲態勢，人力成本也處于上漲態勢。因此，系統成本下降主要依靠兩個方面：第一，成本中占比最大的組件成本的下降；第二，非技術成本的下降(土地、屋頂租金、送出、路條費等)。而非技術成本短時間內很難下降，如此，成本下降應該主要依靠組件成本的下降。

根據目前組件的成本構成，個人認為，電池片、組件環節的利潤已經很低，未來組件成本的下降主要取決于利潤較高的硅料環節和硅片環節，尤其是硅料價格的變化。

考慮到目前硅料、硅片企業的訂單比較飽滿，下游應用市場的供需關系傳遞到上游大概需要約2～3個月的時間，因此，預計硅料價格的變動需要在2～3個月以后。

目前，主流光伏組件的價格約為2750元/kW。考慮到“6·30”搶裝因素，“6·30”前組件價格肯定沒有1000元/kW的降幅，因此，以2018年新電價并網的項目收益肯定要下降。

3 調整電價對于2018年市場預期的影響

3.1 對于地面電站的影響(普通電站、集中式扶貧電站、地面分布式電站)

3.1.1 2017 年的項目搶“6·30”

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

由于在2016年的指標分配過程中，多省采取了“先建先得”的辦法，造成大量已經建成的電站無指標。2016年底緊急增補了一批，但仍有大量開建、建成的無指標的項目。如河北省、山東省獲得2017年指標的項目，大量是“6·30”前并網，或是已經開工、2017年底能并網的項目。

根據之前的分析，全國存在6 GW以上已建成但無指標的項目。因此，2017年14.4 GW的指標結轉到2018年并網，即需要搶“6·30”的項目約為8 GW左右。

3.1.2 2018 年的項目搶“12·31”

由于2019年無“6·30”，因此進入2018年13.9 GW規模指標的項目會出現搶“12·31”的狀況。然而，需要考慮以下4個因素：

1)很多省份2017年底的指標分配尚未完。2017年春節在2月中旬，“6·30”之前有多個重要事項，國家層面的“兩會”、領跑者和超跑者項目招標、搶“6·30”并網，因此，大部分省份2018年的指標分配估計要到“6·30”后完成。

2)需考慮到項目拿到指標后，要有半年以上的時間開展土地、電網、環評等手續的辦理，工程及設備招投標，項目建設及并網等工作。

3)采用新電價后，要在新電價基礎上進行競價，由于“6·30”前投資無法降到預期水平，項目無法達到各公司要求的8%基準收益率，會影響業務的投資積極性。

4) 2019年的電價調整幅度、設備價格走勢在3個月前很難預測，且目前指標分配均采用“競爭性配置”的政策。因此，投資商不敢在電價、設備價格無預期的情況下貿然搶“12·31”。

因此，個人認為，2018年13.9 GW的項目在當年的并網量并不會很多，預計在2～3 GW。

綜上所述，個人認為2018年并網的普通地面電站約為10 GW。

3.2 領跑者電價會創新低

2017年5.5 GW的領跑者項目預計有1 GW要在2018年并網。

根據能源局文件，2018年8 GW的領跑者項目中，明確只有5 GW在2018年并網，1.5 GW要在2019年并網，剩余1.5 GW還未進行城市分配，預計也要在2019年并網。

值得注意的是，2017年的領跑者中標電價比當時的標桿電價下降了15%～44%，各基地平均下降15%～36%(不含河北冬奧會走廊)。

2018年的領跑者基地中，各基地都提出了競標電價至少要低于標桿電價的百分比，如表4所示。

因此，受0.55元/kWh、0.65元/kWh、0.75元/kWh的影響，預計2018年的領跑者投標中，電價會創新低，可能在格爾木、德令哈、達拉特旗出現0.4元/kWh的超低電價。

技術方面，兩類降本增效的手段將在領跑者中受青睞：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、可調支架，從而提高發電量。

表3 第二批領跑者項目中標電價概況

表4 第三批領跑者基地承諾競標電價門檻

3.3 戶用光伏項目

由于戶用項目造價相對較高，在2017年舊電價下，不貸款時項目收益僅有8%～10%左右；在新電價下，戶用項目收益會進一步變差。

目前，50%以上的戶用項目以貸款模式開展，而貸款的綜合成本能達到6%～7%，因此，戶用項目的收益已逼近貸款成本。由于戶用光伏電站對用戶來說是作為投資品進行安裝，收益的大幅降低，甚至接近貸款成本，會導致投資積極性大幅降低，因此，新電價對戶用市場將是一個非常大的打擊。

然而，由于目前很多大企業都參與到了戶用光項目的投資和推廣當中，戶用市場非常火爆。因此，預期明年的安裝量應該能達到80萬套以上，總規模在6 GW左右。

3.4 工商業屋頂分布式光伏項目

對于工商業屋頂分布式光伏項目的電價調整，采取了不對稱調整。

“全額上網”的調整幅度很大，對項目收益影響很大，前文已經介紹過；“自發自用、余量上網”的調整幅度低于預期，對項目收益的影響在0.6%～1%左右，而這一模式的收益本來就很好，降價后仍將保持非常高的收益水平。

電價調整后，在全國范圍內，“自發自用、余量上網”的綜合電價遠高于“全額上網”的情況。

3.4.1 Ⅰ類資源區

圖3為Ⅰ類資源區工商業屋頂分布式光伏項目兩種模式的電價比較。

圖3 Ⅰ類資源區“自發自用、余量上網”電價與“全額上網”對比

由圖3可知，Ⅰ類資源區內，“工商業電價+0.37”比光伏標桿電價0.55元/kWh高出0.34～0.47元/kWh；“大工業電價+0.37”比光伏標桿電價高出0.19～0.22元/kWh；“脫硫煤標桿電價+0.37”比光伏標桿電價高出0.07～0.14元/kWh。

可見，在Ⅰ類資源區內，采用“自發自用、余量上網”模式的電價會遠高于采用“全額上網”模式的電價。

3.4.2 Ⅱ類資源區

圖4為Ⅱ類資源區工商業屋頂分布式光伏項目兩種模式的電價比較。由圖4可知，Ⅱ類資源區內，“工商業電價+0.37”比光伏標桿電價0.65元/kWh高出0.43～0.49元/kWh；“大工業電價+0.37”比光伏標桿電價高出0.19～0.22元/kWh；“脫硫煤標桿電價+0.37”比光伏標桿電價高出0.02～0.12元/kWh。

圖4 Ⅱ類資源區“自發自用、余量上網”電價與“全額上網”對比

可見，在Ⅱ類資源區內，采用“自發自用、余量上網”模式的電價同樣會遠高于采用“全額上網”模式的電價。

3.4.3 Ⅲ類資源區

圖5為Ⅲ類資源區工商業屋頂分布式光伏項目兩種模式的電價比較。

圖5 Ⅲ類資源區“自發自用、余量上網”電價與“全額上網”對比

由圖5可知，Ⅲ類資源區內，“工商業電價+0.37”比光伏標桿電價0.75元/kWh高出0.33～0.50元/kWh；“大工業電價+0.37”比光伏標桿電價高出0.14～0.41元/kWh；僅在貴州等7省區，“脫硫煤標桿電價+0.37”比光伏標桿電價略低，且在0.04元/kWh以內，但在其他9個地區，高出0～0.09元/kWh。

可見，在Ⅲ類資源區內，采用“自發自用、余量上網”模式的綜合電價同樣基本高于采用“全額上網”模式的電價。

3.4.4 綜合分析

分布式光伏項目兩種模式的優缺點為：

1)“全額上網”：全部與電網結算，風險低；但項目收益差。

2)“自發自用、余量上網”：結算風險受制于用戶信譽，但項目收益遠超“全額上網”。一是因為在全國范圍內，出現“自發自用、余量上網”電價遠高于“全額上網”(如圖3～圖5)；另外《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》(發改能源[2017]1901號)的實施，也更有利于“自發自用、余量上網”模式，尤其是“由電網作為第三方幫助結算”的提法，若能實施將消除結算風險。

在2017年及以前，屋頂分布式光伏項目主要以“全額上網”的形式開展，未來“自發自用、余量上網”的比例將大幅上升。這一結論主要鑒于以下3個原因：

1)電價調整以2017年12月31日為時間節點，不會產生搶裝；

2)由于“全額上網”分布式光伏項目收益變差，部分地區在調整后收益無法達到8%的投資標準，此類項目投資會受重大影響；

3)“自發自用、余量上網”收益高，但受制于業主的信譽水平，個人認為快速擴張相對困難。

因此，個人認為，2017年的工商業屋頂分布式光伏的規模很難實現翻番，預計在10～12 GW左右。

3.5 村級光伏扶貧電站及戶用分布式光伏扶貧項目

此類項目電價不調整，但會從設備降價中受益。這類項目是此輪電價調整中受益最大的項目類型，然而，此類項目的總規模受到國家下發的規模指標影響。2017年12月29日，國家能源局下發了第一批4.186 GW的村級光伏扶貧，要求地方政府進行全投資。考慮到地方政府實際的投資能力，預計2018年村級扶貧建成在4 GW以內。

3.6 綜合分析

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

2)領跑者項目：可能會出現0.4元/kWh以內的中標電價；高效組件、雙面組件及跟蹤式支架將被采用，實現LCOE的降低。

3)戶用光伏項目：電價下調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，影響戶用光伏項目的爆發式增長。然而，由于目前很多大企業都參與到戶用的投資和推廣中，預期明年的安裝量應該能達到80萬套以上，總規模在6 GW左右。

4)工商業屋頂分布式光伏項目：不對稱調整使“自發自用、余量上網”的分布式效益遠高于“全額上網”，且受益于分布式電量交易試點的推廣，目前以“全額上網”模式為主的分布式市場將被改變。

5)村級扶貧(含戶用)：此次調價的最大受益類型，但規模受國家頒布的指標限制，預計2018年建成4 GW以內。

表5為2018年市場預測。其中，累計地面電站為17～18 GW，分布式項目為21～23 GW；分布式光伏的裝機總量超過地面電站。

表5 2018年國內裝機市場預測

4 電價調整對企業的影響

4.1 對于補貼拖欠的擔憂

根據國家能源局發布的數據，2017年1～11月，風電發電量為2717億kWh ，光伏發電量為1069億kWh，同時考慮600億kWh以上的生物質發電，則2017年1～11月，風電需要補貼500億元以上，光伏需要補貼530億元以上，生物質需要補貼約150億元；同時，風電、光伏的接網工程補貼需要35億元以上。因此，1～11月所需的可再生能源附加總補貼額在1210億元以上。1～11月，第二、三產業的總用電量為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批補貼目錄中的項目所需要的補貼；2017年11月又緊急增補了6.7 GW的光伏扶貧項目的補貼。由此可見，除光伏扶貧以外，未進入前6批目錄的光伏項目補貼拖欠問題將更加嚴重。

4.2 補貼拖欠對于企業的影響

對于實力雄厚的央企、國企，拖欠補貼為“應收賬款”，對企業影響不是很大。然而，對于一些對現金流依賴程度高的民營企業則影響重大。

一些民營的投資商甚至表示希望電價降幅更大。因為電價下調幅度大了，補貼的占比就少了，自然倒逼上游設備制造端下降，現在上游還存在下降空間。降不到預期價格，投資商是不會投資的。投資企業可以不投資，但設備企業不能不生產，價格必然下降，何況這些企業在2017年都進行了擴產，這些產能將在2018年釋放。

若電價下降幅度更大，補貼占比少，拖欠影響小，民營企業的現金流就會好一些。電價高，設備價格也高，利潤只在設備制造端；電價低，補貼占比低，投資企業更好過。現在電價再高，對于一些民營企業而言都是虛的，因為它們很可能在補貼到位前倒閉。