光伏標(biāo)桿電價降價是長期趨勢。

國家發(fā)展光伏產(chǎn)業(yè)，促進行業(yè)技術(shù)不斷進步和產(chǎn)業(yè)規(guī)模化的形成，要求最終實現(xiàn)成本的大幅下降及電價平價上網(wǎng)。去年，國家已經(jīng)對光伏電站標(biāo)桿電價進行了下調(diào)，即2016年以前完成備案并在2016年6月以前完成安裝的，標(biāo)桿電價執(zhí)行此前的價格：一類資源區(qū)、二類資源區(qū)、三類資源區(qū)分別為0.9元/千瓦時、0.95元/千瓦時、1元/千瓦時。超過以上時點的，執(zhí)行新價格，三類資源區(qū)價格分別為：0.8元/千瓦時、0.88元/千瓦時、0.98元/千瓦時。三類資源區(qū)降價幅度分別為：11.1%、7.4%、2%。按照此前“十三五”規(guī)劃，未來幾年光伏標(biāo)桿電價將分多次小步調(diào)整，三類資源區(qū)價格將分別下調(diào)至：0.72元/千瓦時、0.8元/千瓦時、0.9元/千瓦時。

本次擬降價幅度超出預(yù)期。

《意見稿》提出的光伏地面電站下調(diào)幅度之大超出預(yù)期。光伏地面電站三類資源區(qū)上網(wǎng)電價將調(diào)整至：0.55元/千瓦時、0.65元/千瓦時和0.75元/千瓦時，分布式補貼由此前執(zhí)行的0.42元/千瓦時，下調(diào)至：一類資源區(qū)0.2元/度/千瓦時、二類資源區(qū)0.25元/千瓦時、三類資源區(qū)0.3元/千瓦時。下降幅度最高達到30%，新政劃定的執(zhí)行時間為2017年1月1日。

可再生能源補貼不足是下調(diào)主因。

我國可再生能源補貼的主要來源是可再生能源電價附加費。去年可再生能源補貼資金缺口累計300億元。為解決這一問題，國家發(fā)改委將可再生能源電價附加征收標(biāo)準(zhǔn)上調(diào)4厘至0.019元/千瓦時，可多征收約190億元，但缺口依然很大。今年上半年，我國可再生能源補貼缺口累計達到550億元，可再生能源補貼根本無法支持“2020年光伏發(fā)電1.5億千瓦，風(fēng)力發(fā)電2.5億千瓦”裝機容量的發(fā)展規(guī)劃。在目前經(jīng)濟下行壓力的背景下，給企業(yè)減負(fù)是政府一大工作目標(biāo)，大幅上漲電價附加費不現(xiàn)實，所以只能大幅下調(diào)可再生能源補貼。政府采取這一選擇，也是希望以價格“倒逼”促進光伏行業(yè)繼續(xù)降低成本，盡快實現(xiàn)平價上網(wǎng)。

光伏電站利潤或?qū)⒈磺治g殆盡。

光伏發(fā)電的成本受到很多因素影響，包括光照時間、棄光率、初始投資成本、貸款利率、系統(tǒng)效率、組件衰減等。西部地區(qū)光照時間長，但棄光率高，東部地區(qū)光照時間不足，假定以中部地區(qū)日照時間1400小時，理想狀態(tài)下，成本大約為0.58元/度。目前來看，調(diào)整后的價格會將大多數(shù)企業(yè)的利潤侵蝕殆盡。

對未來影響的判斷。

在對業(yè)內(nèi)人士進行了簡單的草根調(diào)研之后，我們認(rèn)為最終的結(jié)果是標(biāo)桿電價下調(diào)，但幅度不會那么大。如果完全執(zhí)行《意見稿》提出的價格，那么對行業(yè)將是較為致命的打擊。光伏發(fā)電的成本下降是一個緩慢過程，不能一蹴而就。今年上半年，國內(nèi)出現(xiàn)了搶裝潮，之后行業(yè)進入了休整期，三季度行業(yè)業(yè)績環(huán)比普遍下滑較快。光伏標(biāo)桿電價如果略有下調(diào)，將會引導(dǎo)又一輪的搶裝潮，四季度行業(yè)業(yè)績或有改善。關(guān)于分布式光伏價格的下調(diào)，我們的判斷是：國家對分布式光伏發(fā)電持鼓勵態(tài)度，上一輪光伏電價下調(diào)，并沒有涉及到分布式光伏發(fā)電。因此我們預(yù)計，分布式光伏上網(wǎng)補貼下調(diào)幅度也不會太大。分布式光伏目前的盈利模式主要是“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”，“全額上網(wǎng)”的模式本來就不經(jīng)濟。因此分布式光伏上網(wǎng)補貼下調(diào)，影響相對有限。建議按照以上分析，密切關(guān)注最終調(diào)價結(jié)果，以確定投資決策。