早在9月份，行业就流传了各种版本的电价调整文件，本号也予以关注，整理了自己听到了三个版本《关于明年光伏电价调整的最新靠谱说法》，并提出自己认为比较靠谱的一种说法是：
1)地面电站、全额上网分布式：630后下调0.1元/kWh;
2)自发自用分布式：2018年元旦后开始下调0.07元/kWh;
结果，最终的文件是：
1)地面电站：630后下调0.1元/kWh;
2)全额上网分布式：2018年元旦后开始下调0.1元/kWh
3)自发自用分布式：2018年元旦后开始下调0.05元/kWh;
4)村级扶贫项目(含户用)：根本没有降!
可见，这个结果比当初预想的更好!
有人跟我说，虽然没有630，然而，分布式只降5分钱，简直是全年都在抢装!
然而，对于这种比预期低的降价幅度，个人觉得是喜忧掺半。
二、系统成本下降幅度难抵电价下调对收益的影响
光伏项目标杆电价调整后，如果项目投资不能降低到一定水平，项目收益肯定会下降。
1当项目投资不变时，收益率下降情况
以6500元/kW造价为例，采用新标杆电价时，平均下调0.1元/kWh。项目的融资前全投资内部收益率变化情况如图1~3所示。
1)一类资源区
图1：一类资源区电价下调后收益率变化
一类资源区虽然太阳能资源很好，但考虑到限电的影响，发电量无法达到预期水平。根据相关规定，对一类资源区的保障小时数为1500h，因此首年满发小时数采用1400h、1500h、1600h来进行计算。
通过计算发现，电价由0.65元/kWh下调到0.55元/kWh，根据项目的发电量情形不同，项目全投资税前内部收益下降2.1%~2.4%。
电价调整前，IRR均在8%以上;调整后若保持现有投资，则收益则在6%~8%之间，低于行业基准收益率8%。
2)二类资源区
图2：二类资源区电价下调后收益率变化
二类资源区的资源跨度比较大，选择首年满发小时数为1200h、1300h、1400h来进行计算。通过计算发现，电价由0.75元/kWh下调到0.65元/kWh，根据项目的发电量情形不同，项目全投资税前内部收益下降1.9%~2.1%。
电价调整前，IRR基本在8%以上;调整后若保持现有投资，则收益则在6%~8%之间，低于行业基准收益率8%。
3)三类资源区
图3：三类资源区电价下调后收益率变化
三类资源区资源较差，选择首年满发小时数为1100h、1200h、1300h来进行计算。通过计算发现，电价由0.85元/kWh下调到0.75元/kWh，根据项目的发电量情形不同，项目全投资税前内部收益下降1.7%~2.0%。
电价调整前，IRR均高于8%;调整后若保持现有投资，则收益则在6.5%~9%之间;首年满发小时数低于1200h的时候，项目的IRR低于行业基准收益率8%。
2保证收益率不变时，投资需要下降的幅度
如果以“2018年的新电价”执行项目，要达到与之前项目收益相同，项目总投资必然要下降。那电价下调后，下降多大幅度，才能保障项目收益相同?
采用8%的基准收益了为测算基础，对保证收益相同时，不同资源区的投资下降水平进行了测算，如下文。
1)一类资源区
图4：一类资源区保证收益不变的投资下降
从上图可以看出，在不同的电价水平和首年满发小时数，一类资源区的项目以8%的收益率进行反算，电价下调后，收益初始投资下降1.1~1.3元/W。
当项目投资下降到5.5元/W以内时，如果首年满发小时数能达到1400h以上，一类资源区的项目几乎全部具备投资价值。
2)二类资源区
图5：二类资源区保证收益不变的投资下降
从上图可以看出，在不同的电价水平和首年满发小时数，二类资源区的项目以8%的收益率进行反算，电价下调后，收益初始投资下降0.97~1.13元/W。
当项目投资下降到5.5元/W以内时，如果首年满发小时数能达到1200h以上，二类资源区的项目几乎全部具备投资价值。
3)三类资源区
图6：三类资源区保证收益不变的投资下降
从上图可以看出，在不同的电价水平和首年满发小时数，三类资源区的项目以8%的收益率进行反算，电价下调后，收益初始投资下降0.9~1.05元/W。
当项目投资下降到5.7元/W以内时，如果首年满发小时数能达到1100h以上，二类资源区的项目几乎全部具备投资价值。
3综合分析
1)下游需要上游大幅降价
综上所述，不同资源区内，光伏项目在电价下调后要达到相同收益时，投资应该下调的幅度如下表所示。
表2：不同资源区达到相同收益时的投资下调幅度
可见，项目执行新电价时，要达到与旧电价相同的项目收益，在不同的资源水平下，总投资要下降0.9~1.3元/W，平均1元/W左右。
2)上游降价的可能性
目前，光伏系统成本中：
逆变器的成本在0.15~0.35元/W之间，造价已经很低，未来下降的绝对数值空间不大;
辅材(电缆、钢材、水泥)和人工的成本一直处于上涨的状况!
因此，系统成本下降主要依靠两个方面：
第一，成本占比最大的组件成本的下降。
第二，非技术成本的下降(土地、屋顶租金、送出、路条费等)
非技术成本短时间内很难下降，成本下降应该主要依靠组件成本的下降。
根据目前组件的成本构成，个人认为，
电池片、组件环节的利润已经很低，未来组件成本的下降主要取决于利润较高的硅料环节和硅片环节，尤其是硅料价格的变化。
考虑到目前硅料、硅片企业的订单比较饱满，下游应用市场的供需关系传递到上游大概需要2~3个月左右的时间。因此，预计硅料价格的变动需要在2~3个月以后。
目前，主流光伏组件的价格为2.75元/W左右。考虑到630抢装因素， 630前组件价格肯定无1元/W的降幅，因此以2018年新电价并网的项目收益肯定要下降。
三、电价调整对投资企业的影响
1对于补贴拖欠的担忧
2017年上半年，风电发电量为1490亿kWh ;光伏发电量为518亿kWh;预计全年风电发电量约3000亿度，光伏在1000亿度以上。同时考虑约650亿度的生物质发电。则2017年当年来看，
风电需要补贴555亿元以上;光伏需要补贴500亿元以上;生物质需要补贴约160亿元。同时，风电、光伏的接网工程补贴需要35亿元以上。总补贴额约在1250亿元。而每年征收到的可再生能源附加不足700亿元。
目前，可再生能源附加的资金刚能覆盖住前6批补贴目录中的项目所需要的补贴;2017年11月又紧急增补了6.7GW的光伏扶贫项目的补贴。
由此可见，除光伏扶贫以外，未进入前6批目录的光伏项目补贴拖欠问题将更加严重。
2补贴拖欠对于企业的影响
1)对央企、国企影响小
对于实力雄厚的央企、国企，拖欠补贴为“应收账款”，对企业影响不是很大。然而，对于一些对现金流依赖程度高的民营企业则影响重大。
2)对民营企业影响大
之前跟一些民营的投资商交流，有人甚至表示希望电价降的更多一些。因为电价下调大了，补贴的占比就少了，自然倒逼上游设备制造端下降，现在上游还是有下降空间的。降不到预期价格，投资商是不会投资的。投资企业可以扛着不投资，但设备企业不能扛着不生产，价格必然下降，何况今年的产能扩的这么大。
3)补贴降低幅度低，对民营投资企业未必是好事
如果电价降的更厉害一些，补贴占比少，拖欠影响少，他们的现金就会好一些;电价高，设备价格下不来，利润留在设备制造端。电价低，补贴占比低，投资企业更好过。现在电价再高，对于一些民营企业来说，都是虚的，因为它们很可能死在补贴到位之前。
