评论
1. 若该报价企业最终中标，意味着此项目已基本实现发电侧上网平价。
项目所在地的脱硫燃煤标杆上网电价为0.3731 元/度，若0.39 元/度的报价中标，则仅比当地燃煤上网电价高4.5%，即基本已经实现“发电侧平价上网”这一光伏行业的圣杯。换句话说，在0.39 元/度的电价构成中，补贴部分将只占到4.3%，困扰行业多年的补贴拖欠问题对项目收益率的影响，已经基本可以忽略。
2. 报价较该地区光伏标杆电价降幅巨大，但并非一定不赚钱。
我们在年初的策略报告中曾大胆预测，今年的领跑者项目大概率出现低于0.4 元/度的电价，这主要基于三条理由：
(1)一年半之前第二批领跑者基地招标中，在内蒙乌海基地已经出现0.45 元/度的中标电价，这一年半以来可比的系统单位建设成本降幅远不止10%;
(2)相比第二批项目，能源局在对第三批领跑者基地的优先中，对各种可能出现的非技术成本、外部成本做了严格控制(如土地租金设限、外送线路共建等)，令第三批项目的投资环境大幅改善;(3)跟踪支架、双面发电等在系统层面优化发电能力的新技术近年来快速普及(此类技术的特点是每瓦单位建设成本较高，但增加的利用小时数更高，从而实现更低的度电成本)，对新技术有充分认知、并且有把握高质量实施的企业，确实有能力较采用常规技术方案的企业报出更低的价格。
综上，尽管吉林白城作为光伏II 类资源区，0.39 元的电价较该地区2018 年0.65 元的光伏标杆上网电价下浮40%之巨，但不排除这一报价仍然有利可图的可能。
3. 发电侧平价上网(或接近平价上网)的意义究竟是什么?
首先，平价上网意味着巨大市场空间的释放。根据我们的测算，假设光伏实现发电侧平价之后，由光伏满足主要的新增用电需求，则仅中国市场在2020 年前后就可实现100GW 左右的年度新增装机，此后数年，若考虑对存量火电的逐步替代，则可能轻易超过200GW/年。
其次，随着光伏项目的上网电价逐渐接近燃煤标杆电价，意味着其对补贴的依赖度将大幅降低，此前困扰行业多时的“补贴拖欠”问题，对上网电价已经接近燃煤电价的项目，将变得无足轻重。国家的补贴拨付需求也将在2020 年前后见顶，随着用电量的稳步上升(即可征收的附加费逐渐增加)，此前项目的补贴拖欠问题也将逐步得到缓解。
