國家發展改革委 國家能源局發布《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》以來引發光伏業的大討論，各位光伏大咖紛紛解讀新政，可謂百家爭鳴。以下是昱輝陽光董事長李仙壽對于此次新政的個人解讀，僅供參考

解讀之一

第一直覺就是補貼要降了，2020補貼退出，可以理解為現在0.42的補貼每年降低1/3，即18年0.28，19年0.14，20年0，對應的電站造價從現在的5.50/W降低到18年的4.50，19年的4.0，和20年的3.5/W，考慮技術進步（每年效率提高5%，很難實現），電站成本下降0.25/年，粗略計算，18年全行業在中國市場擠出利潤（5.50-4.50-0.25）=0.75，保守按照40GW計算，則18年全年損失利潤0.75*40GW=300億，同理，19年損失利潤（4.5-4.0-0.25）*40GW=100億，20年（4.0-3.5-0.25）*40GW=100億?？紤]到海外市場由于中國競爭加劇，同樣會產生組件價格下跌，海外損失也可以參展國內市場計算，這樣整個行業在18年損失利潤0.75*100GW=750億，19年0.25*100GW=250億，2020年損失0.25*100GW=250億！這是光伏行業最終按照國家補貼進行反向定價原理推導的結論！制造業未來三年不會樂觀，特別是規模較大的企業和近兩連利潤豐厚的多晶硅環節，首當其沖，中小企業由于積極參與離散的分布式市場，反而影響較??！經過這三年的洗禮后，2021年進入配電側平價時代，沒有了補貼也就沒有了補貼下降，產品價格只受供需狀況影響，市場自行調節，市場會變得平穩！這是長期利好！

解讀之二

補貼下降會導致組件價格下跌，這是毫無疑問的，對那些持有固定PPA的下游企業是重大利好，因為電站建設成本下降而PPA沒有下降，項目IRR會上升。短期而言，補貼下降，導致更多上游企業搶占電站資源，下游競爭加劇，電站成本也不會如上篇論述那樣就能夠快速達到4.5/4.0/3.5，上下游拉鋸戰，電站收益也會受到影響，但遠遠沒有上游這么慘烈！分布式能源是新電改的重要組成部分，我們先來了解什么是“新電改”，新電改的核心思想就是電網僅收過網費，供電端和售電端全放開，雖然過去幾年，嘗試了“直購電”政策，以四川為例，水電廠與電力大客戶簽訂直購電合同，電網收取“過網費”，水電收購價0.19，過網費0.21，理論上用戶可以拿到0.40的價格，實際上電網巧立明目，收取的過網費遠遠高于0.21，用戶拿到的直購電價格僅僅比電網目錄電價低0.02-0.03，只是象征性地給大客戶優惠一點，浙江、江蘇的直購電方案也是如此，可以說，直購電試點是失敗的，也宣告了中國政府的第二輪電改失敗了！從最近的國家發改委的文件中，雖然沒有強調電改政策，但從字里行間，能感受到新電改的力度，鼓勵分布式，實施過網售電，過網費要透明…正如我前面論述到的，實施分布式大計就是新電改，利用分布式能源蠶食電力用戶市場，放開限制，實現互聯互通，到那時電網再也無法控制電力市場，徹底喪失定價權，這就是這一屆政府的電改良方！而地面電站會加劇能源過剩，西部遠距離輸電沒有經濟性，東部土地資源匱乏，這不是發展方向！

解讀之三

我們一起惡補電力知識，大電網是由很密密麻麻的中低壓配電網（0.4/10/35KV）、高壓輸電網（110/220KV）、超高壓跨區輸電網（330/500/750KV）和特高壓跨區輸電網（1000KV/800KV直流）組成，不同電壓等級用途不一樣。如果我們將太陽能電站建在新疆，由于本地沒有消納能力，太陽能電力只能通過升壓（35KV轉330）經過寧夏330樞紐站轉送到河南境內（這是電力需求大省，假如太陽能發電企業找到了河南境內的售電客戶），線路長度超過3000KM，再通過鄭州的220配送各個電力用戶，一般電力用戶等級為10KV，那么，電網應該如何計算過網費呢？35-330-220-110（35）-10，也就是必須經過5級變壓，數千公里的輸送，中間的銅損（線路損耗）、鐵損（變壓器損耗）…無法計算，就算全部售電收入都給了電網，電網也不愿意干，這就是新疆雖然有很便宜的電，早幾年也不敢大建火電廠，因為沒有經濟性，前幾年，歐洲某公司突發奇想，在北非沙漠建一個大型太陽能電站，向歐洲供電，不就是解決了歐洲的用電了嗎？不要受俄羅斯的“氣”，實際上從經濟上是無法實現的！早幾年前，我就不看好西部太陽能電站，在中國這種荒唐的事情是經常會發生的！以此類推，所有的西部、北部的集中式電站都是不靠譜的，而那些大規模擴產的企業已經喪失了理智，而每年吹出幾百GW需求的分析師是別有用心的！近兩年，很多聰明的公司開始轉戰東部電站，雖然發電效率遠遠低于西部，但可以就近消納，輸送距離短，將來收取的過網費也相對較低 ！所以太陽能一定是一種就近消納的一種補充能源，受電網容量和調峰能力的限制，短期內無法大規模發展，大家不要盲目樂觀！

來源 | 雪球