一、綜述
1、對于地面電站的影響（普通電站、集中扶貧、地面分布式）
搶630的項目規模在8GW左右；搶1231的項目規模在2~3GW。 此類項目總規模為10GW左右
2、領跑者項目
1）可能會出現4毛以內的中標電價；
2）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，影響戶用的爆發式增長。然而，由于目前很多大企業都在參與到戶用的投資和推廣當中，預期明年的安裝量應該能達到80萬套以上，總規模在6GW左右。
4、工商業屋頂分布式光伏項目
不對稱調價使“自發自用、余電上網”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“全額上網”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。
6、綜合
可能會首次出現，分布式的新增裝機規模超過地面電站。
詳細說明見下文分析。
二、對于地面電站的影響（普通電站、集中扶貧、地面分布式）
2017年的項目搶630
2017年一共有14.4GW的集中式光伏電站指標。其中，7.2GW以上給了集中式扶貧。
由于2016年的指標分配過程中，多省采取了“先建先得”的辦法，造成大量已經建成電站無指標。2016年底緊急增補了一批，但仍有大量開建、建成無指標的項目。如，河北省、山東省獲得2017年指標的項目，大量是630前并網或者已經開工、2017年底能并網的項目。
根據之前的分析，全國存在6GW以上建成但無指標的項目。因此，2017年14.4GW的指標結轉到2018年并網，即需要搶630的項目，約為8GW左右。
2018年的項目搶1231
由于2019年無630，因此進入2018年13.9GW指標盤子的項目會出現搶1231的狀況。
然而，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，630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630并網。因此，大部分省份2018年的指標分配估計要到630后完成。
2）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，而且要在新電價基礎上進行競價，由于630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，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1231。
因此，個人認為，2018年13.9GW的項目，在當年的并網量并不會很多，預計2~3GW。
綜上所述，認為2018年并網的普通地面電站大概在8~10GW。
三、領跑者電價會創新低
2017年5.5GW的領跑者預計有1GW要在2018年并網；
根據能源局文件，2018年8GW的項目，明確只有5GW在2018年并網，1.5GW要在2019年并網，剩余1.5GW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%（不含河北奧運走廊）。
表3：第二批領跑者項目中標電價概況
2018年的領跑者基地中，各基地都提出競標電價至少要低于標桿電價的百分比，如下表所示。
表4：第三批領跑者基地承諾電價下降幅度
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。
四、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，戶用項目的收益已經逼近貸款成本。
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，投資積極性會大幅降低。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在參與到戶用的投資和推廣當中，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6GW左右。
五、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。
“自發自用、余電上網”的調整幅度低于預期，對項目收益的影響在0.6%~1%左右。“自發自用、余電上網”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、余電上網”的綜合電價遠高于“全額上網”的情況。
1）一類資源區
圖7：一類資源區“自發自用、余電上網”電價與“全額上網”對比
一類資源區內，
工商業電價+0.37比0.55元/kWh高0.34~0.47元/kWh;
大工業電價+0.37比0.55元/kWh高0.19~0.22元/kWh;
脫硫煤電價+0.37比0.55元/kWh高0.07~0.14元/kWh。
可見，在一類資源區內，采用“自發自用、余電上網”的模式的電價會遠高“全額上網”模式電價。
2）二類資源區
圖8：二類資源區“自發自用、余電上網”電價與“全額上網”對比
二類資源區內，
工商業電價+0.37比0.65元/kWh高0.43~0.49元/kWh;
大工業電價+0.37比0.65元/kWh高0.19~0.22元/kWh;
脫硫煤電價+0.37比0.65元/kWh高0.02~0.12元/kWh。
可見，在二類資源區內，采用“自發自用、余電上網”的模式的電價同樣會遠高“全額上網”模式電價。
3）三類資源區
圖9：三類資源區“自發自用、余電上網”電價與“全額上網”對比
三類資源區內，
工商業電價+0.37比0.75元/kWh高0.33~0.50元/kWh;
大工業電價+0.37比0.75元/kWh高0.14~0.41元/kWh;
在貴州等7省區，脫硫煤電價+0.37比0.75元/kWh略低，在4分以內，但在其他9個地區，高0~0.09元/kWh。
4）綜合分析
綜上所述，在三類資源區內，采用“自發自用、余電上網”的模式的綜合電價同樣會遠高“全額上網”模式電價。
因此，分布式兩類方式的優缺點如下：
全額上網”，
優點：全部與電網結算，風險低；
缺點：項目收益差。
“自發自用、余電上網”：
優點：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、余電上網”電價遠高于“全額上網”（如圖7~9）；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、余電上網”！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。
缺點：結算風險受制于用戶信譽；
在2017年及以前，屋頂分布式主要以“全額上網”的形式開展，未來自發自用、余電上網”的比例將大幅上升。
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、余電上網”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規模很難實現翻番，預計在10~12GW左右。
六、村級扶貧（含戶用）項目
電價不調整，但會從設備降價中受益。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。
七、綜合分析
綜上所述，對于明年市場的預期匯總如下表所示。
表5：2018年國內裝機市場預期
上表中，
累計地面電站新增裝機為17~18GW；
累計分布式項目新增裝機為20~22GW。
分布式光伏的裝機總量超過地面電站。
來源：智匯光伏
