光伏項目標桿電價調整后，如果項目投資不能降低到一定水平，項目收益肯定會下降。
一、當項目投資不變時，收益率下降情況
以6500元/kW造價為例，采用新標桿電價時，平均下調0.1元/kWh。項目的融資前全投資內部收益率變化情況如圖1~3所示。
1、一類資源區
圖1：一類資源區電價下調后收益率變化
一類資源區雖然太陽能資源很好，但考慮到限電的影響，發電量無法達到預期水平。根據相關規定，對一類資源區的保障小時數為1500h，因此首年滿發小時數采用1400h、1500h、1600h來進行計算。
通過計算發現，電價由0.65元/kWh下調到0.55元/kWh，根據項目的發電量情形不同，項目全投資稅前內部收益下降2.1%~2.4%。
電價調整前，IRR均在8%以上；調整后若保持現有投資，則收益則在6%~8%之間，低于行業基準收益率8%。
2、二類資源區
圖2：二類資源區電價下調后收益率變化
二類資源區的資源跨度比較大，選擇首年滿發小時數為1200h、1300h、1400h來進行計算。通過計算發現，電價由0.75元/kWh下調到0.65元/kWh，根據項目的發電量情形不同，項目全投資稅前內部收益下降1.9%~2.1%。
電價調整前，IRR基本在8%以上；調整后若保持現有投資，則收益則在6%~8%之間，低于行業基準收益率8%。
3、三類資源區
圖3：三類資源區電價下調后收益率變化
三類資源區資源較差，選擇首年滿發小時數為1100h、1200h、1300h來進行計算。通過計算發現，電價由0.85元/kWh下調到0.75元/kWh，根據項目的發電量情形不同，項目全投資稅前內部收益下降1.7%~2.0%。
電價調整前，IRR均高于8%；調整后若保持現有投資，則收益則在6.5%~9%之間；首年滿發小時數低于1200h的時候，項目的IRR低于行業基準收益率8%。
二、保證收益率不變時，投資需要下降的幅度
如果以“2018年的新電價”執行項目，要達到與之前項目收益相同，項目總投資必然要下降。那電價下調后，下降多大幅度，才能保障項目收益相同？
采用8%的基準收益了為測算基礎，對保證收益相同時，不同資源區的投資下降水平進行了測算，如下文
1、一類資源區
圖4：一類資源區保證收益不變的投資下降
從上圖可以看出，在不同的電價水平和首年滿發小時數，一類資源區的項目以8%的收益率進行反算，電價下調后，收益初始投資下降1.1~1.3元/W。
當項目投資下降到5.5元/W以內時，如果首年滿發小時數能達到1400h以上，一類資源區的項目幾乎全部具備投資價值。
2、二類資源區
圖5：二類資源區保證收益不變的投資下降
從上圖可以看出，在不同的電價水平和首年滿發小時數，二類資源區的項目以8%的收益率進行反算，電價下調后，收益初始投資下降0.97~1.13元/W。
當項目投資下降到5.5元/W以內時，如果首年滿發小時數能達到1200h以上，二類資源區的項目幾乎全部具備投資價值。
3、三類資源區
圖6：三類資源區保證收益不變的投資下降
從上圖可以看出，在不同的電價水平和首年滿發小時數，三類資源區的項目以8%的收益率進行反算，電價下調后，收益初始投資下降0.9~1.05元/W。
當項目投資下降到5.7元/W以內時，如果首年滿發小時數能達到1100h以上，二類資源區的項目幾乎全部具備投資價值。
三、綜合分析
1、下游需要上游大幅降價
綜上所述不同資源區內，光伏項目在電價下調后要達到相同收益時，投資應該下調的幅度如下表所示。
表2：不同資源區達到相同收益時的投資下調幅度
可見，項目執行新電價時，要達到與舊電價相同的項目收益，在不同的資源水平下，總投資要下降0.9~1.3元/W，平均1元/W左右。
2.上游降價的可能性
目前，光伏系統成本中：
逆變器的成本在0.15~0.35元/W之間，造價已經很低，未來下降的絕對數值空間不大；
輔材（電纜、鋼材、水泥）和人工的成本一直處于上漲的狀況！
因此，系統成本下降主要依靠兩個方面：
第一，成本占比最大的組件成本的下降。第二，非技術成本的下降（土地、屋頂租金、送出、路條費等）
非技術成本短時間內很難下降，成本下降應該主要依靠組件成本的下降。
根據目前組件的成本構成，個人認為:
電池片、組件環節的利潤已經很低，未來組件成本的下降主要取決于利潤較高的硅料環節和硅片環節，尤其是硅料價格的變化。
考慮到目前硅料、硅片企業的訂單比較飽滿，下游應用市場的供需關系傳遞到上游大概需要2~3個月左右的時間。因此，預計硅料價格的變動需要在2~3個月以后。
目前，主流光伏組件的價格為2.75元/W左右。考慮到630搶裝因素，?630前組件價格肯定無1元/W的降幅，因此以2018年新電價并網的項目收益肯定要下降。
三、電價調整對投資企業的影響
1、對于補貼拖欠的擔憂
風電需要補貼555億元以上；光伏需要補貼500億元以上；生物質需要補貼約160億元。同時，風電、光伏的接網工程補貼需要35億元以上。總補貼額約在1250億元。而每年征收到的可再生能源附加不足700億元。
目前，可再生能源附加的資金剛能覆蓋住前6批補貼目錄中的項目所需要的補貼；2017年11月又緊急增補了6.7GW的光伏扶貧項目的補貼。
由此可見，除光伏扶貧以外，未進入前6批目錄的光伏項目補貼拖欠問題將更加嚴重。
2017年上半年，風電發電量為1490億kWh?；光伏發電量為518億kWh；預計全年風電發電量約3000億度，光伏在1000億度以上。同時考慮約650億度的生物質發電。則2017年當年來看。
2、補貼拖欠對于企業的影響
1）對央企、國企影響小
對于實力雄厚的央企、國企，拖欠補貼為“應收賬款”，對企業影響不是很大。然而，對于一些對現金流依賴程度高的民營企業則影響重大。
2）對民營企業影響大
之前跟一些民營的投資商交流，有人甚至表示希望電價降的更多一些。因為電價下調大了，補貼的占比就少了，自然倒逼上游設備制造端下降，現在上游還是有下降空間的。降不到預期價格，投資商是不會投資的。投資企業可以扛著不投資，但設備企業不能扛著不生產，價格必然下降，何況今年的產能擴的這么大。
3）補貼降低幅度低，對民營投資企業未必是好事
如果電價降的更厲害一些，補貼占比少，拖欠影響少，他們的現金就會好一些；電價高，設備價格下不來，利潤留在設備制造端。電價低，補貼占比低，投資企業更好過。
現在電價再高，對于一些民營企業來說，都是虛的，因為它們很可能死在補貼到位之前。
來源：智匯光伏
