国家发展改革委 国家能源局发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》以来引发光伏业的大讨论，各位光伏大咖纷纷解读新政，可谓百家争鸣。以下是昱辉阳光董事长李仙寿对于此次新政的个人解读，仅供参考 解读之一 第一直觉就是补贴要降了，2020补贴退出，可以理解为现在0.42的补贴每年降低1/3，即18年0.28，19年0.14，20年0，对应的电站造价从现在的5.50/W降低到18年的4.50，19年的4.0，和20年的3.5/W，考虑技术进步（每年效率提高5%，很难实现），电站成本下降0.25/年，粗略计算，18年全行业在中国市场挤出利润（5.50-4.50-0.25）=0.75，保守按照40GW计算，则18年全年损失利润0.75*40GW=300亿，同理，19年损失利润（4.5-4.0-0.25）*40GW=100亿，20年（4.0-3.5-0.25）*40GW=100亿。考虑到海外市场由于中国竞争加剧，同样会产生组件价格下跌，海外损失也可以参展国内市场计算，这样整个行业在18年损失利润0.75*100GW=750亿，19年0.25*100GW=250亿，2020年损失0.25*100GW=250亿！这是光伏行业最终按照国家补贴进行反向定价原理推导的结论！制造业未来三年不会乐观，特别是规模较大的企业和近两连利润丰厚的多晶硅环节，首当其冲，中小企业由于积极参与离散的分布式市场，反而影响较小！经过这三年的洗礼后，2021年进入配电侧平价时代，没有了补贴也就没有了补贴下降，产品价格只受供需状况影响，市场自行调节，市场会变得平稳！这是长期利好！ 解读之二 补贴下降会导致组件价格下跌，这是毫无疑问的，对那些持有固定PPA的下游企业是重大利好，因为电站建设成本下降而PPA没有下降，项目IRR会上升。短期而言，补贴下降，导致更多上游企业抢占电站资源，下游竞争加剧，电站成本也不会如上篇论述那样就能够快速达到4.5/4.0/3.5，上下游拉锯战，电站收益也会受到影响，但远远没有上游这么惨烈！分布式能源是新电改的重要组成部分，我们先来了解什么是“新电改”，新电改的核心思想就是电网仅收过网费，供电端和售电端全放开，虽然过去几年，尝试了“直购电”政策，以四川为例，水电厂与电力大客户签订直购电合同，电网收取“过网费”，水电收购价0.19，过网费0.21，理论上用户可以拿到0.40的价格，实际上电网巧立明目，收取的过网费远远高于0.21，用户拿到的直购电价格仅仅比电网目录电价低0.02-0.03，只是象征性地给大客户优惠一点，浙江、江苏的直购电方案也是如此，可以说，直购电试点是失败的，也宣告了中国政府的第二轮电改失败了！从最近的国家发改委的文件中，虽然没有强调电改政策，但从字里行间，能感受到新电改的力度，鼓励分布式，实施过网售电，过网费要透明…正如我前面论述到的，实施分布式大计就是新电改，利用分布式能源蚕食电力用户市场，放开限制，实现互联互通，到那时电网再也无法控制电力市场，彻底丧失定价权，这就是这一届政府的电改良方！而地面电站会加剧能源过剩，西部远距离输电没有经济性，东部土地资源匮乏，这不是发展方向！ 解读之三 我们一起恶补电力知识，大电网是由很密密麻麻的中低压配电网（0.4/10/35KV）、高压输电网（110/220KV）、超高压跨区输电网（330/500/750KV）和特高压跨区输电网（1000KV/800KV直流）组成，不同电压等级用途不一样。如果我们将太阳能电站建在新疆，由于本地没有消纳能力，太阳能电力只能通过升压（35KV转330）经过宁夏330枢纽站转送到河南境内（这是电力需求大省，假如太阳能发电企业找到了河南境内的售电客户），线路长度超过3000KM，再通过郑州的220配送各个电力用户，一般电力用户等级为10KV，那么，电网应该如何计算过网费呢？35-330-220-110（35）-10，也就是必须经过5级变压，数千公里的输送，中间的铜损（线路损耗）、铁损（变压器损耗）…无法计算，就算全部售电收入都给了电网，电网也不愿意干，这就是新疆虽然有很便宜的电，早几年也不敢大建火电厂，因为没有经济性，前几年，欧洲某公司突发奇想，在北非沙漠建一个大型太阳能电站，向欧洲供电，不就是解决了欧洲的用电了吗？不要受俄罗斯的“气”，实际上从经济上是无法实现的！早几年前，我就不看好西部太阳能电站，在中国这种荒唐的事情是经常会发生的！以此类推，所有的西部、北部的集中式电站都是不靠谱的，而那些大规模扩产的企业已经丧失了理智，而每年吹出几百GW需求的分析师是别有用心的！近两年，很多聪明的公司开始转战东部电站，虽然发电效率远远低于西部，但可以就近消纳，输送距离短，将来收取的过网费也相对较低 ！所以太阳能一定是一种就近消纳的一种补充能源，受电网容量和调峰能力的限制，短期内无法大规模发展，大家不要盲目乐观！ |
