9月29日，國家發(fā)改委出臺《關(guān)于調(diào)整新能源標桿上網(wǎng)電價的通知(征求意見稿)》，擬下調(diào)風電、光伏補貼力度，并且不再將生物質(zhì)發(fā)電納入可再生能源基金補貼范圍，轉(zhuǎn)而由各省定價并支付補貼。其中，變化最大的是光伏電價，電站標桿電價降幅在23.5-31.2%之間，分布式度電補貼降幅在28.6-52.4之間。除此之外，2018年陸上風電電價比原計劃再降0.03元/kWh，海上風電電價也將下調(diào)0.05元/kWh，即近海項目電價下調(diào)5.9%，潮間帶項目下調(diào)6.7%。新政執(zhí)行時間為2017年1月1日。
海上風電：根據(jù)我們測算，此電價對海上風電的項目投資回報率影響較小。近海項目和潮間帶項目投資回報率（無杠桿）分別下降90-110基點和110-140基點左右。在新電價情景下，近海項目投資回報率（無杠桿）為6.2-7.8%,而潮間帶項目投資回報率（無杠桿）為7.5%-9.6%左右。雖然下調(diào)幅度不大，但由于海上風電項目建設(shè)周期長，風險高，且目前執(zhí)行的海上風電電價已低于行業(yè)預期，在較短時間內(nèi)不斷下調(diào)海上風電電價將進一步影響開發(fā)商的投資熱情。我們預計在最終的新電價政策中可能對符合舊電價的項目狀態(tài)條件有所調(diào)整-從“項目投運”更改為“項目開工”，以使開發(fā)商有充足時間開發(fā)項目。
光伏：可再生能源發(fā)展基金的補貼缺口龐大是下調(diào)的首要原因，因此下調(diào)幅度遠大于成本下降幅度。平均而言，組件價格在2016年內(nèi)下降接近30%，促使EPC成本下降15-18%。但土地、人力成本都有上升趨勢。
倘若按征求意見稿中的價格執(zhí)行，項目投資回報率（無杠桿）普遍下降3-6%，南方部分省份壓力較大。需要注意的是，三類資源區(qū)中各種互補項目的體量越來越大，在部分省份當中已經(jīng)成為主流，而這部分項目的造價通常比較高，在新電價之下回報率有可能過低。但與此同時，不少此類項目都以建設(shè)光伏項目為主，忽略了農(nóng)、漁等互補產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。低電價也可能促使開發(fā)商真正去關(guān)注互補產(chǎn)業(yè)、擴大收入來源。
對于地面電站而言，由于各省的招標基本已經(jīng)分配完畢，而且許多省份本來就要求項目在2017年6月30日甚至更早之前并網(wǎng)，我們認為2017年上半年的新增裝機量會相對有序。
對于屋頂項目而言，今年六月發(fā)放的《關(guān)于完善光伏發(fā)電規(guī)模管理和實施競爭方式配置項目的指導意見》中已經(jīng)明確規(guī)定屋頂項目“不受年度規(guī)模限制，各地區(qū)可隨時受理項目備案，項目投產(chǎn)后即納入國家可再生能源發(fā)電補貼范圍”，因此，屋頂項目開發(fā)商應(yīng)該在今年年底之前爭取屋頂資源、及時備案。但征求意見稿中同時提出全額上網(wǎng)分布式的補貼發(fā)放審批流程按照光伏電站的方式執(zhí)行，意味著此類項目也將面臨補貼拖欠的困境。考慮到資金成本和現(xiàn)金流壓力，可能會有更多開發(fā)商青睞自發(fā)自用項目。
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