今年531之后，6月份還可能有一些普通的地面站搶630，7月份可能會有一些6月份項目延續，所以1--7月份的裝機量還都是比較大， 7月份之后呢，其實除了領跑者項目以及光扶貧項目之外，能夠期待的只有平價上網這類項目，簡單跟大家談一下自己的一些想法。

一、光伏平價上網的步驟超預期

在2017年國家發改委出臺的《全面深化價格機制改革的意見》中，提出要到2020年實現風電與燃煤發電上網電價相當，光伏與銷售電價相當，意思就是說：在2020年的時候風電能夠在發電側實現平價上網，大的風電廠不需要補貼。而光伏是在銷售側，也就是分布式光伏不需要補貼。
但2018年的能源工作指導意見中，就把光伏的平價上網示范工作列入能源局當年的工作任務中。 二、光伏平價上網的背景

平價上網的實際速度，應該是比之前預期的平價上網時間會更早一些，主要原因是因為我們的補貼的缺口的不斷擴大。可再生能源基金從最早的1厘/度增加到目前的1.9分/度，近期標準提高的可能性不大。

我國受可再生能源附加補貼的三類：包括風電、光伏、生物質。2017年的非水可再生能源總發電量5000億度，如果全部拿到補貼，按照當時的最低補貼強度來算，累計需要補貼超過1300--1400億。

當年將產生補貼需求在1300億元以上，但當年只征收到712億元。可再生能源附加會隨著用電量的增長，每年有6%左右的增幅，而在實現全面去補貼之前，由于非水可再生能源發電量每年大幅增加（2018年上半年增加了18%~59%），因此補貼需求增加速度達到10%以上。
截止2018年6月底，中國已經并網了超過171GW的風電、154GW 的光伏和16GW的生物質，由于風電發展比較早，所以82%的風電進入了前7批目錄，66%的生物質項目進入目錄，32%的光伏項目進入目錄，到目前為止，還有100GW左右的光伏是沒有進入目錄的。
從2011年到2017年風電和光伏的裝機量可以看出來，風電從2011年開始裝機量就比較大，光伏可能會從2013年裝機量才變大，風電和光伏國家都是承諾補貼二十年。

如果2019年風電實現去補貼，2020年光伏實現全面去補貼，也就是說在2020年之前，我們的每年需要的補貼資金量是逐年增加的，所以我們的補貼缺口也會不斷擴大。從2021年的項目并網，到2031年不會再獲得補貼，所以從2031年以后補貼缺口逐漸地變小，而在2031年之前我們累計的補貼缺口都是在快速增加的。

從2009年到現在為止，光伏項目電價一共下調了3次。按照目前的標桿電價，全國的不同省份的度電補貼在0.08~0.25元/kWh之間，平均的度電補貼是0.185元/kWh.

在平均的度電補貼是0.185元/kWh的時候，用戶側的分布式風電實現的去補貼，陸上風電開始實施平價上網試點。

平價上網的試點項目，主要集中在補貼強度最低的冀北地區。

從2011年到現在為止，光伏項目電價一共下調了7次。到最后這次也就是0.5元/kWh、0.6元/kWh、0.7元/kWh的這樣一個標桿電價的時候，全國的不同省份的度電補貼（就是右邊這張圖），最低的是0.2元/kWh四川省，最高的是貴州省0.37元/kWh，平均的度電補貼是0.28元/kWh。
剛才那張圖是我們發電側度電補貼，也就是在跟脫硫煤上網電價對標，但是我們在用戶側的電價，其實跟我們的光伏標桿電價就已經非常接近（右邊這三張）。

從下圖可以看出， 目前我們的光伏標桿電價，在三類資源區已經低于當地的工商業電價，略高于當地的大工業電價，在北京、天津這種大工業電價比較高地方，甚至大工業電價出現了高于光伏標桿電價的情況。

所以雖然光伏在發電側的補貼強度還是非常高，接近0.3元，但是在用戶側光伏標桿電價已經跟用戶電價非常相當，那到明年隨著我們光伏標桿電價進一步下降，基本上，大部分省份的大工業電價也應該會跟光伏的標價相當。

另一方面在發電側，國外已經有很多低價中標的項目，比如說晶科和天合，在國外的報價都是不足0.2元/度電，同時在今年上半年剛剛結束的領跑者項目中，中標電價也都非常低。

如白城項目，最低中標電價0.41元，僅比白城脫硫煤標桿電價高出0.037元，其實當時最低的投標電價應該是0.39元，也就是比標價高出了0.017元。

最高的一個地方就是陜西的渭南，因為渭南建設條件比較差，所以資源也比較差，最低中標價是0.48元，比當地的最低脫硫煤標桿電價0.35元高了0.12元。

領跑者的最低中標電價，已經比當地的脫硫煤標桿電價僅僅高出幾分錢到一毛二之間。

現在第四批領跑者項目工作正在積極的推進，那么中標電價中會不會出現低于當地脫硫煤標的價這種情況？

也許會發生，因為從2015年到目前為止，每年的中標電價大概都會降低一毛錢左右。

同時，補貼強度已經非常低，按照領跑者中標電價補貼強度大概是在10%--20%，未來第四批領跑者的中標電價，有可能會比第三批的中標電價下降20%。為什么呢？

下圖中，一些大型項目的中標價格，因為531政策是6月1號出來的，所以6月份的投標，價格受531政策影響比較少，這九個項目地平均中標價格是5.25元，但是到了8月份，531政策的影響就比較大，一共總結了七個項目（其中有一個項目不含組件的價格），剩下六個項目平均的價格是4.1元。

看出受531政策的影響，EPC的中標價格降了1元，也就降幅是達到20%。最近一些小規模項目，就是100--400KW能夠以380伏并網，不需要建升壓變電站，也不需要建輸出系統的這樣一些項目，總投資可以做到4元錢以內，這里總投資是包含EPC和非技術成本，EPC可以做3.5元以內，非技術成本可以做到五毛錢。

EPC的中標電價以均價是4.1元來算，再加一些非技術成本按照4.5元考慮。

以4.5元來算，那我們全投資稅后按照8%的收益率進行反算，請看左邊這張圖：

首年發電小時數（這并不是25年平均發電小時數），因為25年平均數值要在這個基礎上打一個九折，其實一類資源區大部分地方的首年發電小時數，完全可以做到1600往上，對應的8%收益率的反算進價就是0.4元。

二類資源區，應該是都可以達到1300小時以上，對應的8%的反算價就是0.5元，同樣的三類資源區基本上是可以達到1100小時以上，對應的就是0.6元。

所以我覺得今年年底出臺的2019年電價，非常有可能會降到0.4、0.5、0.6的這樣一個水平。

到今年底，300W的組件會成為主流，組件價格保守估計是2-2.2元（甚至會降到2元錢以下），電站造價是完全可以實現4.5元的水平，從而完全可以實現大工業品價，因為目前大工業電價都基本上都是在0.6元以上，東部地區基本上是可以實現在0.6元以上。而西部地區因為資源好，可以實現在0.5元以上。

東部地區要實現8%的收益率，光伏電價要在0.6元以內就是可以實現，西部地區價格在0.5元以內就可以實現8%的收益率，實現了大工業平價。到2019年底，可能320W的組件也會非常常用。

愛旭從Q3開始，315W的組件已經開始全面量產，到2019年底，320W組件應該成為一個主流，1.8元的價格應該也是一個相對保守估計。

這樣我們的總成本可能會做到3.5元-4元之間，這樣再發電側的很多地方就可以平價上網試點（電價可以做到四毛錢以內）。

三、光伏平價上網的最可能出現的地區

如果我們要實現這樣一個平價上網，會優先在哪些地方實現？

首先我們看一下用戶側，因為用戶側電價高，最高的就是工商業電價。我這里做了一個測算，就是用電價乘上發電小時數。

我們的收益是根據發電量和電價這兩個數值來判斷（就是我們一度電的收益），有的地方電價高，但是發電量差，而有的地方發電量好，但是電價低，所以電價乘上發電小時數就代表1KW的收益，從左圖看，全國范圍內中部地區的收益會相對比較好一些。
但是關于分布式光伏項目，在中部地區和東部和西部地區項目很少，主要還是分布在東南沿海地區。圖中取了全國分布式光伏裝機最大的十個省份再加三個直轄市（右圖），收益最好的是北京、天津、河北北部、山東、江蘇北部、浙江、廣東的部分地區，（備注：不考慮地方補貼）。
浙江、北京、廣東的東莞、廣州，有地方補貼收益會更好一些， 所以做工商業項目，可以優先考慮這些地區，也就是右邊圖顏色比較深的，這一區域大工業電價和工商業電價的這高低基本上相同的，可以優先考慮這些地區。

說完了用戶側，再說發電側。

單從發電量和電價這兩個角度考慮，把所有省份的地級市的發電量和電價就做了一個乘積，一般乘積越高的地方代表他相同的投入，每年的收益越高，說明越容易平價上網。

上圖這幾個城市，代表就是最好的一些地方，主要集中在黑龍江和海南，但是這兩個地方也都有一些缺陷，因為海南是一個旅游省，沒有大規模土地能夠做。黑龍江風電比較多，也容易被限電，這個可能也會影響光伏的發展。

但無論如何，平價上網可能首先出現在東北和華北地區，也就資源比較好電價又比較高的，如東三省的黑龍江、吉林，以及華北地區的承德、張家口，還有河南的一些地方。

四、光伏平價上網的之后面臨的問題

如果我們實現平價上網之后呢？也并不是說什么問題都沒有了，分布式和地面電站都會面臨一些新問題。

現在能夠實現平價上網的項目都面臨幾大問題：

1、自發自用，必須是屋頂面積大，用電負荷大，要求同時具有這兩個屬性。但是現實中經常會發現，屋頂面積和用電負荷確實會出現不匹配，屋頂面積大，但是用電負荷低，或者是用電負荷大而屋頂面積小的情況，另外全國已經發生很多起用電戶不支付業主電費的情況，也有用戶倒閉導致用電電量大幅剩余。

我們的項目畢竟是要運行二十五年，但是用電戶是否能經營二十五年？而且是穩定的支付二十五年的費用？

這是很多投資者擔心的一個問題，這也是現在限制大家投自發自用的重要的原因，大家現在都非常的盼望分布式市場化交易能夠全面地開展。如果我們分布式市場化開展了，這三個問題就解決了，我們不需要一定要賣電給屋頂下面的用戶，我們可以通過交易賣其他人，就算他用電不穩定或支付信有問題，這樣也可以解決。

2、 另外一個問題就是電價，如果不要補貼的話，電價其實不是固定的價格，因為我們的工商業電價直在變，包括大工業電價也一直在變，今年開始我們國家開始新一輪一般工商業電價降價，全國至少要下降10%以上，而電價對我們的項目收益是有影響的。

未來脫硫煤電價和工商業電價怎么走？？是往上走，還是往下走，會對平價上網項目影響非常大。

3、電網友好性。

其實電網是對分布式光伏項目要求：并網容量是是要求，接入容量是不能超過接入變壓器容量的25%，最大不能超過30%。后來，雖然這個規定取消了，但是很多地方也是這樣執行的，原因是光伏發電是非常不穩定的。

如右圖：晴天的時候光伏出力，可能是一個非常漂亮的拋物線，但是晚上光伏不出力，需要電網給我們進行調峰，陰天或多云天氣光伏出力就很難看了，從長周期來看出力也不是很穩定。

由于風電和光伏的不穩定性，會造成電網調度的一些困難。所以從2006年開始，電網對下屬的發電企業進行發電量的可預期性考核。最早只對火電廠進行考核，后來慢慢的對風電考核了，現在呢，比如說2013年的時候西北電監局就開始對光伏電站也考核了，2017年的時候南方電監局也對這個大型地面站開始考核。今年聽說山東電監局也要把這個大型的地面站納入考核，甚至可能會把我們分布式光伏電站納入考核，也就是說，如果我們光伏電站出力沒有按照既定的功率曲線出力的話，那就要被罰款，去年僅青海省一個地方，光伏電站就被罰了八千多萬的罰款。

未來，儲能是光伏電站非常重要的設備，通過安裝非常小比例的儲能系統，以及對整個光伏電站進行調峰調頻。

另外，分布式電站由于它的出力的變化比較大，所以造成用戶的功率因數降低，使用戶遭受電網公司罰款。所以逆變器也要具備一個無功調節方案，這些因素都是電網對光伏電站的要求，所以在克服了技術經濟的可行性后，以后光伏電站的電網友好性可能是制約分布式發展的另外一個重要因素。