一、分布式發(fā)電市場化交易正式落地

　　

　　發(fā)改委、能源局聯(lián)合發(fā)布《關于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》，今年3月該政策的征求意見稿曾發(fā)布，此次正式版本相比征求意見稿整體變化不大，只有部分細節(jié)修改，兩個版本的區(qū)別包括：

　　

　　(1)參與市場化交易容量從不超過20MW，調(diào)整為20MW以下、20-50MW兩類;分布式光伏一般是指20MW以下項目，修改后明顯拓展了市場化交易的適用范圍;

　　

　　(2)交易模式3中，全額上網(wǎng)電價由煤電標桿電價+輸配電價，調(diào)整為各類發(fā)電標桿電價，且電網(wǎng)獲得補貼需扣除最高電壓輸配電價;以三類地區(qū)為例，按照征求意見稿，煤電電價約0.4元/度，110V輸配電價平均為0.1元/度左右，售電價格合計約0.5元/度，但按照最終版本，全額上網(wǎng)可獲0.85元/度的電價，保障不參與電力交易光伏企業(yè)利益的同時，也加大電網(wǎng)促成市場化交易的積極性;

　　

　　(3)過網(wǎng)費標準，舊版本中自發(fā)自用及10kV/20kV區(qū)內(nèi)消納免收過網(wǎng)費政策取消;

　　

　　(4)度電補貼：新版本可適度降低光伏、風電補貼，但20MW以下項目降低比例不超過10%，20-50MW降低比例不超過20%;

　　

　　(5)時間安排：調(diào)整為2017.12.31前完成試點方案編制，2018.2.1啟動交易，2018.6.30前對試點進行評估。

　　

　　二、市場化交易政策解讀

　　

　　(1)哪些項目適合市場化交易?

　　

　　光伏分布式：分布式一般分為地面分布式(大分布)、工商業(yè)分布式、戶用分布式、農(nóng)光/漁光互補幾大類;大分布比較類似于地面電站，以向電網(wǎng)售電模式為主;工商業(yè)和戶用分布式則分為自發(fā)自用、余電上網(wǎng)兩部分，自發(fā)自用部分無法參與電力交易，而余電上網(wǎng)則比較適合電力市場化交易，相比之下工商業(yè)分布式(臨近工業(yè)園區(qū))的消納可行性較好，但是工商業(yè)分布式自發(fā)自用的比例較高，而戶用分布式是否可以就近消納需要視情景而定。

　　

　　因此我們認為從適用性上來看，大分布是最為收益的，參與市場化交易相當于為大分布增加了類似“自發(fā)自用”的屬性。

　　

　　風電：對于風電項目，我們認為南方地區(qū)、單體規(guī)模較小(0-50MW)、且可就近消納的小型風電場也可參與到市場化交易中。

　　

　　(2)市場化交易提高分布式盈利性

　　

　　市場交易主要有三種模式：與電力用戶直接交易、電網(wǎng)代售、電網(wǎng)收購;分布式光伏、小規(guī)模風電企業(yè)若參與市場交易，以光伏三類地區(qū)(華東、華南為例)，售電價格假設為工業(yè)電價的8-9折，約為0.7元/度(工業(yè)電價假設在0.8-0.9元/度左右);補貼方面，三類地區(qū)上網(wǎng)電價0.85元/度，扣除脫硫脫硝電價相當于獲得0.45-0.5元/度的補貼，即使打8折仍可獲得0.36元/度的補貼，同理小規(guī)模風電參加市場化交易仍可獲得0.14元/度的補貼;屋頂分布式0.42元/度電打9折約合0.38元/度;過網(wǎng)費由省級部門制定，在核定前暫按對應電壓等級輸配電價扣減最高電壓輸配電價，我們估算過網(wǎng)費會在0.05-0.10元/度左右;

　　

　　綜上假設條件，我們估算分布式光伏的度電收入(并網(wǎng)而非自用)可由原來的0.8元/度電左右提升至1元/度以上(補貼按下限計算);風電度電收入從0.58元/度提升至0.77元/度，提升的幅度更大，因為風電的上網(wǎng)電價低，由上網(wǎng)向售電側轉變后，變化的邊際效應最大。

　　

　　三、光伏、風電跨入市場化新時代

　　

　　1、政策驅(qū)動轉向市場驅(qū)動

　　

　　16年之前光伏行業(yè)需求的催化劑是政策，但是17年以來分布式光伏的井噴，行業(yè)已經(jīng)由單一政策驅(qū)動轉向政策、市場雙重驅(qū)動，結果就是需求的季節(jié)性減弱、年度需求波動性收斂，成長持續(xù)性增強。此次市場化交易政策落地，是電力體制改革“管住中間，放開兩端”的重要探索;分布式光伏、小型風電場參與市場化交易盈利能力明顯提升，即使18年分布式補貼下調(diào)0.1元/度左右，轉換效率提升、成本下降，分布式光伏依然擁有較好經(jīng)濟性。

　　

　　2、光伏需求穩(wěn)定成長，靜待平價大爆發(fā)

　　

　　根據(jù)CPIA前三季度國內(nèi)光伏裝機量高達43GW，我們預計全年新增裝機量為50GW，其中分布式約18-20GW;展望18年，地面電站指標22GW，17年少量領跑者指標可能會流轉到18年，地面電站總需求23-25GW;分布式仍然維持高景氣，地面分布式受益市場化交易再迎新機遇，工商業(yè)始終保持較好增長，戶用分布式也有望貢獻增量(預計5-8GW)，農(nóng)光/漁光/扶貧蓬勃發(fā)展，綜合考慮預計18年分布式裝機量將達30GW以上，根據(jù)歷史經(jīng)驗，光伏裝機量超預期的概率較高，行業(yè)總需求有望達60GW;我們認為19-20年行業(yè)可實現(xiàn)發(fā)電側平價上網(wǎng)，會比預期的快，至2020年行業(yè)需求再有望達百GW以上。

　　

　　3、風電景氣反轉，市場化交易或使煥發(fā)青春

　　

　　風電上網(wǎng)電價政策是按核準時間執(zhí)行的，核準后2年內(nèi)開工，相比光伏弱化搶裝;根據(jù)能源局指導意見，17年新增30.65GW建設規(guī)模，但是中電聯(lián)數(shù)據(jù)前三季度并網(wǎng)量為9.7GW，我們認為裝機不達預期一方面是由于補貼政策為企業(yè)預留了開工時間，拿到核準鎖定上網(wǎng)電價的企業(yè)更傾向于晚開工以獲取更低裝機成本，另一方面17年風電環(huán)保審批趨嚴、裝機地域南遷等因素，導致部分企業(yè)開工延后;我們估算目前市場已核準待建項目累計超100GW，裝機需求旺盛只是時間延后，考慮1-1.5年項目建設期、3-6月并網(wǎng)周期，我們預計18年開工率有望復蘇，19年并網(wǎng)數(shù)據(jù)復蘇、開工進入高峰期，另外內(nèi)蒙古、寧夏最新棄風數(shù)據(jù)已經(jīng)脫離紅色警戒區(qū)，明年有望為需求注入新動力，市場化交易規(guī)則出臺，南方風電場建設熱情將明顯加大;預計17-20年新增裝機量有望達20GW、26GW、33GW、38GW;行業(yè)目前處于景氣底部，預計未來2年大概率景氣提升。