分布式驅動國內光伏裝機增長

　　前三季度國內光伏裝機實現43GW，預計全年大約裝機50個GW，其中地面電站大約30GW，分布式大約20GW。去年裝機數量相比，地面電站裝機基本持平，分布式裝機新增4-5倍。這個變化一方面是因為地面電站補貼下調，分布式度電收益很高;另一方面很重要的是因為地面電站指標收縮。光伏補貼下調基于系統成本下降，電站投資收益率對投資熱情不大，影響地面電站裝機量增長的主要是指標。所以國內需求來看，根據能源局下發的17年-20年的指標，我們預測明年地面電站大約裝機量25GW左右，分布式增長50%，預計明年總裝機約55GW。

新興市場保證全球裝機需求樂觀

全球來看，歐洲、日本市場比較平穩，美國市場現在對光伏的認可度和接受度非常樂觀，這幾年增長速度很快，美國今年屯組件的行為，可能導致2018年在組件購買方面會有一些收縮，但裝機量依然比較樂觀。但印度和新興市場增長迅速，據統計：新興市場裝機量超過1GW的國家有24個，裝機量超過10MW的112個，制定政策目標176個。多晶硅產能的限制，訂單高峰期低毛利市場產品供應受些擠壓，明年印度、新興市場的需求會繼續釋放，全球裝機比較樂觀。我們預測今年全球裝機95GW，明年約110GW，增長約15%，總體比較樂觀。

分布式能源就近消納試點，消納條件好的園區光伏等優先試點

分布式能源就近消納試點、“隔墻售電”政策出臺，在試點區域選擇上，優先選擇電力需求量大、電網接入條件好、能夠實現就近入網并消納，且可以達到較大總量規模的市縣級區域，或經濟開發區、工業園區、新型城鎮化區域等。電力企業(或參與增量配電網企業)承擔電力輸送、配合電力交易機構組織分布式發電市場化交易，按照法定標準收取過網費，以下列三種形式進行：發電項目與用電企業直接交易，向電網支付過網費、發電項目委托電網代售電、電網企業直接按照標桿電價收購項目公司電力再出售。

補貼下調基于系統成本下降，疊加成降預期后，IRR影響較小

年底是光伏行業政策出臺密集期，光伏補貼退坡多種流傳版本出現，地面電站補貼下調幅度0.1-0.15元/kwh之間，對于2018年補貼退坡的模式，市場存在兩種傳言版本：或按季度分別下調，或依然以“630”為節點一次性下調。標桿電價下調是基于系統裝機成本及度電成本快速下降，按照目前電站投資成本，電站投資運營環節收益率依然很高。

我們選取江蘇地區為例，考慮2018年系統裝機成本下降與補貼下降的不同版本，計算IRR變化。系統裝機成本維持6元/W的水平，地面電站及全額上網分布式補貼一次性下調0.1元/kwh、0.15元/kwh，及分季度共下調0.15元/kwh分別對應IRR10.94%、9.85%、10.98%;分布式補貼下調0.1元/kwh、0.12元/kwh對應IRR14.62%、14.22%。

考慮系統裝機成本下降到5.5元/W，則地面電站及全額上網分布式補貼一次性下調0.1元/kwh、0.15元/kwh，及分季度共下調0.15元/kwh分別對應IRR12.33%、11.18%、12.38%;分布式補貼下調0.1元/kwh、0.12元/kwh對應IRR16.26%、15.82%。可以看出由于系統裝機成本下降，電站投資環節收益率依然很高。考慮成本下降、補貼下降疊加后的收益率下降甚微。

而下調方式無論是一次性降價，還是分批次降價，不改當前電站運營獲得超額利潤的事實，降價來自于成本端的快速下降，裝機熱情不減，分批次少量降價更符合成本發展規律有利于行業良性健康發展。