2018年中国弃光率趋势及电价下调幅度分析预测

　　一、国内弃光率趋势下降，光伏运营环节改善

　　2017年1-10月全社会用电量累计52018亿千瓦时，同比增长6.7%，用电需求进一步增长，加之国家出台一系列政策保障光伏发电的消纳，使得弃光现象有所好转。2017年前三季度，全国光伏发电量857亿千瓦时，同比增长70%。全国弃光电量51亿千瓦时，弃光率同比下降3.8个百分点，弃光主要集中在新疆和甘肃，其中：新疆弃光电量22.9亿千瓦时，弃光率22%，;甘肃弃光电量14.1亿千瓦时，弃光率21%，相比去年全年的弃光率大幅下降，但河北、山东前三季弃光率与2016年全年弃光率相比上升较多，分别上升了0.8、0.7个百分点。对于光伏电站运营企业特别是在西北拥有光伏电站的企业，由于上网标杆电价已经确定，随着弃光率的降低，光伏电站的收益将持续好转，以国电电力为例，其下属的光伏企业2017年前三季度完成发电量. 2.42 亿千瓦时，同比增加4.68%，上网电量2.41 亿千瓦时，同比增加6.18%。

2017全社会用电量1-10月份同比提升6.7%

弃光大省的弃光率显著下降

　　二、2018电价下调幅度好于预期，电站仍具备较好收益率

　　发改委近日发布了关于2018年光伏发电项目价格政策的通知，降低2018年1月1日之后投运的光伏电站标杆上网电价，I、II、III类资源区的标杆上网电价分别调整为每千瓦含税价格为0.55，0.65，0.75元，对于1月1日以后投运的、采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏项目，度电补贴降为每千瓦时0.37元(含税)，采用“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行，村级光伏扶贫电站(0.5兆瓦及以下)和户用分布式光伏扶贫项目补贴保持不变。

　　地面电站（非扶贫项目）的电价相对于2017的水平降低0.10元，分别测算了I类（按照有效光照时间1500h）、II类（按照有效光照时间1300h），III类（按照有效光照时间1100h）时，全自有资金在电价调整后的收益率，在系统造价为5.5 元/瓦的条件下，I类，II类，III类地区的全自有资金的IRR分别为8.64%，8.94%，8.51%，对于光伏优势企业而言，在调整后的电价水平下仍然能够保持合理收益率；在系统造价为6元/瓦的条件下，I类，II类，III类地区的全自有资金的IRR为7.50%，7.77%，7.36%，自有资金IRR将低于8%，考虑到光伏系统造价将在2018年持续下降，地面电站的全自有资金IRR在2018年仍将维持在8%以上，具备投资吸引力。

I类区域造价为5.5元/w的条件下，IRR超过8%

II类区域造价为5.5元/w的条件下，IRR超过8%

III类区域造价为5.5元/w的条件下，IRR超过8%

　　当项目贷款比例为70%，还款期为十年，利率为基准利率4.9%时，三类资源区的资本金IRR同系统造价的如下图所示，从图中可以看出，基本上当系统造价降低1元/瓦，能够维持电价调整前的收益率；而当系统造价在5.5元/瓦时，三类区域对应的资本金IRR也在10%以上。

贷款70%，I类区域资本金IRR随造价变化

贷款70%，III类区域资本金IRR随造价变化