(2)市场化交易提高分布式盈利性
市场交易主要有三种模式：与电力用户直接交易、电网代售、电网收购;分布式光伏、小规模风电企业若参与市场交易，以光伏三类地区(华东、华南为例)，售电价格假设为工业电价的8-9折，约为0.7元/度(工业电价假设在0.8-0.9元/度左右);补贴方面，三类地区上网电价0.85元/度，扣除脱硫脱硝电价相当于获得0.45-0.5元/度的补贴，即使打8折仍可获得0.36元/度的补贴，同理小规模风电参加市场化交易仍可获得0.14元/度的补贴;屋顶分布式0.42元/度电打9折约合0.38元/度;过网费由省级部门制定，在核定前暂按对应电压等级输配电价扣减最高电压输配电价，我们估算过网费会在0.05-0.10元/度左右;
综上假设条件，我们估算分布式光伏的度电收入(并网而非自用)可由原来的0.8元/度电左右提升至1元/度以上(补贴按下限计算);风电度电收入从0.58元/度提升至0.77元/度，提升的幅度更大，因为风电的上网电价低，由上网向售电侧转变后，变化的边际效应最大。
三、光伏、风电跨入市场化新时代
1、政策驱动转向市场驱动
16年之前光伏行业需求的催化剂是政策，但是17年以来分布式光伏的井喷，行业已经由单一政策驱动转向政策、市场双重驱动，结果就是需求的季节性减弱、年度需求波动性收敛，成长持续性增强。此次市场化交易政策落地，是电力体制改革“管住中间，放开两端”的重要探索;分布式光伏、小型风电场参与市场化交易盈利能力明显提升，即使18年分布式补贴下调0.1元/度左右，转换效率提升、成本下降，分布式光伏依然拥有较好经济性。
2、光伏需求稳定成长，静待平价大爆发
根据CPIA前三季度国内光伏装机量高达43GW，我们预计全年新增装机量为50GW，其中分布式约18-20GW;展望18年，地面电站指标22GW，17年少量领跑者指标可能会流转到18年，地面电站总需求23-25GW;分布式仍然维持高景气，地面分布式受益市场化交易再迎新机遇，工商业始终保持较好增长，户用分布式也有望贡献增量(预计5-8GW)，农光/渔光/扶贫蓬勃发展，综合考虑预计18年分布式装机量将达30GW以上，根据历史经验，光伏装机量超预期的概率较高，行业总需求有望达60GW;我们认为19-20年行业可实现发电侧平价上网，会比预期的快，至2020年行业需求再有望达百GW以上。
3、风电景气反转，市场化交易或使焕发青春
风电上网电价政策是按核准时间执行的，核准后2年内开工，相比光伏弱化抢装;根据能源局指导意见，17年新增30.65GW建设规模，但是中电联数据前三季度并网量为9.7GW，我们认为装机不达预期一方面是由于补贴政策为企业预留了开工时间，拿到核准锁定上网电价的企业更倾向于晚开工以获取更低装机成本，另一方面17年风电环保审批趋严、装机地域南迁等因素，导致部分企业开工延后;我们估算目前市场已核准待建项目累计超100GW，装机需求旺盛只是时间延后，考虑1-1.5年项目建设期、3-6月并网周期，我们预计18年开工率有望复苏，19年并网数据复苏、开工进入高峰期，另外内蒙古、宁夏最新弃风数据已经脱离红色警戒区，明年有望为需求注入新动力，市场化交易规则出台，南方风电场建设热情将明显加大;预计17-20年新增装机量有望达20GW、26GW、33GW、38GW;行业目前处于景气底部，预计未来2年大概率景气提升。
原标题:光伏风电：跨入市场化新时代、度电收入大幅提升
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