一、此次电价下调幅度低于预期
早在9月份，行业就流传了各种版本的电价调整文件，本号也予以关注，整理了自己听到了三个版本《关于明年光伏电价调整的最新靠谱说法》，并提出自己认为比较靠谱的一种说法是：
1)地面电站、全额上网分布式：630后下调0.1元/kWh;
2)自发自用分布式：2018年元旦后开始下调0.07元/kWh;
结果，最终的文件是：
1)地面电站：630后下调0.1元/kWh;
2)全额上网分布式：2018年元旦后开始下调0.1元/kWh
3)自发自用分布式：2018年元旦后开始下调0.05元/kWh;
4)村级扶贫项目(含户用)：根本没有降!
可见，这个结果比当初预想的更好!
有人跟我说，虽然没有630，然而，分布式只降5分钱，简直是全年都在抢装!
然而，对于这种比预期低的降价幅度，个人觉得是喜忧掺半。
二、系统成本下降幅度难抵电价下调对收益的影响
光伏项目标杆电价调整后，如果项目投资不能降低到一定水平，项目收益肯定会下降。
1当项目投资不变时，收益率下降情况
以6500元/kW造价为例，采用新标杆电价时，平均下调0.1元/kWh。项目的融资前全投资内部收益率变化情况如图1~3所示。
1)一类资源区
图1：一类资源区电价下调后收益率变化
一类资源区虽然太阳能资源很好，但考虑到限电的影响，发电量无法达到预期水平。根据相关规定，对一类资源区的保障小时数为1500h，因此首年满发小时数采用1400h、1500h、1600h来进行计算。
通过计算发现，电价由0.65元/kWh下调到0.55元/kWh，根据项目的发电量情形不同，项目全投资税前内部收益下降2.1%~2.4%。
电价调整前，IRR均在8%以上;调整后若保持现有投资，则收益则在6%~8%之间，低于行业基准收益率8%。
2)二类资源区
图2：二类资源区电价下调后收益率变化
二类资源区的资源跨度比较大，选择首年满发小时数为1200h、1300h、1400h来进行计算。通过计算发现，电价由0.75元/kWh下调到0.65元/kWh，根据项目的发电量情形不同，项目全投资税前内部收益下降1.9%~2.1%。
电价调整前，IRR基本在8%以上;调整后若保持现有投资，则收益则在6%~8%之间，低于行业基准收益率8%。
3)三类资源区
图3：三类资源区电价下调后收益率变化
三类资源区资源较差，选择首年满发小时数为1100h、1200h、1300h来进行计算。通过计算发现，电价由0.85元/kWh下调到0.75元/kWh，根据项目的发电量情形不同，项目全投资税前内部收益下降1.7%~2.0%。
电价调整前，IRR均高于8%;调整后若保持现有投资，则收益则在6.5%~9%之间;首年满发小时数低于1200h的时候，项目的IRR低于行业基准收益率8%。
2保证收益率不变时，投资需要下降的幅度
如果以“2018年的新电价”执行项目，要达到与之前项目收益相同，项目总投资必然要下降。那电价下调后，下降多大幅度，才能保障项目收益相同?
采用8%的基准收益了为测算基础，对保证收益相同时，不同资源区的投资下降水平进行了测算，如下文。
1)一类资源区
图4：一类资源区保证收益不变的投资下降
从上图可以看出，在不同的电价水平和首年满发小时数，一类资源区的项目以8%的收益率进行反算，电价下调后，收益初始投资下降1.1~1.3元/W。
当项目投资下降到5.5元/W以内时，如果首年满发小时数能达到1400h以上，一类资源区的项目几乎全部具备投资价值。
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