年底是光伏政策的密集發佈期， 雖然前期利好政策不斷， 但是有些關鍵政策還沒有落地， 其中最關鍵的是補貼退坡的幅度和全額上網分散式是否占指標。
本文主要從內部收益率(IRR)角度入手， 研究補貼退坡對光伏專案的 IRR 影響， 以此探究補貼退坡幅度對於光伏行業的影響。
光伏補貼退坡在海外成熟市場成為必然趨勢
德國:作為歐盟的典型代表， 減少光伏補貼使之更為市場化。
在中國成為世界光伏第一裝機大國之前， 德國一直是全球光伏應用的第一大國。
歐盟各國的大方向是減少光伏補貼， 使之更為市場化。
德國作為歐盟的典型代表， 其並網補貼自 2009 年後也大幅減少。
以裝機容量 30kW 的居民屋頂項目為例， 並網補貼價格從 2004 年 0.57 歐元/kWh 的歷史高位， 一路降低到 2014 年的 0.12 歐元/kWh。
2016 年 6 月通過《可再生能源法》改革方案， 德國自 2017 年起將不再以政府指定價格收購綠色電力，
其餘歐盟國家:瑞士、丹麥、義大利等國無一例外計畫減少甚至計畫取消光伏 FiT 補貼。
美國:政策涉及財政激勵計畫和管理類政策， 政策優惠力度減小。
美國光伏行業政策主要有兩大類:聯邦財政激勵計畫和法律法規、標準、約束性指標等管理類政策。
其中， 聯邦財政激勵計畫並不局限於補貼， 而是以稅收優惠為主， 並對稅收、貸款、擔保等各項投融資流程均有惠及， 旨提高光伏行業的投資驅動力。
除了聯邦政府， 各州也有不同的政策激勵計畫。 但是近年來， 儘管各類補貼仍在繼續， 並且本應於 2016 年到期的光伏投資稅減免政策(ITC)也被延續至 2020 年， 但是相應政策優惠力度卻在減小。
以 MACRS 中折舊補貼為例， SEIA 已經制定了逐步退出計畫:2017 年前， 50%折舊補貼;2018 降至 40%;2019 位 30%;而在 2020 年之後完全退出。
在分散式光伏系統上， 美國也有包括 ITC、綠證制度(REC)、資產評估性清潔能源貸款、淨計量機制等在內的制度， 相對于集中式光伏其政策優惠減緩力度較小。
日本:全球第二大光伏應用市場， 快速增長源於 FiT 補貼政策， 目前補貼也在持續下降。
目前， 日本是全球第二大太陽能光伏市場， 2016 年度日本太陽能發電市場規模為 9.25GW， 日本光伏發電協會(JPEA)制定了 2030 年光伏發電 64GW 的目標。
日本市場規模成長迅速的主要原因是 FiT 補貼政策， 近年來 FiT 補貼的持續減少。
近年來市場發展迅猛， 印度政府方面也出臺了許多扶持政策。
整體而言， 印度政府推出了宏大國家太陽能計畫——至 2022 年， 總裝機容量將達到 100GW， 該計畫被認為是推動印度光伏行業發展的主要動力。
而在 16 年，印度電力部提高了 RPO 要求，2022 年為 8%，進一步刺激了太陽能光伏的發展。
各類融資激勵包括:適應性補償基金(VGF)、加速折舊、十年期公司稅等，此外，印度國家開發銀行對太陽能專案融資也提供一定程度便利。
UDAY 計畫，該計畫旨在為電力分銷公司承擔部分債務，改善其資本結構，降低其經營風險。
目前，已有 27 州和聯邦屬地加入該計畫，已引發約 300 億美元債券，占整個太陽能公司負債近 50%。
太陽能公園，印度政府計畫於 2020 年建成共計 40GW 的太陽能公園，並提供 12 億美元的資金支持。目前，已建成 8.9GW。
印度新能源與可再生能源部將把對於屋頂太陽能的補貼從 15%提高至 30%，但不包括商業和工業屋頂。
2015 年 7 月 1 日，印度新能源與可再生能源部宣佈提升將國家太陽能計畫下的並網裝機目標由 2021-22 年達到 20GW 提升為 2021-22 年達到 100GW。
EPC:土地和運營外專案成本的 30%或是:5MW 以下，0.25 億盧比/兆瓦;5-25MW，0.2 億盧比/兆瓦;25MW 以上，0.15 億盧比/兆瓦。兩者較低者
Developer:5MW 以下，0.25 億盧比/兆瓦;5-25MW，0.2 億盧比/兆瓦;25MW 以上，0.15 億盧比/兆瓦
對使用國產電池、元件的專案按 0.1 億盧布/兆瓦補貼;使用國產元件按 0.05 億盧布/兆瓦補貼25 年期上網電價第一年為 5.43 盧比/度，之後每年增加 5%至 6.43 盧比/度
賈瓦哈拉爾尼赫魯國家太陽任務頒佈實施-2009-2010 年可再生能源占比達到 5%，2020 年達到 15%的可再生能源。
始于金太陽、未來或與綠證配合，國內光伏補貼退坡同樣不可避免
事前補貼帶來隱患。“金太陽示範工程”專案採用了被業界所熟知的“事前補貼”方式，即專案投資方拿到項目批復，建設項目即可拿到補貼，而不考慮具體的應用發電效果。
最終出現項目建設為了獲得補貼，事實上並未正真投入發電或者以次充好等騙補行為。
2013 年 3 月，財政部決定金太陽示範工程不再進行新增申請審批;2013 年 5 月，財政部發佈《關於清算金太陽示範工程財政補助資金的通知》，規定沒有按期完工的項目，要求“取消示範工程，收回補貼資金”;沒有按期並網的項目，則會被“暫時收回補貼資金，待並網發電後再來函申請撥付”。
下載本文完整報告，請在PC端訪問樂晴智庫網站 www.767stock.com
電價補貼替代事前補貼成為光伏行業現行補貼政策的主流。
為了克服事前補貼存在的問題，2013 年 8 月，發改委發佈《關於發揮價格杠杆作用促進光伏產業健康發展的通知》(發改價格[2013]1638 號):
(1) 針對光伏電站，根據各地太陽能資源條件和建設成本，將全國分為三類太陽能資源區，相應制定光伏電站標杆上網電價，光伏電站標杆上網電價高出當地燃煤機組標杆上網電價的部分，通過可再生能源發展基金予以補貼;
(2) 針對分散式光伏電站，按照全電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時 0.42 元(含稅，下同)，通過可再生能源發展基金予以支付，由電網企業轉付;其中，分散式光伏發電系統自用有餘上網的電量，由電網企業按照當地燃煤機組標杆上網電價收購。
受國際金融危機影響，國內光伏扶應用市場持政策落地。
在我國光伏行業發展早期，產業結構呈現紡錘型，即上游多晶矽材料以及製造設備主要依賴進口，光伏產品的主要市場也在海外，中游生產環節在國內，這種產業結構很容易受海外市場的影響。
2008 年爆發全球金融危機，光伏海外需求不斷萎縮，為了支持國內光伏行業的發展，金太陽工程正式實施，拉開了國內扶持光伏應用市場的序幕。
2009 年 7 月，財政部、科技部、能源局聯合發佈《關於實施金太陽示範工程的通知》(財建〔2009〕397 號)，中央財政從可再生能源專項資金中安排一定資金，支持光伏發電技術在各類領域的示範應用及關鍵技術產業化(以下簡稱金太陽示範工程)。
按照規定，由財政部、科技部、國家能源局根據技術先進程度、市場發展狀況等確定各類示範專案的單位投資補助上限。
並網光伏發電專案按光伏發電系統及其配套輸配電工程總投資的 50%給予補助，偏遠無電地區獨立光伏發電系統按總投資的 70%給予補助。
綠證自願認購交易啟動，或成為未來新建光伏項目的補貼來源之一
2017 年 1 月 18 日發改委、財政部、能源局三部委聯合出臺《關於試行可再生能源綠色電力證書核發及自願認購交易制度的通知》(簡稱《通知》)，旨在在我國建立可再生能源綠證交易制度。
綠證是國家對發電企業每兆瓦時非水可再生能源上網電量頒發的具有獨特標識代碼的電子證書，是非水可再生能源發電量的確認和屬性證明以及消費綠色電力的唯一憑證。
《通知》指出風電、光伏發電企業出售綠證後，相應的電量不再享受國家可再生能源電價附加資金的補貼，我們認為在 2018 年綠證強制交易實施之後，綠證有可能成為新建光伏項目獲得補貼的來源之一。
屆時，困擾光伏等新能源企業的補貼拖欠問題將有所緩解。
集中式光伏補貼按區執行，分散式光伏補貼由上網模式決定
集中式光伏電價按區執行，且每年調整。2016年12月26日，國家發改委正式下發《關於調整光伏發電陸上風電標杆上網電價的通知》：
2017年1月1日起，一、二、三類資源區“全額上網”的光伏標杆電價由每千瓦時0.80元、0.88元、0.98元下調至0.65元、0.75元、0.85元，三類資源區的光伏標杆電價下調幅度分別為19%、15%和13%，2016年12月31日前完成備案、2017年6月30日前完成並網的光伏電站繼續享受調整前的電價，與此同時，通知還指出今後光伏發電標杆上網電價暫定每年調整一次。
目前光伏已經基本實現了在工商業電網銷售端的平價，而在上網側，還沒有實現平價，補貼強度在0.33-0.52元/kWh左右。
“全額上網”、“自發自用、餘量上網”和“隔牆售電”三種模式的分散式光伏具有不同的標杆電價。
《關於開展分散式發電市場化交易試點的通知》(發改能源【2017】1901 號)發佈後，分散式光伏除了“全額上網”、“自發自用、餘量上網”之外，還出現了第三種上網模式--“隔牆售電”。
全額上網分散式執行所在資源區的集中式電站標杆電價;自發自用分散式的自用電量為當地電網銷售電價+0.42 元/kWh，餘量上網電量為當地脫硫標杆電價+0.42 元/kWh;隔牆售電分散式根據不同的交易模式有不同的標杆電價。
系統成本降低可以減少補貼退坡對光伏項目 IRR 的影響:對於集中式電站，如果不存在棄光現象，當系統成本降低 10%時，可以抵禦超過 20%的標杆電價下調。
對於第 III 類資源區中全額上網分散式，當系統成本降低 10%時，可以抵禦 10%的標杆電價下調;
對於第 III 類資源區中工商業側 50%自發自用分散式，當系統成本降低 10%時，可以抵禦 40%的補貼退坡，而且自發自用比例越高，抵禦補貼退坡的程度也越大。
行業發展大趨勢無礙:由於分散式光伏在土地、指標、核准、補貼發放進度等方面的優勢，國內分散式有望持續發力。
此外，隨著光伏發電的經濟性不斷凸顯，海外新興市場也迅速崛起，呈現“多點開花”的態勢，預計海外市場將保持平穩的增長態勢。在國內外市場的共同帶動下，光伏維持高景氣的趨勢確定。百度搜索“樂晴智庫”，獲得更多行業深度研究報告
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該計畫被認為是推動印度光伏行業發展的主要動力。
而在 16 年，印度電力部提高了 RPO 要求，2022 年為 8%，進一步刺激了太陽能光伏的發展。
各類融資激勵包括:適應性補償基金(VGF)、加速折舊、十年期公司稅等，此外，印度國家開發銀行對太陽能專案融資也提供一定程度便利。
UDAY 計畫，該計畫旨在為電力分銷公司承擔部分債務，改善其資本結構，降低其經營風險。
目前，已有 27 州和聯邦屬地加入該計畫，已引發約 300 億美元債券，占整個太陽能公司負債近 50%。
太陽能公園，印度政府計畫於 2020 年建成共計 40GW 的太陽能公園，並提供 12 億美元的資金支持。目前，已建成 8.9GW。
印度新能源與可再生能源部將把對於屋頂太陽能的補貼從 15%提高至 30%，但不包括商業和工業屋頂。
2015 年 7 月 1 日，印度新能源與可再生能源部宣佈提升將國家太陽能計畫下的並網裝機目標由 2021-22 年達到 20GW 提升為 2021-22 年達到 100GW。
EPC:土地和運營外專案成本的 30%或是:5MW 以下，0.25 億盧比/兆瓦;5-25MW，0.2 億盧比/兆瓦;25MW 以上，0.15 億盧比/兆瓦。兩者較低者
Developer:5MW 以下，0.25 億盧比/兆瓦;5-25MW，0.2 億盧比/兆瓦;25MW 以上，0.15 億盧比/兆瓦
對使用國產電池、元件的專案按 0.1 億盧布/兆瓦補貼;使用國產元件按 0.05 億盧布/兆瓦補貼25 年期上網電價第一年為 5.43 盧比/度，之後每年增加 5%至 6.43 盧比/度
賈瓦哈拉爾尼赫魯國家太陽任務頒佈實施-2009-2010 年可再生能源占比達到 5%，2020 年達到 15%的可再生能源。
始于金太陽、未來或與綠證配合，國內光伏補貼退坡同樣不可避免
事前補貼帶來隱患。“金太陽示範工程”專案採用了被業界所熟知的“事前補貼”方式，即專案投資方拿到項目批復，建設項目即可拿到補貼，而不考慮具體的應用發電效果。
最終出現項目建設為了獲得補貼，事實上並未正真投入發電或者以次充好等騙補行為。
2013 年 3 月，財政部決定金太陽示範工程不再進行新增申請審批;2013 年 5 月，財政部發佈《關於清算金太陽示範工程財政補助資金的通知》，規定沒有按期完工的項目，要求“取消示範工程，收回補貼資金”;沒有按期並網的項目，則會被“暫時收回補貼資金，待並網發電後再來函申請撥付”。
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電價補貼替代事前補貼成為光伏行業現行補貼政策的主流。
為了克服事前補貼存在的問題，2013 年 8 月，發改委發佈《關於發揮價格杠杆作用促進光伏產業健康發展的通知》(發改價格[2013]1638 號):
(1) 針對光伏電站，根據各地太陽能資源條件和建設成本，將全國分為三類太陽能資源區，相應制定光伏電站標杆上網電價，光伏電站標杆上網電價高出當地燃煤機組標杆上網電價的部分，通過可再生能源發展基金予以補貼;
(2) 針對分散式光伏電站，按照全電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時 0.42 元(含稅，下同)，通過可再生能源發展基金予以支付，由電網企業轉付;其中，分散式光伏發電系統自用有餘上網的電量，由電網企業按照當地燃煤機組標杆上網電價收購。
受國際金融危機影響，國內光伏扶應用市場持政策落地。
在我國光伏行業發展早期，產業結構呈現紡錘型，即上游多晶矽材料以及製造設備主要依賴進口，光伏產品的主要市場也在海外，中游生產環節在國內，這種產業結構很容易受海外市場的影響。
2008 年爆發全球金融危機，光伏海外需求不斷萎縮，為了支持國內光伏行業的發展，金太陽工程正式實施，拉開了國內扶持光伏應用市場的序幕。
2009 年 7 月，財政部、科技部、能源局聯合發佈《關於實施金太陽示範工程的通知》(財建〔2009〕397 號)，中央財政從可再生能源專項資金中安排一定資金，支持光伏發電技術在各類領域的示範應用及關鍵技術產業化(以下簡稱金太陽示範工程)。
按照規定，由財政部、科技部、國家能源局根據技術先進程度、市場發展狀況等確定各類示範專案的單位投資補助上限。
並網光伏發電專案按光伏發電系統及其配套輸配電工程總投資的 50%給予補助，偏遠無電地區獨立光伏發電系統按總投資的 70%給予補助。
綠證自願認購交易啟動，或成為未來新建光伏項目的補貼來源之一
2017 年 1 月 18 日發改委、財政部、能源局三部委聯合出臺《關於試行可再生能源綠色電力證書核發及自願認購交易制度的通知》(簡稱《通知》)，旨在在我國建立可再生能源綠證交易制度。
綠證是國家對發電企業每兆瓦時非水可再生能源上網電量頒發的具有獨特標識代碼的電子證書，是非水可再生能源發電量的確認和屬性證明以及消費綠色電力的唯一憑證。
《通知》指出風電、光伏發電企業出售綠證後，相應的電量不再享受國家可再生能源電價附加資金的補貼，我們認為在 2018 年綠證強制交易實施之後，綠證有可能成為新建光伏項目獲得補貼的來源之一。
屆時，困擾光伏等新能源企業的補貼拖欠問題將有所緩解。
集中式光伏補貼按區執行，分散式光伏補貼由上網模式決定
集中式光伏電價按區執行，且每年調整。2016年12月26日，國家發改委正式下發《關於調整光伏發電陸上風電標杆上網電價的通知》：
2017年1月1日起，一、二、三類資源區“全額上網”的光伏標杆電價由每千瓦時0.80元、0.88元、0.98元下調至0.65元、0.75元、0.85元，三類資源區的光伏標杆電價下調幅度分別為19%、15%和13%，2016年12月31日前完成備案、2017年6月30日前完成並網的光伏電站繼續享受調整前的電價，與此同時，通知還指出今後光伏發電標杆上網電價暫定每年調整一次。
目前光伏已經基本實現了在工商業電網銷售端的平價，而在上網側，還沒有實現平價，補貼強度在0.33-0.52元/kWh左右。
“全額上網”、“自發自用、餘量上網”和“隔牆售電”三種模式的分散式光伏具有不同的標杆電價。
《關於開展分散式發電市場化交易試點的通知》(發改能源【2017】1901 號)發佈後，分散式光伏除了“全額上網”、“自發自用、餘量上網”之外，還出現了第三種上網模式--“隔牆售電”。
全額上網分散式執行所在資源區的集中式電站標杆電價;自發自用分散式的自用電量為當地電網銷售電價+0.42 元/kWh，餘量上網電量為當地脫硫標杆電價+0.42 元/kWh;隔牆售電分散式根據不同的交易模式有不同的標杆電價。
系統成本降低可以減少補貼退坡對光伏項目 IRR 的影響:對於集中式電站，如果不存在棄光現象，當系統成本降低 10%時，可以抵禦超過 20%的標杆電價下調。
對於第 III 類資源區中全額上網分散式，當系統成本降低 10%時，可以抵禦 10%的標杆電價下調;
對於第 III 類資源區中工商業側 50%自發自用分散式，當系統成本降低 10%時，可以抵禦 40%的補貼退坡，而且自發自用比例越高，抵禦補貼退坡的程度也越大。
行業發展大趨勢無礙:由於分散式光伏在土地、指標、核准、補貼發放進度等方面的優勢，國內分散式有望持續發力。
此外，隨著光伏發電的經濟性不斷凸顯，海外新興市場也迅速崛起，呈現“多點開花”的態勢，預計海外市場將保持平穩的增長態勢。在國內外市場的共同帶動下，光伏維持高景氣的趨勢確定。百度搜索“樂晴智庫”，獲得更多行業深度研究報告
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