有媒體15日爆料兩條新聞，第一條、2016年中國光伏上網電價調整方案已獲得發改委和能源及審批，三類資源區的上網電價分別定為0.8、0.88、0.98元/度（I、II類資源區的下調幅度略高于10月發布的征求意見稿版本）；第二條、在2015年內獲得備案的項目，只要在2016年6月30日前完成并網，則仍執行2015年上網電價；3、預計在該方案獲批后，發改委價格司或將可再生能源附加費由目前的1.5分/度上調至2.2分/度。

解析：

1.下調補貼促進光伏發電成本下降，是行業發展必由之路，電價下調幅度符合近兩年成本下降幅度；

通過逐步降低補貼促進光伏發電的成本下降是行業發展的必由之路，我國現行光伏上網電價從2014年1月起已執行兩年，本次I、II、III類資源區的上網電價下調幅度分別為-11%、-7%、-2%，符合市場和產業預期。從對電站投資回報率的總體影響來看，即使調價最多的I類地區的電價下調幅度，也與兩年間光伏電站的建設成本降幅基本一致，而我國設定光伏上網電價的原則也是以“保證合理的IRR水平和投資吸引力”為前提。

2.三類資源區之間電價差顯著擴大，有助于平衡各地建設規模，減緩西部消納壓力，東、南部項目吸引力大增；

本次電價調整方案顯著拉開了三類資源區之間的電價差，尤其是III類資源區的電價僅下調2%，較下調后的I類資源區電價高出22.5%，大大提高了中東部和南部地區光伏電站項目的投資吸引力。此舉即能夠通過降低西部地區的電站投資熱情來減緩電網建設滯后引發的愈演愈烈的棄光限電問題，又能將投資向東部具有較強接入消納能力的用電負荷中心引導，將十分有助于我國光伏發電行業的平衡健康發展。

3.2015年項目緩沖期延長至明年6月底，企業在建項目風險得以消除，明年初“淡季不淡”更為確定；

此前征求意見稿中給予2015年獲得備案項目的并網截止日期僅到明年3月底，考慮春節和氣候等因素，預計很多項目面臨無法完成的風險，本次正式稿將并網緩沖期延長至6月底將確保今年企業在建和開發中的項目能夠順利按時完成并執行現有上網電價。考慮到今年10月能源局新增的5.3GW項目指標和今年原17.8GW指標中的遞延項目都需要在明年6月底前建成并網，再加上2016年的新增指標，預計明年上半年我國有望至少新增光伏裝機9~10GW，終端市場“淡季不淡”格局將更為確定，再疊加美國的搶裝需求和印度項目的大面積啟動，目前上游產業鏈中從硅片到組件偏緊的供需格局和制造環節的高景氣度也將得到延續。

4.相比下調電價，補貼拖欠對企業投資積極性的打擊更甚，附加費上調有望加速補貼發放；

我國對新建光伏電站的補貼發放已停滯超過2年，對光伏電站運營企業的現金流產生巨大壓力，本次可再生能源附加費上調0.7分/度，每年增加的基金收入約可支撐50GW新增光伏裝機需求，預計將對拖欠補貼的恢復發放、以及提高未來補貼發放的及時性起到巨大的積極作用。

我們繼續相對看好制造環節高景氣持續大背景下，行業技術路線變革（單晶比例提升）帶來的局部高成長，重點推薦成本優勢突出、產業鏈延伸快速高效的單晶龍頭：隆基股份[2.88%資金研報]；對于電站環節企業，我們認為，本次上網電價下調方案定稿可在一定程度上看作短期內的利空出盡，后續可再生能源附加費上調、以及一些潛在的改善限電措施（如配額制政策）的出臺，則有望逐步上修市場對下游電站環節景氣度的預期。