2002年的“送電到鄉(xiāng)工程”揭開了我國(guó)分布式光伏發(fā)電的序幕。2011年、2012年、2013年、2014年中國(guó)年新增并網(wǎng)光伏裝機(jī)總量分別為2.4GW、4.732GW、10.857GW和12.516GW。同比增速分別為500%、97%、129%和15%。
2013年到2015年，中國(guó)政府出臺(tái)了一系列政策支持太陽能發(fā)電，中國(guó)光伏發(fā)電迎來了爆發(fā)式增長(zhǎng)。IHS預(yù)計(jì)2015年中國(guó)全年新增裝機(jī)總量可達(dá)到17.72GW，同比增長(zhǎng)42%左右。截至2015年9月底，全國(guó)光伏發(fā)電裝機(jī)總量已達(dá)到3795萬千瓦，提前完成了十二五規(guī)劃中35GW裝機(jī)總量的目標(biāo)。
專家預(yù)計(jì)，“十三五”期間中國(guó)每年新增光伏裝機(jī)總量將達(dá)到20GW左右。展望未來，政府強(qiáng)有力的支持政策，不斷下降的光伏組件制造成本和融資成本，將有利于光伏發(fā)電企業(yè)維持豐厚的利潤(rùn)，光伏發(fā)電企業(yè)投資積極性將維持在較高水平。影響光伏發(fā)展的限電問題和融資難的問題在“十三五”期期間將得到妥善解決。
一、中國(guó)光伏發(fā)電
1.1.中國(guó)光伏發(fā)電發(fā)展回顧
中國(guó)太陽能資源豐富，十分適合發(fā)展光伏發(fā)電。2002年“送電到鄉(xiāng)工程”揭開了我國(guó)分布式光伏發(fā)電的序幕。2009年我國(guó)開始實(shí)施太陽能光電建筑應(yīng)用示范項(xiàng)目和金太陽能示范工程，明確為光伏發(fā)電系統(tǒng)提供補(bǔ)助，我國(guó)光伏發(fā)電市場(chǎng)進(jìn)入規(guī)?；l(fā)展階段。
圖1.1.1中國(guó)2011-2014年年新增光伏裝機(jī)容量快速上漲
2002年“送電到鄉(xiāng)工程”揭開了我國(guó)分布式光伏發(fā)電的序幕。2009年我國(guó)開始實(shí)施太陽能光電建筑應(yīng)用示范項(xiàng)目和金太陽能示范工程，明確為光伏發(fā)電系統(tǒng)提供補(bǔ)助，我國(guó)光伏發(fā)電市場(chǎng)進(jìn)入規(guī)模化發(fā)展階段。
2011年國(guó)家光伏發(fā)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)政策的出臺(tái)進(jìn)一步推動(dòng)了國(guó)內(nèi)光伏市場(chǎng)的快速發(fā)展，當(dāng)年我國(guó)新增光伏裝機(jī)容量達(dá)到2400MW，同比增長(zhǎng)500%。
2012年我國(guó)繼續(xù)加大對(duì)光伏應(yīng)用的支持力度，先后啟動(dòng)兩批“金太陽”示范工程，發(fā)布《太陽能發(fā)電發(fā)展“十二五”規(guī)劃》，啟動(dòng)分布式光伏發(fā)電規(guī)?；瘧?yīng)用示范區(qū)等舉措，當(dāng)年并網(wǎng)新增裝機(jī)容量達(dá)到4732MW，同比增長(zhǎng)97%。
2013年，受歐美雙反影響，中國(guó)光伏出口受阻，一大批光伏制造業(yè)企業(yè)受牽連。與此同時(shí)，國(guó)內(nèi)開始密集出臺(tái)支持光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的政策以拉動(dòng)內(nèi)需。對(duì)于地面電站并網(wǎng)難、補(bǔ)貼年限不確定以及補(bǔ)貼拖延等問題出臺(tái)針對(duì)性政策，從而使得光伏電站未來收益的不確定性大大減弱，刺激更多資金積極進(jìn)入光伏電站領(lǐng)域。在此背景下，2013年中國(guó)光伏應(yīng)用市場(chǎng)迎來爆發(fā)，IHS統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，2013年全國(guó)新增并網(wǎng)光伏裝機(jī)容量達(dá)10857MW，同比增長(zhǎng)高達(dá)129%，一躍成為全球最大的光伏終端市場(chǎng)。
2014年，中國(guó)政府出臺(tái)一系列政策扶持光伏發(fā)電，年新增并網(wǎng)光伏發(fā)電裝機(jī)達(dá)到12516MW，同比上漲15%。
1.2.2015年中國(guó)光伏發(fā)電行業(yè)發(fā)展情況
1.2.1.大幅調(diào)高裝機(jī)目標(biāo)，表明大力支持態(tài)度
對(duì)于2015年的裝機(jī)規(guī)劃，能源局下發(fā)的《2015年度全國(guó)光伏年度計(jì)劃新增并網(wǎng)規(guī)模表》征求意見稿，計(jì)劃2015年全國(guó)新增并網(wǎng)規(guī)模1500萬千瓦，其中集中式電站800萬千瓦，分布式700萬千瓦（其中屋頂分布式不低于315萬千瓦），較2014年的1060萬千瓦的裝機(jī)總量增幅高達(dá)41.5%。
2015年3月16日，國(guó)家能源局下發(fā)《2015年光伏發(fā)電建設(shè)實(shí)施方案的通知》?！锻ㄖ分赋觯瑸榉€(wěn)定擴(kuò)大光伏發(fā)電應(yīng)用市場(chǎng)，2015年下達(dá)全國(guó)新增光伏電站建設(shè)規(guī)模1780萬千瓦。對(duì)屋頂分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目及全部自發(fā)自用的地面分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目不限制建設(shè)規(guī)模，各地區(qū)能源主管部門隨時(shí)受理項(xiàng)目備案，電網(wǎng)企業(yè)及時(shí)辦理并網(wǎng)手續(xù)，項(xiàng)目建成后即納入補(bǔ)貼范圍。光伏扶貧試點(diǎn)省區(qū)（河北、山西、安徽、寧夏、青海和甘肅）安排專門規(guī)模用于光伏扶貧試點(diǎn)縣的配套光伏電站建設(shè)。1780萬千瓦的裝機(jī)目標(biāo)較征求意見稿的1500萬千瓦相比又有了18.7%的增長(zhǎng)，相比2014年的1060萬千瓦增幅達(dá)到67.9%。2015年9月28日，能源局再次將光伏建設(shè)指標(biāo)上調(diào)了530萬千瓦，將全年建設(shè)上調(diào)至2310萬千瓦。
圖1.2.1.2015年光伏裝機(jī)目標(biāo)調(diào)整圖
1.2.2.“十二五”規(guī)劃目標(biāo)提前完成
國(guó)家能源局公布數(shù)據(jù)顯示，截至2015年9月底，全國(guó)光伏發(fā)電裝機(jī)容量已達(dá)到3795萬千瓦，提前完成“十二五”規(guī)劃制定的35GW目標(biāo)。在這3795萬千瓦的裝機(jī)容量中，集中式光伏電站3170萬千瓦，分布式光伏電站625萬千瓦。
1-9月全國(guó)新增光伏發(fā)電裝機(jī)容量990萬千瓦，其中，新增光伏電站裝機(jī)容量832萬千瓦，新增分布式光伏裝機(jī)容量158萬千瓦。
1.3.內(nèi)部投資回報(bào)率高
分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目投資回報(bào)情況分布式光伏發(fā)電是指位于用戶附近，所發(fā)電能就地利用，以低于35千伏或更低電壓等級(jí)接入電網(wǎng)，且單個(gè)并網(wǎng)點(diǎn)總裝機(jī)容量不超過6MW的光伏發(fā)電項(xiàng)目。由于運(yùn)營(yíng)維護(hù)成本比較低，以下項(xiàng)目投資回報(bào)計(jì)算中均假設(shè)項(xiàng)目運(yùn)行期間運(yùn)營(yíng)維護(hù)成本為0。
應(yīng)用端主體情況
（1）應(yīng)用端主體為自然人主體即一般居民
假設(shè)一棟居民樓屋頂面積1000平方米，約可安裝太陽能發(fā)電系統(tǒng)80kw，由于分布式安裝不具有規(guī)模效應(yīng)，因此安裝成本相對(duì)偏高，目前按照9元/w進(jìn)行計(jì)算。
以北京地區(qū)為例，在不考慮大氣污染造成的霧霾影響下，年發(fā)電約1200小時(shí)。
依據(jù)2013年統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，北京市人均住宅面積31平方米，在考慮公攤面積的基礎(chǔ)上，按照最保守的6層普通住宅進(jìn)行測(cè)算，1000平方米約可容納60戶（三口之家），戶年均可用光伏發(fā)電量約為1600kwh，此電量低于北京市居民住宅階梯電價(jià)最低檔電量要求（240kwh/月），考慮到居民電價(jià)上漲因素居民用電電價(jià)按照0.6元/kwh進(jìn)行計(jì)算，此測(cè)算中假定光伏發(fā)電全部自發(fā)自用，則電價(jià)為0.6元/kwh加度電補(bǔ)貼0.42元/kwh進(jìn)行計(jì)算。假設(shè)項(xiàng)目運(yùn)行20年。項(xiàng)目建設(shè)成本為：9元/w×80kw=720000元全年滿發(fā)電量約為：80kw×1200h=96000kwh。每年電費(fèi)與補(bǔ)貼收益為：96000kwh×0.6元/kwh+96000kwh×0.42元/kwh=97920元。使用7%的折現(xiàn)率計(jì)算出來的NPV為296603元該項(xiàng)目IRR為12.25%
（2）應(yīng)用端主體為一般工商業(yè)法人
以一般工商業(yè)屋頂面積2000平方米計(jì)算，約可安裝光伏系統(tǒng)160kw，單位安裝成本約為9元/w，初投資約為144萬元。由于一般工商業(yè)營(yíng)業(yè)時(shí)間較長(zhǎng)，同時(shí)對(duì)照明、溫控等有較高的需求，因此自發(fā)自用比例按照100%計(jì)算。其他邊際條件如下：
項(xiàng)目運(yùn)行20年一般工商業(yè)銷售電價(jià)：0.517-1.0584元/kwh。分布式發(fā)電度電收入：0.937-1.4784元年發(fā)電小時(shí)數(shù)：1200小時(shí)項(xiàng)目建設(shè)成本為：160kw×9元/w=1440000元項(xiàng)目年發(fā)電量為：160kw×1200h=192000kwh年電費(fèi)收入為：179904-283852元。按0.517元工商業(yè)電價(jià)計(jì)算的IRR為10.92%。按1.0584元工商業(yè)電價(jià)計(jì)算的IRR為19.12%
（3）應(yīng)用端主體為大工業(yè)用戶
由于大工業(yè)用戶一般用電需求大，同時(shí)從目前城市規(guī)劃看，大工業(yè)一般相對(duì)集中，具備擁有較大面積的廠房的條件。因此基于分析的保守性考慮，按照分布式光伏發(fā)電單個(gè)項(xiàng)目容量上限6MW進(jìn)行計(jì)算。由于大工業(yè)用戶具有規(guī)模優(yōu)勢(shì)，因此單位造價(jià)可以有所降低，可按照8元/W進(jìn)行計(jì)算。其他邊際條件如下：
項(xiàng)目運(yùn)行20年大工業(yè)電量電價(jià)：0.453-0.7097元/kwh。分布式發(fā)電度電收入：0.873（0.453+0.42）到1.1297（0.7097+0.42）元。年發(fā)電小時(shí)數(shù)：1200小時(shí)項(xiàng)目建設(shè)成本為：6000kw×8元/w=48000000元項(xiàng)目年發(fā)電量：6000kw×1200h=7200000kwh。按0.453元/kWh計(jì)算的項(xiàng)目年電費(fèi)收入：0.873元/kwh×7200000kwh=6285600元。按0.7097元/kWh計(jì)算的項(xiàng)目年電費(fèi)收入為：1.1297元/kwh×7200000kwh=8133840元。按0.453元/kwh度電電費(fèi)計(jì)算的IRR為11.65%。按0.7097元/kwh電費(fèi)計(jì)算的IRR為16.09%
此處分布式項(xiàng)目投資回報(bào)計(jì)算中均未將地方政府補(bǔ)貼納入計(jì)算范圍內(nèi)，加上地方政府補(bǔ)貼后項(xiàng)目IRR更高。經(jīng)觀察，項(xiàng)目建設(shè)成本與電費(fèi)是決定分布式項(xiàng)目IRR的重要因素。建設(shè)成本越高，項(xiàng)目IRR越低。電費(fèi)越高，項(xiàng)目IRR也越高。
集中式光伏發(fā)電項(xiàng)目投資回報(bào)情況集中式光伏電站主要利用大規(guī)模太陽能電池陣列把太陽能直接轉(zhuǎn)換成直流電，通過防雷匯流箱和直流配電柜，把多路直流匯入到光伏逆變器，光伏逆變器把多路直流電變換成交流電，再通過交流配電柜、升壓變壓器和高壓開關(guān)裝置接入電網(wǎng)，向電網(wǎng)輸送光伏電量，由電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)配向用戶供電。集中式光伏電站不能直接接入電網(wǎng)，需要通過110KV升壓站接入電網(wǎng)。
2013年能源局下發(fā)《關(guān)于發(fā)揮價(jià)格杠桿作用促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知》能源局根據(jù)各地太陽能資源條件和建設(shè)成本，將全國(guó)分為三類太陽資源區(qū)，相應(yīng)制定光伏電站標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)。Ⅰ類資源區(qū)標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)為0.9元，Ⅱ類資源區(qū)標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)為0.95元，Ⅲ類資源區(qū)標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)為1元。
1.3.1.Ⅰ類地區(qū)光伏集中式電站投資回報(bào)
由于集中式光伏電站一般規(guī)模比較大，因此造價(jià)可以有所降低，可按照8元/w進(jìn)行計(jì)算。假設(shè)項(xiàng)目規(guī)模為20MW，位于寧夏地區(qū)，年機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)為1600小時(shí)。由于寧夏屬于Ⅰ類地區(qū)，寧夏電價(jià)執(zhí)行0.9元/kwh。本例依舊假設(shè)項(xiàng)目運(yùn)行20年，則：
項(xiàng)目建設(shè)成本為：20，000，000W×8元/w=160，000，000元項(xiàng)目年發(fā)電量為：20，000kw×1600h=32，000，000kwh項(xiàng)目年電費(fèi)為：30，000，000kwh×0.9元/kwh=28，800，000元項(xiàng)目IRR為：17.25%。
1.3.2.Ⅱ類地區(qū)集中式光伏電站投資回報(bào)
假設(shè)集中式電站規(guī)模為20MW，建設(shè)成本為8元/W，位于Ⅱ類地區(qū)青海。Ⅱ類地區(qū)機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)劣于Ⅰ類地區(qū)，假設(shè)該項(xiàng)目年機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)為1500小時(shí)。Ⅱ類地區(qū)光伏上網(wǎng)電價(jià)為0.95元/kwh。本例依舊假設(shè)項(xiàng)目運(yùn)行20年，則：項(xiàng)目建設(shè)成本為：20，000，000W×8元/w=160，000，000元項(xiàng)目年發(fā)電量為：20，000kw×1500h=30，000，000kwh項(xiàng)目年電費(fèi)為：30，000，000kwh×0.95元/kwh=28，500，000元項(xiàng)目IRR為：17.05%。
1.3.3.Ⅲ類地區(qū)集中式光伏電站投資回報(bào)
假設(shè)集中式電站規(guī)模為20MW，建設(shè)成本為8元/W，位于Ⅲ類地區(qū)浙江。Ⅲ類地區(qū)機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)劣于Ⅱ類地區(qū)，假設(shè)該項(xiàng)目年機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)為1200小時(shí)。Ⅲ類地區(qū)光伏上網(wǎng)電價(jià)為1元/kwh。本例依舊假設(shè)項(xiàng)目運(yùn)行20年，為保守起見，暫時(shí)不將地方政府補(bǔ)貼納入計(jì)算范圍。則：
項(xiàng)目建設(shè)成本為：20，000，000w×8元/w=160，000，000元項(xiàng)目年發(fā)電量為：20，000kw×1200h=24，000，000kwh項(xiàng)目年電費(fèi)為：24，000，000kwh×1元/kwh=24，000，000元，項(xiàng)目IRR為：13.89%。
在建造成本相同的情況下，集中式光伏發(fā)電項(xiàng)目的IRR由電費(fèi)與年機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)決定，電費(fèi)越高，項(xiàng)目IRR也越高。機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)越長(zhǎng)，項(xiàng)目IRR越高。
1.4.光伏發(fā)電競(jìng)爭(zhēng)格局
國(guó)內(nèi)光伏電站運(yùn)營(yíng)商的競(jìng)爭(zhēng)處于“一超多強(qiáng)”的格局，央企中電投獨(dú)占鰲頭，后面國(guó)企、民企群雄并起。由于電站運(yùn)營(yíng)屬于資本密集型行業(yè)，進(jìn)入壁壘較高，企業(yè)不但需要有雄厚的資金實(shí)力，還需要有持續(xù)的項(xiàng)目開發(fā)能力，因此大型國(guó)企的競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)較強(qiáng)。但民營(yíng)企業(yè)依靠自身靈活多變的機(jī)制，強(qiáng)大的執(zhí)行力，以及通過資本市場(chǎng)融資平臺(tái)，同樣能夠在競(jìng)爭(zhēng)中躋身前列。在2013年裝機(jī)量Top10中絕大多數(shù)為國(guó)企，而2014年民企開始脫穎而出，如中利科技、特變電工、愛康科技三家上市民企2014年裝機(jī)規(guī)模都超過了400MW，占據(jù)了裝機(jī)量Top10中的三席，裝機(jī)量Top20中民企已過半數(shù)。未來，隨著融資渠道的拓寬，預(yù)計(jì)民企在電站運(yùn)營(yíng)方面將占據(jù)更重要的地位。
表3.4.1單位：MW
表3.4.2單位：MW
二、中國(guó)光伏發(fā)電行業(yè)未來發(fā)展前景
2.1.2016-2020年均新增光伏裝機(jī)量將達(dá)到20GW
根據(jù)《能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃》，我國(guó)在2015年非化石能源消費(fèi)比重目標(biāo)為11.4%；根據(jù)《國(guó)家應(yīng)對(duì)氣候變化規(guī)劃（2014-2020年）》，我國(guó)到2020年非化石能源占一次能源消費(fèi)的比重達(dá)到15%左右；根據(jù)《中美氣候變化聯(lián)合聲明》，中國(guó)計(jì)劃2030年左右二氧化碳排放達(dá)到峰值且將努力早日達(dá)峰，并計(jì)劃到2030年非化石能源占一次能源消費(fèi)比重提高到20%左右。國(guó)家對(duì)于未來中長(zhǎng)期的能源規(guī)劃非常清晰。
表2.1.12006-2013年中國(guó)能源消費(fèi)及非化石能源消費(fèi)比重單位：萬噸標(biāo)準(zhǔn)煤
表2.1.22014-2030年中國(guó)能源消費(fèi)及非化石能源消費(fèi)比重
經(jīng)過分析，各項(xiàng)非化石能源對(duì)應(yīng)的2020年和2030年發(fā)電量目標(biāo)總和低于《中美氣候變化聯(lián)合聲明》中的要求，考慮到風(fēng)電和光伏的建設(shè)周期相對(duì)較短，因此用于填補(bǔ)發(fā)電量缺口的可能性更大。以2020年為例，非化石能源發(fā)電量測(cè)算缺口659億千瓦時(shí)，如果全部用風(fēng)電填補(bǔ)缺口相當(dāng)于風(fēng)電并網(wǎng)從200GW增加到230GW，如果全部用光伏填補(bǔ)缺口相當(dāng)于光伏并網(wǎng)從100GW增加到155GW。與風(fēng)電相比，光伏發(fā)電更清潔，更有優(yōu)勢(shì)。由此可見，光伏發(fā)電的發(fā)展空間仍相當(dāng)可觀，電站運(yùn)營(yíng)的未來發(fā)展十分有前景。
為了達(dá)到十三五規(guī)劃預(yù)期的155GW新增并網(wǎng)光伏裝機(jī)容量目標(biāo)，十三五期間，光伏年均新增裝機(jī)容量至少達(dá)到20GW/年。
從可承受量來看，2014年我國(guó)光伏實(shí)現(xiàn)發(fā)電250億kwh，僅占當(dāng)年總發(fā)電量的0.46%，與歐盟、德國(guó)、日本等發(fā)達(dá)國(guó)家相比依然具有較大的發(fā)展空間。
圖2.1.12012-2014年光伏發(fā)電量及總電量占比
圖2.1.2發(fā)達(dá)國(guó)家清潔能源發(fā)電量占比
綜上所述，從政府意愿，以及政策可承受能力方面分析，我國(guó)光伏發(fā)電需求仍有較大的上升空間。
2.2.成本持續(xù)下降，利潤(rùn)豐厚，企業(yè)投資積極性高
除政策外，影響行業(yè)裝機(jī)量的另一因素為企業(yè)的投資積極性，企業(yè)都是逐利的，因此這一核心問題在于電站的盈利水平。影響電站盈利水平的因素主要包括標(biāo)桿電價(jià)、成本等。
首先，對(duì)于標(biāo)桿電價(jià)，從目前來看，2016年光伏標(biāo)桿電價(jià)并不會(huì)做出較大調(diào)整，而在政策穩(wěn)定的前提下，預(yù)計(jì)后期電價(jià)調(diào)整仍將以保證電站基本收益水平為前提。
其次，成本層面，一方面組件、逆變器等產(chǎn)品價(jià)格持續(xù)下降，帶動(dòng)國(guó)內(nèi)光伏裝機(jī)成本持續(xù)下降；另一方面，2014年底以來我國(guó)逐步進(jìn)入降息通道，作為重資產(chǎn)、高負(fù)債率的電站資產(chǎn)，成本無疑將受益于國(guó)內(nèi)降息而有所下降。
圖2.2.1組件價(jià)格持續(xù)下跌
圖2.2.2國(guó)內(nèi)進(jìn)入降息通道，利率下降帶動(dòng)電站利息成本下降
2.3.限電問題無憂，行業(yè)發(fā)展趨勢(shì)明確
影響電站收益率的另一重要因素便是目前市場(chǎng)上非常關(guān)注的限電問題。根據(jù)能源局?jǐn)?shù)據(jù)，上半年國(guó)內(nèi)光伏發(fā)電190億千瓦時(shí)，棄光電量18億千瓦時(shí)，棄光率約10%，棄光現(xiàn)象已引起行業(yè)的持續(xù)關(guān)注。業(yè)內(nèi)普遍關(guān)注，棄光現(xiàn)象是否會(huì)像2011-2012年的棄風(fēng)限電一樣，成為行業(yè)發(fā)展桎梏。專家表示，相比于此前的風(fēng)電，這輪光伏棄光限電繼續(xù)大幅惡化概率不大，不會(huì)影響行業(yè)的持續(xù)發(fā)展。首先，從上半年來看，限電具有明顯的區(qū)域性和季節(jié)性，并非是普遍性問題。
上半年國(guó)內(nèi)光伏棄光18億度，主要集中在甘肅、新疆地區(qū)，其中，甘肅省棄光電量11.4億千瓦時(shí)，棄光率28%；新疆（含兵團(tuán)）棄光電量5.41億千瓦時(shí)，棄光率19%。甘肅地區(qū)由于當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)建設(shè)滯后、內(nèi)部消納比例低等原因，光伏、風(fēng)電等可再生能源一直存在相對(duì)嚴(yán)重的限電問題，從木聯(lián)能“i光伏”平臺(tái)發(fā)布的甘肅地區(qū)光伏電站平均發(fā)電小時(shí)數(shù)來看，2014年以來一直維持在100小時(shí)左右，預(yù)計(jì)棄光率在20%左右。
圖2.3.1甘肅限電問題一直存在
對(duì)于新疆地區(qū)，限電主要發(fā)生在一季度，原因在于：（1）一季度新疆內(nèi)部存在線路檢修問題；（2）一季度由于天氣寒冷，農(nóng)業(yè)用電等下降，導(dǎo)致自身消納能力下降；（3）新疆火電中約50%為自備電廠，不參與調(diào)峰，進(jìn)一步影響新能源消納。而隨著線路檢修完畢及對(duì)自備電廠調(diào)峰等政策的調(diào)整，從二季度開始，限電問題已明顯改善，從木聯(lián)能“i光伏”平臺(tái)數(shù)據(jù)來看，從4月份開始，新疆地區(qū)月度發(fā)電小時(shí)已恢復(fù)至125小時(shí)以上，棄光率處于一個(gè)較低的水平。
圖2.3.24月份以來新疆地區(qū)平均利用小時(shí)數(shù)維持在125小時(shí)以上
而對(duì)于寧夏、青海等西部地區(qū)，除個(gè)別月份外，整體發(fā)電處于較高水平，棄光率較低。
圖2.3.3寧夏除年初外，月度電利用小時(shí)數(shù)普遍處于高位
圖2.3.4青海地區(qū)平均發(fā)電小時(shí)數(shù)維持較高水平
綜合上述發(fā)電數(shù)據(jù)，結(jié)合企業(yè)財(cái)報(bào)體現(xiàn)出來的電站盈利數(shù)據(jù)，光伏當(dāng)前的限電問題依然是局部性、季節(jié)性的現(xiàn)象，不會(huì)成為行業(yè)性的普遍性問題。
而從發(fā)展的角度來看，政府對(duì)于新能源限電問題重視程度高，陸續(xù)發(fā)布多個(gè)文件解決新能源限電問題，如二次電改文件發(fā)布后的首份配套文件《關(guān)于改善電力運(yùn)營(yíng)調(diào)節(jié)促進(jìn)清潔能源多發(fā)滿發(fā)的指導(dǎo)意見》便是劍指新能源限電。
表2.3.1二次電改后第一份配套文件劍指新能源限電
另一方面，2015年以來特高壓建設(shè)逐步提速，酒泉、蒙西等地特高壓陸續(xù)獲批，尤其是酒泉特高壓將是國(guó)內(nèi)首條專門針對(duì)新能源的特高壓線路。特高壓建設(shè)將擴(kuò)大電網(wǎng)輸送能力，從而有望從根本上解決新能源的限電問題。
表2.3.2“四交五直”特高壓工程，2015年下半年有望全部核準(zhǔn)開工
進(jìn)一步從行業(yè)自身屬性來看，首先，光伏發(fā)電目前僅占全國(guó)總發(fā)電量的0.5%左右，處于較低水平，明顯低于風(fēng)電3%左右的占比，對(duì)電網(wǎng)整體影響較?。黄浯?，光伏發(fā)電集中在白天，與用電負(fù)荷周期相匹配，且更容易預(yù)測(cè)，因此電網(wǎng)對(duì)光伏發(fā)電的可承受程度更高；第三，光伏裝機(jī)相對(duì)分散化，中東部占比相對(duì)較高，未來面臨大規(guī)模限電的概率較小。從2014年新增裝機(jī)量來看，中東部的江蘇、河北、安徽等新增裝機(jī)量均位居前列；而從2015年新增裝機(jī)規(guī)模來看，河北、江蘇、浙江、安徽均處于前列。
圖2.3.52014年中東部的江蘇、河北、安徽等新增裝機(jī)量均位居前列（萬千瓦）
圖2.3.62015年新增裝機(jī)規(guī)模中，河北、江蘇、浙江、安徽均處于前列（萬千瓦）
綜上所述，未來光伏行業(yè)并不會(huì)出現(xiàn)大范圍的限電問題，在政策穩(wěn)定、電站收益率高的背景下，逐利資金將保證行業(yè)裝機(jī)水平的穩(wěn)定增長(zhǎng)，三年之內(nèi)每年新增光伏電站規(guī)模仍能維持20%以上增速。
2.4.政策持續(xù)給力，行業(yè)發(fā)展底氣十足
從2013年到2015年，國(guó)家能源局出臺(tái)了一系列政策支持光伏發(fā)電行業(yè)。其中，2014年9月4日國(guó)家能源局印發(fā)的《關(guān)于進(jìn)一步落實(shí)分布式光伏發(fā)電有關(guān)政策的通知》（下稱《通知》），明確政府對(duì)分布式光伏的長(zhǎng)期支持態(tài)度，并針對(duì)光伏行業(yè)存在的一系列難題開出“全額上網(wǎng)”電站享受標(biāo)桿電價(jià)、增加發(fā)電配額、允許直接售電給用戶、提供優(yōu)惠貸款、按月發(fā)放補(bǔ)貼等一系列新政。
表2.4.12013年以來對(duì)國(guó)家出臺(tái)的重要光伏政策一覽表
2.5.融資困難逐步緩解，電站建設(shè)“彈藥”日漸充足
銀行對(duì)光伏行業(yè)尤其是電站的態(tài)度趨于好轉(zhuǎn)對(duì)于光伏電站的建設(shè)而言，除了建設(shè)規(guī)劃和“路條”批復(fù)等行政性的約束條件，資金約束也至關(guān)重要。光伏電站對(duì)資金的消耗巨大，如果要完成今年規(guī)劃的1780萬千瓦電站需要的總資金量要高達(dá)1500億元左右，對(duì)于光伏電站的建造商來說自有資金的需求總量則高達(dá)500億元左右。2013年和2014年初，由于銀行對(duì)光伏產(chǎn)業(yè)心有余悸，出于風(fēng)險(xiǎn)控制的考慮，對(duì)光伏產(chǎn)業(yè)的信貸卡的很緊。2014年6月以來，由于光伏行業(yè)復(fù)蘇的態(tài)勢(shì)已經(jīng)十分明朗，而光伏電站資產(chǎn)更是現(xiàn)金流穩(wěn)定的優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)，因此銀行對(duì)光伏行業(yè)，尤其是電站端的融資需求由之前的謹(jǐn)慎轉(zhuǎn)為樂觀，信貸大門也逐漸向電站運(yùn)營(yíng)商打開。據(jù)了解，目前國(guó)開行、工行、建行、招行、興業(yè)及浦發(fā)等多家銀行已經(jīng)開始向光伏企業(yè)信貸松綁。有了銀行的信貸支持，電站建設(shè)就有了最直接的保障。
光伏資產(chǎn)證券化助力融資光伏電站資產(chǎn)證券化大有可為，除了向銀行貸款融資外，光伏企業(yè)融資的方式正趨于多元化，比如設(shè)計(jì)和發(fā)行光伏相關(guān)信托產(chǎn)品、設(shè)立太陽能電站基金、光伏電站資產(chǎn)證券化等。由于大型地面電站的的產(chǎn)權(quán)和收益十分明確，收益和現(xiàn)金流十分穩(wěn)定，因此適合被設(shè)計(jì)成資產(chǎn)證券化產(chǎn)品。
作為民營(yíng)企業(yè)，資金實(shí)力并非公司的天然優(yōu)勢(shì)，民營(yíng)企業(yè)一般融資渠道較為單一，主要是銀行貸款和增發(fā)資金，融資代價(jià)較高。因此民企在有一定電站儲(chǔ)備后，開展光伏資產(chǎn)證券化業(yè)務(wù)，可以盤活存量電站，同時(shí)開拓融資渠道以進(jìn)行新一輪的電站開發(fā)，如此滾動(dòng)逐步做大裝機(jī)規(guī)模。光伏資產(chǎn)證券化的意義在于以下幾點(diǎn)：
1.拓寬融資渠道，擺脫對(duì)銀行渠道的依賴；
2.在降息周期的中后期以固定利率鎖定低融資成本，以改善電站長(zhǎng)期投資回報(bào)；
3.在項(xiàng)目IRR顯著高于融資成本的情況下，提高杠桿率（相當(dāng)于加二次杠桿），從而提升ROE水平。
下圖以愛康科技為例進(jìn)行說明：
目前，發(fā)行資產(chǎn)證券化產(chǎn)品已經(jīng)具備了法律基礎(chǔ)和市場(chǎng)要素，光伏電站資產(chǎn)證券化產(chǎn)品的推出不再具有根本性障礙?；A(chǔ)資產(chǎn)的合規(guī)問題（電站資產(chǎn)不得有抵押）、融資規(guī)模問題（電站規(guī)模小不受證券機(jī)構(gòu)歡迎）等，將隨著公司電站持有量的上升而迎刃而解。
目前光伏資產(chǎn)證券化仍還處在探索之中。借鑒國(guó)外成熟的模式，已建電站可實(shí)現(xiàn)資產(chǎn)證券化操作，未建的（特別是分布式光伏）電站適合開發(fā)金融產(chǎn)品。光伏電站資產(chǎn)證券化為企業(yè)開辟了一條低成本的融資新途徑；與此同時(shí)，為機(jī)構(gòu)投資者提供了類固定收益類投資品種，拓寬了投資領(lǐng)域，提高投資收益率并分散了投資風(fēng)險(xiǎn)。因此，電站資產(chǎn)證券化這一新型金融業(yè)務(wù)的推出，無論對(duì)光伏行業(yè)還是對(duì)資本市場(chǎng)，都不啻為利好消息。
電站運(yùn)營(yíng)成為風(fēng)氣，電站退出道路暢通無阻光伏電站已經(jīng)逐漸被社會(huì)資本接受。原因有兩個(gè)方面：首先從主觀上來說，由于光伏行業(yè)的持續(xù)好轉(zhuǎn)，政策的扶持，尤其是補(bǔ)貼金額和年限的確定使光伏電站成為風(fēng)險(xiǎn)較小，現(xiàn)金流較好的一類資產(chǎn)。同時(shí)8年左右的總投資回收期也可以讓人接受。從客觀上來說，隨著地產(chǎn)、礦業(yè)等行業(yè)的持續(xù)下行，相關(guān)行業(yè)的投資回報(bào)率下降，風(fēng)險(xiǎn)卻同時(shí)上升的情況下，也使光伏電站資產(chǎn)的投資價(jià)值更加凸顯。最后降息周期對(duì)光伏電站的收益率也有比較正面的影響。目前已經(jīng)涌現(xiàn)出一批以持有光伏電站運(yùn)營(yíng)為戰(zhàn)略的企業(yè)，上市的企業(yè)有安康科技、華北高速、京運(yùn)通、江蘇曠達(dá)、彩虹精化和林洋電子等一系列的公司。此外據(jù)我們所知還有不少光伏產(chǎn)業(yè)之外的上市公司也都在積極準(zhǔn)備介入光伏電站領(lǐng)域。2014年8月，中民投與寧夏回族自治區(qū)簽署戰(zhàn)略合作協(xié)議，中民投將在3-5年內(nèi)，在寧夏投資建設(shè)3GW-5GW光伏發(fā)電項(xiàng)目，總投資額在300-500億元人民幣之間。中民投的目標(biāo)十分明確，就是介入光伏產(chǎn)業(yè)的末端電站。由于電站運(yùn)營(yíng)類公司的崛起，光伏電站的退出通道已經(jīng)暢通無阻，市場(chǎng)之前擔(dān)心的電站過剩，賣不出去的風(fēng)險(xiǎn)已經(jīng)不復(fù)存在。
