本文選自“太平洋證券”，作者邵晶鑫、劉晶敏、周濤，原標(biāo)題為《光伏行業(yè)專題系列報告之一 —— 降補(bǔ)之后收益幾何?產(chǎn)品降本空間多大?》。
2018年光伏標(biāo)桿電價政策解析
降幅程度好于預(yù)期，市場或?qū)⑾染o后松
國家發(fā)改委在最新發(fā)布的《關(guān)于2018年光伏發(fā)電項目價格政策的通知》中指明根據(jù)當(dāng)前光伏產(chǎn)業(yè)技術(shù)進(jìn)步和成本降低情況，降低2018年1月1日之后投運(yùn)的光伏電站標(biāo)桿上網(wǎng)電價，Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區(qū)標(biāo)桿上網(wǎng)電價分別調(diào)整為每千瓦時0.55元、0.65元、0.75元(含稅)。2018年1月1日以后投運(yùn)的、采用“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式的分布式光伏發(fā)電項目，全電量度電補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)降低0.05元，即補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)調(diào)整為每千瓦時0.37元(含稅)。
從通知的調(diào)價情況來看，電站標(biāo)桿上網(wǎng)電價三類地區(qū)較2017年都降低了0.1元/千瓦時，下降幅度分別為15.38%，13.33%和11.76%。分布式補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)較2017年降低了0.05元/千瓦時，下降幅度為11.9%。調(diào)價的幅度明顯小于之前的市場預(yù)期，也小于此前的意見稿提到的地面式標(biāo)桿電價降幅0.15元/千瓦時和分布式降幅0.1元/千瓦時。
我們認(rèn)為降補(bǔ)貼對于電站收益率的影響會向制造業(yè)傳導(dǎo)，按照此前市場預(yù)期的降價幅度，制造業(yè)各環(huán)節(jié)將面臨較為嚴(yán)峻的降本壓力，那么企業(yè)之間的競爭加劇，廝殺將非常慘烈，而此次的降幅好于預(yù)期將會改善之前對于市場競爭環(huán)境加劇的預(yù)期，企業(yè)的降本壓力也隨之減少。但是，我們通過和意見稿的比較發(fā)現(xiàn)，意見稿中建議2018年全年降幅在0.15元/千瓦時，并按季度調(diào)整。那么根據(jù)意見稿的建議，上半年的調(diào)整幅度并沒有超過0.1元/千瓦時，而正式稿中采取了全年都降0.1元/千瓦時。這樣看來，雖然全年平均降本壓力較小，但是上半年企業(yè)的降本壓力仍然比較大，因此我們判斷今年的市場或?qū)⑾染o后松。
(2018年光伏發(fā)電上網(wǎng)電價表(元/千瓦時))
光伏扶貧和分布式是重點(diǎn)
通知中還指明村級光伏扶貧電站(0.5兆瓦及以下)標(biāo)桿電價、戶用分布式光伏扶貧項目度電補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)保持不變。也就是說村級光伏扶貧電站的標(biāo)桿電價依舊執(zhí)行2017年的Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區(qū)標(biāo)桿上網(wǎng)電價每千瓦時0.65元、0.75元、0.85元(含稅)，而戶用分布式光伏扶貧項目依舊執(zhí)行0.42元/千瓦時的補(bǔ)貼。
我們認(rèn)為從通知來看，政府非常重視扶貧民生問題，光伏扶貧作為國務(wù)院扶貧辦“十大精準(zhǔn)扶貧工程”之一，充分利用了貧困地區(qū)太陽能資源豐富的優(yōu)勢，通過開發(fā)太陽能資源、連續(xù)25年產(chǎn)生的穩(wěn)定收益，實(shí)現(xiàn)了扶貧開發(fā)和新能源利用、節(jié)能減排相結(jié)合。此前國家也明確表示村級光伏扶貧電站不設(shè)規(guī)模上限，據(jù)扶貧辦調(diào)研，滿足光伏電站建設(shè)條件的貧困村全國約有5萬個，村級扶貧電站的裝機(jī)規(guī)模將有可能達(dá)到15GW，市場空間不容小覷。2018年政府對于光伏扶貧項目具有明顯的政策傾斜，扶貧項目的裝機(jī)將實(shí)現(xiàn)一定幅度的增長。
另外，從對村級光伏扶貧的項目規(guī)定單個規(guī)模上限(0.5兆瓦及以下)和電站標(biāo)桿電價降價幅度以及對于整體規(guī)模限制程度來看，國家對于單個體量小，滿足就近消納的小規(guī)模和分布式電站有還依舊存在政策傾斜，分布式電站相對于地面式電站依然擁有較高的收益率和吸引力，因此我們認(rèn)為2018年的分布式的表現(xiàn)將會依然靚麗，值得市場期待。
另外，就分布式的兩種上網(wǎng)方式而言，按照最新的標(biāo)桿電價，在大部分省份，“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”方式的電價已經(jīng)高于全額上網(wǎng)的電價，Ⅰ到Ⅲ類地區(qū)的差額分別達(dá)到了0.120、0.095和0.009元/千瓦時，全國平均差額達(dá)到了0.059元/千瓦時，這說明 “自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”的模式的電價更高，更具用吸引力，這也是2018年我們更看好戶用分布式的原因。
時間窗口變化，普通地面電站或超預(yù)期
通知中一個最大的變化是電價的調(diào)價時間窗口，明確自2019年起，納入財政補(bǔ)貼年度規(guī)模管理的光伏發(fā)電項目全部按投運(yùn)時間執(zhí)行對應(yīng)的標(biāo)桿電價。也就是說，從2019年開始將沒有630搶裝的概念，調(diào)價的時間窗口將全部集中在年末。這也意味著進(jìn)入2018年的年度規(guī)模管理的光伏發(fā)電項目只有在2018年年底并網(wǎng)投運(yùn)才能享受2018年的電價補(bǔ)貼政策，我們認(rèn)為此舉會加速進(jìn)入2018年管理指標(biāo)的光伏項目的并網(wǎng)速度，2018年的普通地面的裝機(jī)需求或?qū)⒊绞袌鲱A(yù)期。
補(bǔ)貼下降后對電站IRR 的討論
影響IRR的主要因素及基本假設(shè)
2017年光伏市場火熱的主要原因就是技術(shù)進(jìn)步使各環(huán)節(jié)成本急速下降的速度快于補(bǔ)貼下降的速度，致使投資電站的內(nèi)部收益率提升，特別是分布式電站具有極高的收益率和吸引力。那么補(bǔ)貼下降之后，投資電站的內(nèi)部收益率是否還能依舊保持較高的吸引力是市場首先關(guān)注的問題。
影響電站收益率主要包括電價、系統(tǒng)成本、融資成本三大因素，其中電價和系統(tǒng)成本兩大因素對電站收益率的影響最為明顯，市場也最為關(guān)注。本章將重點(diǎn)討論這兩大關(guān)鍵因素，力求解決兩大問題。第一，補(bǔ)貼降低之后，電站的內(nèi)部收益率是否還具有吸引力?第二，補(bǔ)貼降低之后，系統(tǒng)成本需要相應(yīng)降低多少才能保持電站原有的內(nèi)部收益率?明確本章需要解決的問題之后，我們對于電站內(nèi)部收益率模型的基本假設(shè)如下：
全額上網(wǎng)模式下的IRR討論
根據(jù)目前國家對于光伏發(fā)電上網(wǎng)的政策，地面式電站及大分布式電站采用的都是全額上網(wǎng)模式，在全額上網(wǎng)模式下，執(zhí)行的是光伏上網(wǎng)標(biāo)桿電價。2018年Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區(qū)執(zhí)行的標(biāo)桿上網(wǎng)電價為每千瓦時0.55元、0.65元、0.75元。
通過測算，我們發(fā)現(xiàn)當(dāng)執(zhí)行2018年的電價補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)之后，電站的內(nèi)部收益率會較之前降低2.6%-3.6%，但依然維持了8%以上的收益率，說明站在投資的角度，電站項目依然具有較強(qiáng)的投資價值和開發(fā)的吸引力。
假設(shè)調(diào)價之后，電站依然要保持其原有的收益率水平，那么系統(tǒng)成本需要相應(yīng)的降低11.33%-15.00%左右，這和降價幅度11.76%-15.38%基本相匹配。也就是說對于地面電站來說，10%的系統(tǒng)成本下降方可抵御10%的電價下調(diào)幅度。
自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式下的IRR討論
在“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”的模式下，由于戶用和工商用的用戶側(cè)電價不同，我們將按此分類分別討論。此外，由于余電上網(wǎng)的電價和自發(fā)自用電價的不同，我們還將探討自發(fā)自用比例對于電站IRR的影響。
通過測算，我們發(fā)現(xiàn)當(dāng)執(zhí)行2018年的0.37元/瓦補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)之后，分布式電站的內(nèi)部收益率不僅可以維持較高的水平，而且相較于地面式全額上網(wǎng)電站，其降低幅度更小，只有1.2%-2.7%左右，這也說明分布式電站相對于地面式電站來說更具有高收益性和吸引力。
假設(shè)調(diào)價之后，電站依然要保持其原有的收益率水平，對于戶用分布式來說，系統(tǒng)成本需要相應(yīng)的降低5.69%-5.85%左右，對于工商業(yè)分布式來說，系統(tǒng)成本需要相應(yīng)的降低3.69%-4.00%左右，小于補(bǔ)貼的降價幅度11.9%。也就是說對于戶用分布式來說，僅需4.7%左右的系統(tǒng)成本下降方可抵御10%的電價下調(diào)幅度，對于工商業(yè)分布式來說，僅需3.2%左右的系統(tǒng)成本下降方可抵御10%的電價下調(diào)幅度。
另外，我們以戶用分布式三類地區(qū)為例，測算不同自發(fā)自用比例對IRR的影響發(fā)現(xiàn)，自發(fā)自用比例越高，電站的IRR也越高，兩者呈正向相關(guān)關(guān)系。
綜上所述，對于地面式和大分布式全額上網(wǎng)模式的電站，標(biāo)桿電價的下調(diào)會使電站的內(nèi)部收益率下降2.6%-3.6%左右，但依然保持8%以上的內(nèi)部收益率，若要維持原來的收益率水平，系統(tǒng)成本需要下降和標(biāo)桿電價下調(diào)相同的比例。對于分布式電站，補(bǔ)貼的下調(diào)對電站的內(nèi)部收益率影響較地面式電站更小，下降程度在1.2%-2.7%左右，若要維持原來的收益率水平，系統(tǒng)成本只需下降3.69%-5.85%左右便可抵消此次分布式補(bǔ)貼下調(diào)11.9%的影響。另外，分布式自發(fā)自用比例和電站的IRR呈正向相關(guān)關(guān)系。
平價上網(wǎng)時的各環(huán)節(jié)成本測算
各環(huán)節(jié)降本途徑概述
目前，中國的光伏業(yè)正向著平價上網(wǎng)之路大步邁進(jìn)，為了實(shí)現(xiàn)共同的目標(biāo)，行業(yè)內(nèi)各環(huán)節(jié)都要貢獻(xiàn)自己的力量，本章主要論述兩大問題，第一，為了達(dá)到平價上網(wǎng)，各環(huán)節(jié)還有哪些降本途徑?第二，為了實(shí)現(xiàn)平價上網(wǎng)，各環(huán)節(jié)需要滿足的成本水平以及現(xiàn)有水平與平價時的水平還有多大的差距?
根據(jù)光伏業(yè)協(xié)會給出的2018年電站投資成本構(gòu)成預(yù)測數(shù)據(jù)顯示，成本占比最大的就是組件，約占整個成本的43.14%。我們也重點(diǎn)討論光伏制造環(huán)節(jié)的降本途徑及成本測算。
在多晶硅料環(huán)節(jié)，主要成本由電力、金屬硅、人力、折舊、蒸汽等組成，其中電費(fèi)和金屬硅原料的占比最高，分別達(dá)到了44%和21%。電力成本是多晶硅生產(chǎn)成本中占比最大的一塊，也是多晶硅企業(yè)努力降低成本的方向。降低電力成本的方法主要有兩個，一個是通過尋找電價洼地來降低電費(fèi)的單價，一個是通過提高還原爐產(chǎn)能和降低還原電耗實(shí)現(xiàn)降低多晶硅生產(chǎn)中的綜合電耗。
(多晶硅環(huán)節(jié)主要成本估計(改良西門子法))
在硅片環(huán)節(jié)，硅料的成本占比約66%左右，生產(chǎn)環(huán)節(jié)產(chǎn)生的非硅成本又分為拉棒/鑄錠和切片兩個環(huán)節(jié)，而單晶和多晶的成本差別主要體現(xiàn)在拉棒和鑄錠成本的差別上，多晶鑄錠的成本比單晶拉棒的成本要低，而單晶的金剛線切片成本比多晶金剛線切片和多晶砂漿切片都要低。單晶硅片的降本途徑有兩大類，一類是通過大裝料、高拉速、多次拉晶等技術(shù)提升效率，一類是通過大切速、降線耗、切割細(xì)線化、和切割薄片化來降低成本。多晶硅片的降本途徑也分為兩大類，一類是通過鑄錠爐的升級(G6→G7、G8)和類單晶技術(shù)的采用帶來的成本降低。一類是通過引入金剛線切割技術(shù)來實(shí)現(xiàn)。
在電池片環(huán)節(jié)，硅片是電池成本中占比最大的部分，占比接近65%。非硅成本中，占比較高的主要是正面銀漿，占電池片成本的10%左右。銀漿市場一直為國外廠商所占據(jù)，如杜邦、賀利氏、三星等，國內(nèi)廠商相對而言市場份額較低。由于銀漿的主要成本與國際市場白銀價格掛鉤，因此銀漿成本下降的主要路徑有單耗的減少、銀含量的降低以及國產(chǎn)化。
在組件環(huán)節(jié)，主要的原材料成本包括電池片、玻璃、背板、EVA、鋁邊框、焊帶、接線盒、硅膠等，其他成本主要有人工成本和折舊成本。其中電池片成本占總成本比例為65%左右，是組件成本的最重要的組成部分。組件的降本途徑主要是通過提升單位面積內(nèi)的功率來實(shí)現(xiàn)，比如現(xiàn)在比較普及的半片組件、疊片組件和雙面組件等。
平價上網(wǎng)時各制造環(huán)節(jié)成本測算
對于平價上網(wǎng)時各制造環(huán)節(jié)的成本測算，根據(jù)solarzoom的數(shù)據(jù)，我們建立如下假設(shè)：
經(jīng)過測算，對于地面式光伏電站，若要達(dá)到平價標(biāo)準(zhǔn)，系統(tǒng)成本需要下降到3.37-3.55元/瓦的水平，降幅在36.00%-43.83%左右。對于分布式光伏電站，若要達(dá)到平價標(biāo)準(zhǔn)，系統(tǒng)成本需要下降到3.80-4.95元/瓦的水平，降幅在23.85%-41.54%左右。
說明相對于地面式來說，分布式目前的系統(tǒng)成本水平更接近平價上網(wǎng)的標(biāo)準(zhǔn)。由于地面式電站大多建在一類二類地區(qū)，而分布式電站大多建在二類三類地區(qū)，所以我們得出滿足平價上網(wǎng)的系統(tǒng)成本區(qū)間在3.55-4.45元/瓦左右。
我們?nèi)?元/瓦的系統(tǒng)成本進(jìn)行測算，得出當(dāng)平價上網(wǎng)要求系統(tǒng)成本降到4元/瓦時，組件、電池片、硅片的成本分別需降到1.73、1.12、0.73元/瓦，而硅料成本需要降到9.6萬元/噸。未來組件、電池片、硅片和硅料環(huán)節(jié)需要貢獻(xiàn)的降本程度分為-35.37%、-23.18%、-12.16%及-19.33%。
從企業(yè)利潤率來看，今年以來硅片、電池片降價明顯，目前硅料的價格也從年初的14萬元/噸降到11.9萬元/噸，但是據(jù)了解，硅料企業(yè)目前依然可以維持較高的利潤率，比如國內(nèi)先進(jìn)的硅料企業(yè)目前的全成本在6萬元/噸，即使按照平價上網(wǎng)的所要求貢獻(xiàn)的價格9.6萬元/噸，依然可以保持近50%的毛利率，因此我們認(rèn)為硅料的平價成本壓力是最小的。
從供需角度來看，多晶硅料2018年底預(yù)期產(chǎn)能在40萬噸/年，新增產(chǎn)能約12-13萬噸/年，考慮到大部分產(chǎn)能要在年底釋放，全年產(chǎn)量在28-30萬噸/年，另外預(yù)計進(jìn)口量維持在13-15萬噸，因此今年的總供給量為40-45萬噸。而對應(yīng)的下游硅片產(chǎn)量需求是100GW，多晶硅的消耗量在40萬噸，因此我們預(yù)計今年基本上供需平衡，上半年供給偏緊，下半年供略大于求，隨著年底搶裝結(jié)束之后，19年一季度淡季來臨之時，供給大于需求的局面將會擴(kuò)大，硅料價格將出現(xiàn)進(jìn)一步的下滑。因此我們認(rèn)為，從毛利率和供需兩個角度來看，硅料的價格都會達(dá)到一個合理的區(qū)間，并且對應(yīng)在平價水平9.6萬元/噸的價格是非常容易實(shí)現(xiàn)的。
(硅料產(chǎn)能情況)
那么如果硅料的價格從目前的11.9萬元降到9.6萬元/每噸，對于硅片廠商來說，硅片的價格可以在保持現(xiàn)有的利潤水平下降到0.72元/瓦，基本已經(jīng)達(dá)到了平價水平，也就是說目前的硅片企業(yè)只要硅料價格下來便可實(shí)現(xiàn)其平價應(yīng)該貢獻(xiàn)部分，其降本壓力也相對較小。那么電池片企業(yè)和組件企業(yè)的降本壓力就相對較大，需要靠新的技術(shù)和工藝來貢獻(xiàn)0.22元/瓦和0.8元/瓦的非硅成本的差距。
從以上測算結(jié)果可以看出，硅料和硅片環(huán)節(jié)的降本壓力較小，電池片和組件的降本壓力較大，此外，從光伏協(xié)會公布的2017年各環(huán)節(jié)的毛利率水平來看，我們也可以推算毛利較高的硅片和硅料環(huán)節(jié)之后的降本空間更大，未來有望為平價上網(wǎng)貢獻(xiàn)更多力量。平價上網(wǎng)時間也會隨著科技進(jìn)步和效率提升而加速到來。
綜上所述，為了達(dá)到行業(yè)平價上網(wǎng)的大目標(biāo)，各環(huán)節(jié)都有所對應(yīng)的降本途徑。平價上網(wǎng)時，系統(tǒng)成本區(qū)間在3.55-4.45元/瓦左右，組件、電池片、硅片成本分別需降到1.73、1.12、0.73元/瓦，硅料成本需要降到9.6萬元/噸，并且這個硅料成本價格從利潤率和供需兩個角度來看都是可以實(shí)現(xiàn)的。另外，硅片和硅料企業(yè)的降本壓力較小，電池片和組件的降本壓力較大，毛利率較高的硅片和硅料環(huán)節(jié)的未來降本空間更大，有望為平價上網(wǎng)貢獻(xiàn)更多力量。（編輯：莊禾晴）
