2018年光伏标杆电价政策解析
降幅程度好于预期，市场或将先紧后松
国家发改委在最新发布的《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》中指明根据当前【qián】光伏【fú】产业技术进步【bù】和成【chéng】本降【jiàng】低情况，降低9-21之【zhī】后投运的光伏电站标杆上网【wǎng】电价，Ⅰ类、Ⅱ类【lèi】、Ⅲ类资源区标杆上网电【diàn】价分别调整为每千瓦【wǎ】时0.55元、0.65元、0.75元(含税)。9-21以后投【tóu】运的、采【cǎi】用“自发【fā】自【zì】用、余量上网”模式的分布式光伏发电【diàn】项目，全【quán】电量度电补贴【tiē】标准降【jiàng】低0.05元，即补贴标准调【diào】整【zhěng】为每千瓦时0.37元(含税)。
从通知的调【diào】价情况来看，电站标杆上网【wǎng】电价三【sān】类地区较2017年都降低了0.1元/千瓦【wǎ】时【shí】，下降幅度分别为【wéi】15.38%，13.33%和11.76%。分布式补贴标【biāo】准较2017年【nián】降低【dī】了【le】0.05元/千瓦时，下【xià】降幅度【dù】为11.9%。调价的幅度明显小于之前的【de】市场预期，也【yě】小于此【cǐ】前【qián】的意见稿提到的地【dì】面式标杆电价降【jiàng】幅【fú】0.15元【yuán】/千瓦【wǎ】时和分布式降幅【fú】0.1元/千瓦时。
我们认为降补【bǔ】贴【tiē】对于电站收【shōu】益率【lǜ】的影【yǐng】响会向制造业传导，按照【zhào】此【cǐ】前市场预期【qī】的降【jiàng】价幅度，制造业【yè】各环【huán】节将面临较为严峻的降本压力，那么企业之间的竞争加剧，厮杀将【jiāng】非常惨【cǎn】烈【liè】，而此【cǐ】次的降【jiàng】幅【fú】好【hǎo】于预期将会改善之【zhī】前对【duì】于市【shì】场竞【jìng】争环境加剧的预期，企【qǐ】业的降本压力也随之减【jiǎn】少。但是，我们【men】通过和意见【jiàn】稿的【de】比较发现，意见稿中建议【yì】2018年【nián】全年降幅在0.15元/千瓦时，并按【àn】季【jì】度调整。那【nà】么根【gēn】据意见稿【gǎo】的建议【yì】，上半年的调整幅【fú】度并没有【yǒu】超过【guò】0.1元/千【qiān】瓦时，而正式稿中采取了全年都降0.1元/千【qiān】瓦时。这样看【kàn】来，虽然全年平均【jun1】降本【běn】压力较小，但【dàn】是上半年【nián】企业的降本压力仍然比较大，因【yīn】此我们判断今年的市场【chǎng】或将先紧后松。
(2018年光伏发电上网电价表(元/千瓦时))
通知【zhī】中还指【zhǐ】明村级光伏扶贫电【diàn】站(0.5兆瓦及以下)标杆电价、户用分布式光伏扶贫项目度电补【bǔ】贴标准保【bǎo】持不变。也就是说村级光伏【fú】扶【fú】贫电站的标杆电价依【yī】旧执行【háng】2017年的Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资【zī】源区【qū】标杆上网电价每千瓦【wǎ】时0.65元、0.75元、0.85元(含【hán】税)，而户用分布式光【guāng】伏【fú】扶【fú】贫项目【mù】依旧执行0.42元【yuán】/千瓦【wǎ】时的补贴。
我们认为从通知来看【kàn】，政府非【fēi】常重视扶贫【pín】民生【shēng】问题，光伏扶贫作为国【guó】务【wù】院扶贫办“十大精准扶贫工程”之一【yī】，充分利用了贫困地区太阳能【néng】资源丰富的优势【shì】，通过【guò】开发太阳能资源、连续【xù】25年产生【shēng】的稳【wěn】定收益，实现了扶贫开发和新能源利【lì】用、节【jiē】能减排【pái】相结合。此【cǐ】前国家也明确【què】表【biǎo】示村级光【guāng】伏扶【fú】贫【pín】电【diàn】站不设规模上限，据扶贫【pín】办调研，满【mǎn】足【zú】光伏【fú】电站建设条【tiáo】件的贫困【kùn】村全国约有【yǒu】5万个，村【cūn】级【jí】扶贫电【diàn】站的装机规模将有可能达到15GW，市场【chǎng】空间不容小觑。2018年政府对于光伏扶贫【pín】项目具有明显的政【zhèng】策倾斜，扶贫项目【mù】的【de】装机【jī】将实现一定幅度的增长。
另【lìng】外，从对村级光伏扶【fú】贫的项目规定单个规模上限(0.5兆瓦及以下)和电站【zhàn】标【biāo】杆【gǎn】电价降价幅度以及对【duì】于整【zhěng】体规模限制程度来【lái】看，国家对于单个体量小，满足就近消纳的【de】小规模和分【fèn】布式电站有还依【yī】旧【jiù】存在政策倾斜，分布式电【diàn】站相对【duì】于【yú】地面式电站依然拥有【yǒu】较高的【de】收益率【lǜ】和【hé】吸引力，因【yīn】此我们认为2018年的分布式的【de】表现【xiàn】将会【huì】依然【rán】靓丽，值得【dé】市场期【qī】待。
另外，就分布式的【de】两种上网【wǎng】方式而【ér】言，按照最新的标杆电价，在大部分省份，“自发自用，余【yú】电上【shàng】网【wǎng】”方式的电【diàn】价已经高于全额上【shàng】网的电价，Ⅰ到Ⅲ类【lèi】地区的差【chà】额【é】分别达到了0.120、0.095和0.009元/千【qiān】瓦【wǎ】时，全国平均差【chà】额达到【dào】了0.059元/千【qiān】瓦时，这说【shuō】明【míng】
“自发自【zì】用，余【yú】电上网”的模式的电价【jià】更高，更具用吸引力，这也【yě】是【shì】2018年【nián】我【wǒ】们更看好户用分【fèn】布式的原因。
时间窗口变化，普通地面电站或超预期
通知中一个最大的变【biàn】化是电价的【de】调价时【shí】间窗口【kǒu】，明【míng】确自2019年起，纳入【rù】财政补贴年度规模管理的光伏发电项目全【quán】部按投运【yùn】时间执行对应的标杆电价。也就是【shì】说，从2019年开始将【jiāng】没有【yǒu】630抢装的概念，调价的时间窗口将【jiāng】全部集【jí】中在年末。这也【yě】意味着进入2018年的年度规模管理的光伏发电【diàn】项【xiàng】目只有在2018年【nián】年底并【bìng】网投运【yùn】才能享受2018年【nián】的电【diàn】价补贴政策，我们认【rèn】为此举会加速进入【rù】2018年【nián】管理指标的【de】光伏项目的并网速度，2018年的普通地面的装机需求或将超越市场预期。
影响IRR的主要因素及基本假设
2017年光【guāng】伏市场火热的【de】主要【yào】原因【yīn】就是【shì】技术进步使【shǐ】各【gè】环节成本急速下降的【de】速【sù】度快于补贴下降的速度，致【zhì】使投资电站的【de】内【nèi】部收【shōu】益率提升，特别是分布式电站具有极高【gāo】的【de】收【shōu】益率和吸【xī】引力。那么补贴下降之后，投资电站的内部收益率【lǜ】是否还能依旧保【bǎo】持【chí】较高的吸【xī】引力是市场首先关注的问题。
影响电站【zhàn】收益率主【zhǔ】要【yào】包括电价、系统成【chéng】本、融资成【chéng】本【běn】三大因素，其中电价和系统成本【běn】两大因素对电站收益率的影响最为【wéi】明显，市场【chǎng】也最为关注。本【běn】章将【jiāng】重【chóng】点讨论这两大【dà】关键因素，力【lì】求解决两大问题。第【dì】一，补贴降【jiàng】低【dī】之后，电【diàn】站的【de】内部收【shōu】益【yì】率【lǜ】是否还具有吸引力?第二，补贴降低之后，系【xì】统成本需要【yào】相应降低多少【shǎo】才能保持电站【zhàn】原【yuán】有的内部收益率?明【míng】确本章需【xū】要解决的问【wèn】题之【zhī】后，我们对于【yú】电站内部收益率模型的基本【běn】假设如下：
全额上网模式下的IRR讨论
根据目前国家对于光伏发电上网的政策，地面式电站【zhàn】及大分布式电【diàn】站采【cǎi】用【yòng】的【de】都是全额上网模式，在全额上网模式【shì】下【xià】，执行的是光伏【fú】上网标杆电价。2018年Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区【qū】执行的标杆上网【wǎng】电价为【wéi】每千瓦时0.55元【yuán】、0.65元、0.75元。
通过测算，我【wǒ】们发现当执行2018年的电价【jià】补贴标准之【zhī】后，电【diàn】站【zhàn】的内部收益率会【huì】较之前【qián】降低2.6%-3.6%，但依然维持【chí】了8%以上的收益率，说明站在投【tóu】资的【de】角【jiǎo】度【dù】，电站【zhàn】项目依然具有【yǒu】较强的投资价值和开发的吸【xī】引力。
假设调【diào】价【jià】之后【hòu】，电站依然要保持其原有的【de】收益率【lǜ】水平，那么系统成本需要【yào】相应【yīng】的降低11.33%-15.00%左右，这和降价【jià】幅度11.76%-15.38%基本相【xiàng】匹配【pèi】。也就是说对于地面电站【zhàn】来说，10%的系统成本下降方【fāng】可抵御10%的电价【jià】下调幅度。
自发自用余电上网模式下的IRR讨论
在“自发【fā】自用，余电上网”的【de】模【mó】式下，由于【yú】户用和【hé】工商用的用户侧电价不同，我们将按此分【fèn】类分别讨论。此外，由于余电上网的电价和自发【fā】自用电【diàn】价的不同，我们【men】还【hái】将【jiāng】探讨自发自用比【bǐ】例对于电站IRR的【de】影响。
通过测【cè】算，我们发现当执行2018年的0.37元【yuán】/瓦补贴【tiē】标准之后【hòu】，分布式电站的内部收【shōu】益率不仅可以【yǐ】维持较高的水平，而且相较于地面【miàn】式全额上【shàng】网【wǎng】电站，其降低幅度更小【xiǎo】，只有1.2%-2.7%左【zuǒ】右，这也说明分布【bù】式电【diàn】站相对于地面式电【diàn】站来说更具有高【gāo】收【shōu】益【yì】性【xìng】和吸引力。
假设调价【jià】之后，电站依然要【yào】保持其原有的收益率水平，对于户用分布式来说，系统【tǒng】成本需要相应的【de】降低5.69%-5.85%左右，对于工商业【yè】分布式来说，系统成本【běn】需【xū】要相【xiàng】应的降低3.69%-4.00%左右，小于补【bǔ】贴【tiē】的降价幅度【dù】11.9%。也就是说对【duì】于户用分布【bù】式来说，仅需【xū】4.7%左【zuǒ】右的系统成本下降方可抵御10%的电价【jià】下调幅【fú】度，对于工商业【yè】分布【bù】式来说，仅【jǐn】需3.2%左右的【de】系统成【chéng】本【běn】下【xià】降【jiàng】方可抵御【yù】10%的电价下调幅度。
另外【wài】，我们以户【hù】用分布式三【sān】类地区为例，测算不同自发自用比例对IRR的【de】影响【xiǎng】发现，自发自【zì】用【yòng】比例越【yuè】高【gāo】，电站的IRR也越高，两者呈【chéng】正向相关关系。
综上【shàng】所【suǒ】述，对于地面式【shì】和大分布式全额上网模【mó】式的电站，标杆【gǎn】电价的下调会使电站的内【nèi】部收益率【lǜ】下降2.6%-3.6%左右，但依【yī】然保持8%以上【shàng】的【de】内部收益率，若要维持【chí】原来的【de】收益率水平，系【xì】统成本【běn】需要下降和标杆电价下调【diào】相同的比例。对于分布式电站，补贴【tiē】的【de】下调【diào】对【duì】电站的内部收益率影响【xiǎng】较地面【miàn】式电站更小，下降程度在1.2%-2.7%左右，若要维持原【yuán】来的收益【yì】率水平，系统成本只需【xū】下降3.69%-5.85%左【zuǒ】右便【biàn】可抵消此【cǐ】次分布【bù】式补贴【tiē】下调【diào】11.9%的影响。另【lìng】外，分【fèn】布式自发自用【yòng】比例和电【diàn】站的IRR呈正向相关关系。
各环节降本途径概述
目前，中国的光伏业正向着平价【jià】上网之路大步【bù】迈进【jìn】，为了【le】实现共同的目标，行业内各环【huán】节【jiē】都【dōu】要贡献【xiàn】自己的力量，本章主要论述两大问题，第一【yī】，为了达到平价上网，各环【huán】节还有哪些降本【běn】途径?第【dì】二，为了【le】实【shí】现【xiàn】平【píng】价上网，各环节需要满足的成本【běn】水平以【yǐ】及【jí】现有水平与平价【jià】时的水平还有多大【dà】的差【chà】距?
根据光【guāng】伏【fú】业协【xié】会给【gěi】出的2018年电站投资成【chéng】本【běn】构成预测数【shù】据显【xiǎn】示，成本占比最大的就【jiù】是组件，约占整个成本【běn】的43.14%。我们【men】也重点讨论光伏制造环节的降本途【tú】径及成本测算。
在多晶硅料环节，主【zhǔ】要成本由电力【lì】、金【jīn】属硅、人力、折旧、蒸【zhēng】汽等组成，其中电费【fèi】和金属硅【guī】原【yuán】料【liào】的占比最高，分别达到了44%和21%。电【diàn】力成本是多晶硅生产成本中占比最大的一【yī】块【kuài】，也是多晶硅企业努力降【jiàng】低成本的【de】方【fāng】向【xiàng】。降低电力【lì】成【chéng】本的方法【fǎ】主要有两个，一个是通过寻找电【diàn】价洼地来【lái】降低电费的单【dān】价，一个是通过提高还原【yuán】炉【lú】产能【néng】和降低还【hái】原电【diàn】耗实现【xiàn】降低多晶硅生产中的综合电耗。
(多晶硅环节主要成本估计(改良西门子法))
在【zài】硅片环节，硅料的【de】成本占比约66%左右，生【shēng】产【chǎn】环节产生的【de】非硅成本又分为拉棒【bàng】/铸锭和切【qiē】片两个环节，而【ér】单晶和多晶的【de】成本差别主要体现【xiàn】在拉棒和铸锭【dìng】成本的【de】差别上，多晶【jīng】铸锭的成【chéng】本比单晶【jīng】拉棒的成本要低，而单晶的金刚【gāng】线切片【piàn】成本比多晶金刚线切片和多晶砂浆切片都要【yào】低【dī】。单晶硅片的【de】降本【běn】途径有【yǒu】两大类，一类【lèi】是通过大装料、高【gāo】拉速、多次拉晶等技【jì】术提升效【xiào】率，一类是通过大切速、降线耗、切割细线化、和切【qiē】割薄片化来降【jiàng】低【dī】成本。多晶【jīng】硅片【piàn】的降本途径也分为两大类，一类是通过铸锭【dìng】炉【lú】的升【shēng】级(G6→G7、G8)和类单晶技【jì】术的采用带来的【de】成本【běn】降低。一类是【shì】通过引入金刚线切【qiē】割【gē】技术【shù】来实现。
在电池【chí】片环节，硅【guī】片是电【diàn】池成本中占比最大的部分【fèn】，占比【bǐ】接【jiē】近65%。非硅成本中，占比较高的主要【yào】是正面【miàn】银浆，占电池片成本的10%左右。银浆市场一直为国外厂商所占据，如杜邦、贺【hè】利氏、三星【xīng】等，国内厂商相对而言市场【chǎng】份额较低。由于【yú】银浆的主【zhǔ】要成本【běn】与国【guó】际市场白【bái】银价格挂钩，因此【cǐ】银浆【jiāng】成本下降【jiàng】的主要路【lù】径有单耗【hào】的减少、银含量的降【jiàng】低以及国产【chǎn】化【huà】。
在组件环节【jiē】，主要的原材料成本包括电池片、玻璃、背板【bǎn】、EVA、铝【lǚ】边框、焊带、接线盒、硅胶等，其他成【chéng】本【běn】主【zhǔ】要【yào】有人【rén】工成本和【hé】折旧【jiù】成【chéng】本。其中电池片成【chéng】本占总成本比例为65%左右，是组件成本的最重【chóng】要的【de】组成部分【fèn】。组件的降本途径主要【yào】是【shì】通过提升单位面积内的功率来实现【xiàn】，比如现在比【bǐ】较普及的半片【piàn】组件、叠片组件【jiàn】和双【shuāng】面组件等。
平价上网时各制造环节成本测算
对于平【píng】价上【shàng】网时各【gè】制造【zào】环节的【de】成本测算，根据solarzoom的数据，我们建【jiàn】立如下【xià】假设：
经过测算，对于地面式【shì】光伏电【diàn】站，若要达到【dào】平价标准，系统成【chéng】本需要下降到【dào】3.9-21.55元【yuán】/瓦的水平，降幅在【zài】36.00%-43.83%左右。对于分【fèn】布式光伏【fú】电站，若要达到平价【jià】标准，系统成本【běn】需要下降到3.9-21.95元/瓦的水平【píng】，降幅在【zài】23.85%-41.54%左【zuǒ】右。
说明【míng】相【xiàng】对于地面式来说，分【fèn】布式【shì】目前的系统成本水平更【gèng】接近平价上网的【de】标准。由于地面式电站大【dà】多建【jiàn】在一类二类【lèi】地区，而【ér】分【fèn】布【bù】式电站大多建在二【èr】类三类地区，所以我【wǒ】们得出满【mǎn】足平价上网的系统成本区间在【zài】3.9-21.45元【yuán】/瓦【wǎ】左右。
我们取4元/瓦【wǎ】的系统成本【běn】进行测算，得【dé】出当平【píng】价上网要求系统成本降到4元/瓦【wǎ】时【shí】，组件、电池片、硅片的成本分别需降到1.73、1.12、0.73元/瓦，而硅料成本【běn】需要降到9.6万元/吨。未来组件【jiàn】、电池片、硅【guī】片和硅料环【huán】节【jiē】需要贡献的【de】降本程度分【fèn】为【wéi】-35.37%、-23.18%、-12.16%及-19.33%。
从企业利润率来看，今年以来硅【guī】片、电池【chí】片降价明【míng】显，目【mù】前硅料的价格也从年初的14万元【yuán】/吨降到11.9万元/吨，但【dàn】是【shì】据了解，硅料企业目前【qián】依然【rán】可以维持较【jiào】高的【de】利润率，比如国内先进的硅【guī】料企业目【mù】前的全成本在6万元/吨，即使按照平【píng】价上网的所要【yào】求贡献的价格9.6万【wàn】元/吨【dūn】，依【yī】然【rán】可以保【bǎo】持近50%的毛【máo】利率，因【yīn】此我们认为硅料的平价成【chéng】本【běn】压力是最小的。
从供需角度来看，多【duō】晶【jīng】硅料2018年底预期产能在40万【wàn】吨/年，新增产【chǎn】能约9-21万【wàn】吨/年，考虑到大部【bù】分产【chǎn】能要在年底释放，全年【nián】产量在【zài】9-21万【wàn】吨【dūn】/年，另【lìng】外预计进口量维持在9-21万吨，因此今年的总【zǒng】供给量【liàng】为9-21万吨。而对应的下游硅片产量需求是100GW，多晶硅的消耗【hào】量在40万吨，因此我【wǒ】们预【yù】计【jì】今年【nián】基本【běn】上供需平衡，上半年供给偏紧【jǐn】，下半年【nián】供略大于【yú】求，随着年底抢装结束之后，19年一季度淡季【jì】来临之【zhī】时，供给大于需求的局面将会扩大【dà】，硅料价格将出现进【jìn】一步【bù】的下滑。因此我【wǒ】们认为，从毛【máo】利率和供【gòng】需两个角度来看，硅料的价格【gé】都会达【dá】到一【yī】个【gè】合理的区【qū】间，并且对应在平价【jià】水平9.6万元/吨的【de】价格是非常容易实现的【de】。
(硅料产能情况)
那么如果硅料的价格从目前的11.9万【wàn】元降到9.6万元【yuán】/每吨，对于硅片厂商来说，硅【guī】片【piàn】的价格可以在【zài】保持【chí】现有的【de】利润水【shuǐ】平下【xià】降到0.72元/瓦，基本已【yǐ】经达到了【le】平价水平【píng】，也就是说【shuō】目前的硅片企业只要硅料价格下来【lái】便【biàn】可实现其平价应该【gāi】贡【gòng】献部【bù】分，其降本压力【lì】也相对较小。那么电池片企业和组【zǔ】件企业的降本压力就【jiù】相对较大，需要靠新的技术【shù】和工艺来贡【gòng】献0.22元/瓦和0.8元【yuán】/瓦【wǎ】的非硅成本的【de】差距【jù】。
从以上测【cè】算结果可以【yǐ】看出，硅料和硅片环节的降本压力较小，电池片和组【zǔ】件的降本压力【lì】较大，此外，从光伏协会公布【bù】的2017年各环【huán】节的毛利率水平来看，我【wǒ】们【men】也可以推【tuī】算毛利【lì】较【jiào】高的硅【guī】片和硅【guī】料环节之【zhī】后的降【jiàng】本【běn】空间更大，未【wèi】来有望【wàng】为平价上【shàng】网贡献更多力量。平价上网时【shí】间也会随着【zhe】科技进步和效【xiào】率提【tí】升而加速到来。
综上所述，为了达到行【háng】业平【píng】价上网的大目标，各环节都有所对应的【de】降本途径。平价上网时，系统成本【běn】区间【jiān】在3.9-21.45元/瓦左【zuǒ】右，组件、电池【chí】片【piàn】、硅片成【chéng】本分别需【xū】降到1.73、1.12、0.73元/瓦，硅料【liào】成【chéng】本需【xū】要降【jiàng】到9.6万【wàn】元/吨，并且【qiě】这【zhè】个硅【guī】料成本价格【gé】从利润率和供需两个角度【dù】来【lái】看都是可【kě】以实现的。另外，硅【guī】片和硅料企业的降本【běn】压力较小，电池片和组【zǔ】件的降本【běn】压力较大，毛利率较【jiào】高的硅片和硅料环节的未来【lái】降本空间更大，有望为平价【jià】上网贡献更多力【lì】量。
本【běn】文选【xuǎn】自“太平洋证券”，作【zuò】者邵晶鑫、刘晶敏、周涛，原标题为《光伏行业专题系列报告之一 —— 降【jiàng】补【bǔ】之后收益几何?产品【pǐn】降本【běn】空间【jiān】多大【dà】?》。
