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【xiàng】目价格政策的通知》中指明根据当【dāng】前光伏产业技术进步和成【chéng】本降【jiàng】低情【qíng】况，降低【dī】9-22之【zhī】后【hòu】投运的光伏电站标【biāo】杆上网电价，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类【lèi】资源区标杆上网电价【jià】分别调整为【wéi】每【měi】千【qiān】瓦时0.55元、0.65元、0.75元【yuán】(含税【shuì】)。9-22以后投运的、采用【yòng】“自发【fā】自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目，全【quán】电量度【dù】电补贴标准【zhǔn】降【jiàng】低0.05元，即【jí】补【bǔ】贴标准调整【zhěng】为每千瓦时0.37元(含税)。
从【cóng】通【tōng】知的调价【jià】情【qíng】况来看，电【diàn】站【zhàn】标杆上网【wǎng】电【diàn】价【jià】三类地【dì】区较2017年【nián】都降低了0.1元/千【qiān】瓦时，下降幅度分别为15.38%，13.33%和11.76%。分布式补贴【tiē】标准较2017年降低了0.05元/千瓦时，下降幅度为【wéi】11.9%。调价【jià】的幅度明显小【xiǎo】于之前【qián】的市场预期【qī】，也小于此前的意【yì】见稿提到的地面式标杆电【diàn】价降幅0.15元/千【qiān】瓦【wǎ】时和分布【bù】式降幅0.1元/千瓦【wǎ】时。
我们【men】认【rèn】为降补贴对于电【diàn】站【zhàn】收益【yì】率的影响会向制【zhì】造业传导，按照此前市场预期【qī】的降【jiàng】价幅【fú】度，制造业各【gè】环【huán】节将面临较为严峻的降本压力，那【nà】么企业之间的【de】竞争加剧，厮杀将非【fēi】常惨烈，而此【cǐ】次的降幅【fú】好于【yú】预【yù】期将会改善之前对于市场竞争环境加剧的预期，企业的降【jiàng】本压力也【yě】随之减少。但【dàn】是，我们通过和意见稿的【de】比较【jiào】发现【xiàn】，意【yì】见稿中【zhōng】建议2018年全年降幅在0.15元/千瓦时，并【bìng】按季度【dù】调整。那么根据意见稿的建议【yì】，上【shàng】半年的调整幅【fú】度【dù】并没有【yǒu】超过0.1元/千【qiān】瓦【wǎ】时，而正式稿中采【cǎi】取【qǔ】了全年都降0.1元/千瓦时【shí】。这样看来【lái】，虽然全年平均降本压【yā】力较小，但【dàn】是上半【bàn】年企业的降本压力仍然比较大，因此我们判断今年的市【shì】场【chǎng】或将【jiāng】先紧后松。
(2018年光伏发电上网电价表(元/千瓦时))
通知中还指明村级光伏【fú】扶贫【pín】电站【zhàn】(0.5兆瓦及以下)标杆电价、户用分布式光【guāng】伏【fú】扶贫项目【mù】度电【diàn】补【bǔ】贴标准保持不变。也【yě】就是说村级光【guāng】伏扶贫电站的标【biāo】杆【gǎn】电价依【yī】旧执行2017年的Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区标杆上网电价每千【qiān】瓦时0.65元、0.75元【yuán】、0.85元(含税)，而户用分布式光伏扶贫项目依旧执【zhí】行【háng】0.42元/千瓦时的补贴。
我【wǒ】们【men】认为从通知来看【kàn】，政【zhèng】府非常重视扶【fú】贫民【mín】生问题，光伏扶贫作为国务【wù】院扶贫办“十大精准扶贫工程【chéng】”之【zhī】一，充分利【lì】用【yòng】了贫困地区太【tài】阳能【néng】资源【yuán】丰富的【de】优势，通过开【kāi】发太阳能资源、连续25年产生的稳定收益【yì】，实【shí】现了扶【fú】贫开发和新能源利用【yòng】、节能减排【pái】相结合。此前国家也明【míng】确表示村级光伏扶贫电站【zhàn】不设规模【mó】上限，据【jù】扶贫办调研，满足光【guāng】伏电站建【jiàn】设条件的贫困村全【quán】国约【yuē】有5万【wàn】个，村级扶【fú】贫电站的【de】装机【jī】规模【mó】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项目具有明显的政【zhèng】策倾【qīng】斜，扶贫项目的【de】装【zhuāng】机将实现一定幅度的增长。
另【lìng】外，从对村级光伏扶贫【pín】的项目规定单【dān】个规模上限【xiàn】(0.5兆瓦【wǎ】及以下)和电站标杆电价降价【jià】幅度【dù】以及对【duì】于整体规模限制程度【dù】来看【kàn】，国【guó】家【jiā】对于单个体量小，满【mǎn】足就近消纳的小规模和分布式电站有还依旧存在政策倾【qīng】斜，分【fèn】布式电站相对于地面式【shì】电站依然拥有较高的收益率和吸引力，因【yīn】此【cǐ】我们认为【wéi】2018年的【de】分【fèn】布【bù】式【shì】的表【biǎo】现将会依然【rán】靓丽，值得【dé】市场期待。
另【lìng】外【wài】，就分布式的两种上网【wǎng】方式而【ér】言【yán】，按照最【zuì】新的标杆电价，在大部分省【shěng】份，“自发自用，余电上网”方式的电价已经【jīng】高于【yú】全额上【shàng】网的电【diàn】价，Ⅰ到Ⅲ类地区的差额分别达到了0.120、0.095和0.009元/千【qiān】瓦时，全国平均差额达【dá】到了【le】0.059元【yuán】/千瓦时，这说明
“自发自用，余电上网”的模式的【de】电价更高，更具用【yòng】吸引力，这【zhè】也是【shì】2018年【nián】我们更【gèng】看好户用【yòng】分布式的【de】原【yuán】因。
时间窗口变化，普通地面电站或超预期
通知中【zhōng】一【yī】个最【zuì】大的变化是电价的调【diào】价时间窗口【kǒu】，明确自【zì】2019年起，纳入财政补【bǔ】贴年度规模【mó】管理的光伏发电项目全部【bù】按投运时间【jiān】执行对【duì】应的标杆【gǎn】电价。也就是说，从2019年开始将没有630抢装的概念【niàn】，调价的时间窗口将全部集中在【zài】年末。这也意味着进入2018年【nián】的年【nián】度【dù】规模管理的光伏发【fā】电项目只有在【zài】2018年年底【dǐ】并网【wǎng】投【tóu】运才能享受2018年的【de】电价补贴【tiē】政策【cè】，我们认为此举会【huì】加速进入2018年管理指标的【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年光伏市场火热的主要原因就是技术进【jìn】步使各【gè】环【huán】节成本急速下【xià】降的速度快于补贴【tiē】下降【jiàng】的速度，致使【shǐ】投资电站【zhàn】的内部收益【yì】率提升，特别是分布式电站具有极高【gāo】的【de】收益率和吸引力【lì】。那【nà】么【me】补贴下降之后，投资电站的内部收益率是否还【hái】能依旧保持【chí】较高的【de】吸引力是市场【chǎng】首先关注【zhù】的【de】问【wèn】题。
影响电【diàn】站收【shōu】益率主要包【bāo】括电【diàn】价、系统成【chéng】本、融资成本【běn】三大因素，其中电【diàn】价和【hé】系统成本两【liǎng】大因素对电【diàn】站收益率的【de】影【yǐng】响【xiǎng】最为【wéi】明显，市场【chǎng】也最为关【guān】注【zhù】。本章将重点讨论这两大关键因素，力求解决两大问题。第一，补贴降低之后，电站的内部【bù】收益率是否还具【jù】有【yǒu】吸引力?第【dì】二，补贴降低之后【hòu】，系统成本需要相应【yīng】降低多少才能保【bǎo】持电站原有的内部收【shōu】益率?明确本章需要解决的问【wèn】题【tí】之【zhī】后【hòu】，我们对【duì】于电站内部收益率模型的基本【běn】假设如下【xià】：
全额上网模式下的IRR讨论
根据目前【qián】国家对于光伏发电上网的政策【cè】，地【dì】面式电站【zhàn】及大分布【bù】式电站采【cǎi】用的【de】都是全额【é】上网模式【shì】，在全额上网【wǎng】模式下，执行【háng】的是光伏上网标杆【gǎn】电价。2018年Ⅰ类、Ⅱ类【lèi】、Ⅲ类资源区【qū】执行的标杆上网电【diàn】价为每千瓦【wǎ】时0.55元、0.65元、0.75元。
通过【guò】测【cè】算，我们发现当执行2018年的【de】电价补贴标【biāo】准【zhǔn】之后，电站【zhàn】的内部收益率会【huì】较之【zhī】前降低2.6%-3.6%，但依然【rán】维持了8%以上的收益率，说【shuō】明站在【zài】投资的角度，电站项目【mù】依然具有较强【qiáng】的投资【zī】价值和开发的吸【xī】引力。
假设调价【jià】之后，电站【zhàn】依【yī】然要保持其原有的【de】收益【yì】率水【shuǐ】平，那么系统成本需要【yào】相应的降低11.33%-15.00%左右【yòu】，这和【hé】降价【jià】幅度11.76%-15.38%基本相匹配。也就是说对【duì】于地【dì】面电站来说，10%的系统成本下降方可抵御10%的【de】电【diàn】价下调幅度。
自发自用余电上网模式下的IRR讨论
在“自发自用【yòng】，余电上网”的模式下，由【yóu】于户用和工【gōng】商用的【de】用【yòng】户侧电价不同，我们将按【àn】此分类分【fèn】别【bié】讨论。此【cǐ】外，由于余电【diàn】上网的电价和【hé】自【zì】发自用电价的不同【tóng】，我们还将探讨自发自用比【bǐ】例对于电站IRR的影响。
通【tōng】过测算，我们发现当【dāng】执行【háng】2018年【nián】的0.37元/瓦补贴标准【zhǔn】之【zhī】后，分布式电站的内部收【shōu】益率不仅可以维持较高的水平，而且【qiě】相较【jiào】于【yú】地面式【shì】全【quán】额上网电站，其降低【dī】幅度更小，只有1.2%-2.7%左右【yòu】，这【zhè】也【yě】说【shuō】明分布式电站相对于地面式【shì】电站来说更具有高收益【yì】性和吸引力。
假设调价之后，电站依然要保持其原有【yǒu】的收【shōu】益率水平，对于户用分布式来说【shuō】，系统成本需要相应的【de】降低【dī】5.69%-5.85%左右，对【duì】于工商业分【fèn】布式来说，系统成本【běn】需要【yào】相应【yīng】的降低3.69%-4.00%左右，小于补贴【tiē】的降【jiàng】价幅度11.9%。也就是说对于【yú】户用分【fèn】布式来说，仅需4.7%左【zuǒ】右的系统成本下降方【fāng】可抵御10%的电价下调幅度【dù】，对于工商业【yè】分【fèn】布式来【lái】说，仅【jǐn】需3.2%左右的系统成本下降方可【kě】抵御10%的电价【jià】下调幅【fú】度【dù】。
另外，我【wǒ】们以户用分布式三类地区为例【lì】，测算【suàn】不同自发自【zì】用比例【lì】对IRR的影响发现，自发自【zì】用比例越【yuè】高，电站【zhàn】的IRR也越【yuè】高，两者呈正【zhèng】向相关关系。
综上【shàng】所述，对【duì】于【yú】地面式和大分布式全额【é】上网【wǎng】模式的电【diàn】站，标杆电价的下调会使电站的内部收【shōu】益率下降2.6%-3.6%左右【yòu】，但依然保【bǎo】持8%以上的【de】内部【bù】收【shōu】益率，若要维持原来【lái】的收益率水【shuǐ】平，系统成本【běn】需要下降和标杆电价下调相同【tóng】的比例。对于分【fèn】布【bù】式【shì】电站，补贴的下调对电站的内部收【shōu】益率影响较地【dì】面式电站更小，下降程度【dù】在1.2%-2.7%左【zuǒ】右【yòu】，若【ruò】要维持【chí】原来【lái】的收益率水【shuǐ】平，系统成本只需下降【jiàng】3.69%-5.85%左右便可抵消【xiāo】此次分布式补贴下调【diào】11.9%的影响。另外【wài】，分布式自发自用【yòng】比例和电站的IRR呈【chéng】正向相关关系。
各环节降本途径概述
目前，中【zhōng】国的【de】光【guāng】伏业正向着平【píng】价上网之路大步迈进，为了实现共同【tóng】的目标，行【háng】业内各环节都要贡献自己【jǐ】的力【lì】量，本章主【zhǔ】要论述两大问题，第一，为了达到【dào】平价【jià】上网【wǎng】，各环节还【hái】有哪些降本【běn】途【tú】径?第二，为【wéi】了实现【xiàn】平价上网【wǎng】，各环节需要满足的成本水平以及【jí】现有水【shuǐ】平与平【píng】价时的水【shuǐ】平【píng】还有多大【dà】的差距?
根据光伏业协【xié】会给出的2018年【nián】电站【zhàn】投资成本构成【chéng】预【yù】测数据显【xiǎn】示，成本占比最大的就是组件，约占整个【gè】成本【běn】的43.14%。我们【men】也重点讨【tǎo】论光伏制造环节的降【jiàng】本途【tú】径及【jí】成本测算。
在多【duō】晶硅料环节，主要成【chéng】本由电【diàn】力、金属【shǔ】硅、人力【lì】、折旧、蒸【zhēng】汽等【děng】组成，其中【zhōng】电费和金属硅【guī】原料的占比最高，分别达到了44%和21%。电力成本是多晶【jīng】硅生产成本中【zhōng】占比最大【dà】的一【yī】块，也【yě】是多晶硅企【qǐ】业努力降低成本的方向。降低电【diàn】力成本【běn】的方法主要【yào】有两个，一【yī】个是通过寻找电价洼地来降低电【diàn】费的单【dān】价，一个是通过提高还原【yuán】炉【lú】产【chǎn】能和降低还原电耗实现降低多晶硅生产【chǎn】中的综【zōng】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，硅料的成本占比约66%左【zuǒ】右，生【shēng】产环【huán】节产【chǎn】生的非硅成【chéng】本又分为拉棒/铸锭和切片两个环节【jiē】，而单晶和多【duō】晶的成本差别【bié】主要体现在【zài】拉棒和【hé】铸锭成本的差别上，多【duō】晶铸【zhù】锭【dìng】的成【chéng】本【běn】比单晶【jīng】拉棒的成本要低，而单晶的金刚线切片成本【běn】比多晶【jīng】金刚线切片和【hé】多晶砂【shā】浆切片都要低。单晶硅片的【de】降本途径有两大类，一【yī】类是通过大装料、高【gāo】拉速、多次拉晶等【děng】技【jì】术提升【shēng】效率，一【yī】类【lèi】是通过大切【qiē】速、降线耗、切割细【xì】线化【huà】、和切【qiē】割薄【báo】片【piàn】化【huà】来降低成【chéng】本。多晶硅片的降本途径也分为两大类，一类是通【tōng】过铸锭炉的升级(G6→G7、G8)和【hé】类单晶技术的采用带来的成【chéng】本降低。一类【lèi】是通过【guò】引入金刚线切割技【jì】术来实现【xiàn】。
在电池片环节，硅片是电【diàn】池成本中占比【bǐ】最大的【de】部分，占比接近65%。非硅成本中，占比较【jiào】高的主【zhǔ】要是正【zhèng】面银浆，占电池片成本的10%左右。银浆市【shì】场一直【zhí】为国外厂商所【suǒ】占据，如杜【dù】邦、贺利氏、三星等，国内厂商相对而言【yán】市【shì】场份额较低。由于【yú】银浆【jiāng】的主要成本与国际市场【chǎng】白【bái】银价格【gé】挂钩，因此【cǐ】银浆成本下降【jiàng】的主【zhǔ】要【yào】路径有【yǒu】单耗的【de】减少、银含量的降【jiàng】低以及国产【chǎn】化。
在组件环节，主【zhǔ】要的原材料【liào】成本包括电【diàn】池片、玻璃、背【bèi】板、EVA、铝边框、焊带【dài】、接线盒、硅胶【jiāo】等，其【qí】他成本主要有人工成本【běn】和折旧【jiù】成【chéng】本。其中电【diàn】池【chí】片【piàn】成本占总成本比例为【wéi】65%左【zuǒ】右，是组件成本的最重要【yào】的【de】组成部分。组件的降本途径主要是通过提升单位面积内的功率来实现，比如现在比较普【pǔ】及的半片组件【jiàn】、叠片组件【jiàn】和双面组件等。
平价上网时各制造环节成本测算
对于平价【jià】上网时各【gè】制造环节的成本测算，根据【jù】solarzoom的数【shù】据，我们建立【lì】如【rú】下假设：
经过【guò】测【cè】算，对于地面式光【guāng】伏电站，若要达到平价标准，系【xì】统成【chéng】本【běn】需要下【xià】降到3.9-22.55元/瓦的水平，降幅在36.00%-43.83%左右。对【duì】于【yú】分布【bù】式光伏电站，若要达到平【píng】价标【biāo】准【zhǔn】，系【xì】统【tǒng】成本需要下降到3.9-22.95元/瓦的水平，降幅在23.85%-41.54%左右。
说【shuō】明相【xiàng】对【duì】于地面【miàn】式来【lái】说，分布式目前的系【xì】统成本水平更接近平价上网的标准。由于地面式电站大多建在一【yī】类二类地区【qū】，而分布式电站大多建在二类三类【lèi】地区【qū】，所【suǒ】以【yǐ】我们得【dé】出【chū】满足【zú】平价上【shàng】网的系统成本区间在【zài】3.9-22.45元/瓦左右。
我【wǒ】们取4元/瓦的系统成本【běn】进行测算，得出当平价上网要求系统成本【běn】降【jiàng】到4元/瓦时，组件【jiàn】、电【diàn】池【chí】片、硅【guī】片的成本【běn】分别【bié】需降到1.73、1.12、0.73元【yuán】/瓦，而硅料【liào】成本需要降到9.6万元【yuán】/吨。未来组【zǔ】件、电池片【piàn】、硅片和硅【guī】料环节需要贡献的降本程度分为-35.37%、-23.18%、-12.16%及-19.33%。
从企业利润率来看，今年以【yǐ】来【lái】硅片、电【diàn】池【chí】片降价明显，目前硅料的价格也【yě】从年初的14万元/吨降到11.9万元/吨，但是据了解，硅料【liào】企业目前依【yī】然【rán】可以维持较高的利润率【lǜ】，比如国内先进的硅料企业目前的全成本在【zài】6万元/吨，即使【shǐ】按照平价【jià】上【shàng】网的所要求贡献【xiàn】的价【jià】格9.6万元【yuán】/吨，依然【rán】可以保持【chí】近50%的毛【máo】利率【lǜ】，因此我【wǒ】们【men】认为硅【guī】料的平价成本压力【lì】是最小的【de】。
从供需角度来看，多晶硅料2018年底【dǐ】预【yù】期产能在40万吨/年【nián】，新增产能【néng】约9-22万吨/年【nián】，考虑到大【dà】部【bù】分产【chǎn】能要在【zài】年底【dǐ】释放，全年产量在9-22万吨【dūn】/年，另外【wài】预计进口量维持在9-22万吨，因此【cǐ】今年的【de】总供给量为【wéi】9-22万【wàn】吨。而【ér】对应的下游【yóu】硅片【piàn】产量【liàng】需求是100GW，多晶硅的【de】消耗量【liàng】在40万吨【dūn】，因此我们预计今年基【jī】本上【shàng】供需平衡，上【shàng】半年【nián】供给偏紧，下半年供【gòng】略大于求【qiú】，随着年底抢【qiǎng】装结束之后，19年一季度淡季【jì】来临【lín】之时，供给大于需求的局【jú】面将会扩大，硅料价格将出现进一【yī】步的下滑。因此我们认【rèn】为，从【cóng】毛利率和供需两个角度来看，硅料【liào】的价格都会达到一个合理【lǐ】的区间，并且对【duì】应在平价水平9.6万元/吨的价格是【shì】非常容易实现的。
(硅料产能情况)
那么如【rú】果硅料的【de】价【jià】格从目【mù】前的11.9万元降到9.6万元/每【měi】吨，对于硅片厂商来【lái】说，硅片的价格可以在【zài】保【bǎo】持现有的利润水平下降到0.72元/瓦，基本已经达到【dào】了平价水平，也就是说【shuō】目前的硅片企业【yè】只要硅料价【jià】格下来便【biàn】可实现其平价应该贡献部分【fèn】，其降本压【yā】力【lì】也相【xiàng】对较小【xiǎo】。那【nà】么电池【chí】片企业和组【zǔ】件企【qǐ】业的降本【běn】压力【lì】就相对较大，需要靠新【xīn】的技术【shù】和【hé】工【gōng】艺来【lái】贡献0.22元/瓦和0.8元/瓦的非【fēi】硅【guī】成本的差距。
从以上测【cè】算结果可以看出，硅【guī】料【liào】和硅片【piàn】环节的降【jiàng】本压力较【jiào】小，电【diàn】池【chí】片和组件的降【jiàng】本压力较大【dà】，此【cǐ】外，从光伏【fú】协【xié】会公布【bù】的2017年【nián】各环节【jiē】的毛利率水【shuǐ】平【píng】来看【kàn】，我们也可以推算毛利较高的【de】硅片和硅料【liào】环节之后的降本空间更大【dà】，未来有望为平价上网贡献更多力【lì】量。平价上网时【shí】间也会随着科技进步和效率提升而加速到来。
综上所述，为了达到【dào】行【háng】业平【píng】价上网的大【dà】目标【biāo】，各环节都有所【suǒ】对应【yīng】的降本途径。平价上网时，系统成【chéng】本区间在3.9-22.45元【yuán】/瓦左右【yòu】，组件【jiàn】、电【diàn】池片、硅片成本【běn】分别需降到1.73、1.12、0.73元/瓦，硅料成本需要降到9.6万元/吨，并且【qiě】这个硅料成本价格从利润率【lǜ】和供需两【liǎng】个【gè】角度来看都是可【kě】以实现的。另外，硅片和硅料企业的降本【běn】压力较【jiào】小，电池片和组件【jiàn】的降【jiàng】本【běn】压【yā】力较大，毛利率较高【gāo】的硅片和硅【guī】料环节的未来降本空间更【gèng】大，有【yǒu】望为平价【jià】上【shàng】网贡献更【gèng】多力量。
本文选【xuǎn】自“太平洋证【zhèng】券”，作者邵晶【jīng】鑫、刘【liú】晶敏、周涛，原标题为《光伏行业专题系列报告之【zhī】一【yī】 —— 降补之【zhī】后【hòu】收益几何【hé】?产品降本【běn】空【kōng】间多大?》。
