光伏上網(wǎng)電價大幅下調(diào) 行業(yè)或經(jīng)歷新一輪洗牌

　　9月29日，國家發(fā)改委出臺《關(guān)于調(diào)整新能源標桿上網(wǎng)電價的通知(征求意見稿)》(以下簡稱“征求意見稿”)，其中，對光伏上網(wǎng)電價進行了重大調(diào)整，三大資源區(qū)地面電站光伏上網(wǎng)電價分別從0.80元/千瓦時、0.88元/千瓦時及0.98元/千瓦時下調(diào)至0.55元/千瓦時、0.65元/千瓦時及0.75元/千瓦時，下調(diào)幅度分別為31.25%、26.14%和23.47%;屋頂式分布“自發(fā)自用余量上網(wǎng)”和“全部自發(fā)自用”的補貼由目前執(zhí)行價0.42元/千瓦時下調(diào)至一類資源區(qū)0.2元/千瓦時、二類資源區(qū)0.25元/千瓦時、三類資源區(qū)0.3元/千瓦時。

　　此次征求意見稿中上網(wǎng)電價最大調(diào)整幅度為31.25%，將在較大程度上影響光伏電站的盈利情況，雖然隨著技術(shù)的不斷進步，原料成本降低和轉(zhuǎn)化效率提升，光伏發(fā)電成本及電站的建造成本有所下降，但若此次政策落地，將使各類資源區(qū)投資回報率均大幅下降，未來光伏電站投資或?qū)⒋蠓啪?，其中I類資源區(qū)受沖擊最為明顯，且考慮嚴峻的棄風形勢和光伏欠補問題后，I類資源區(qū)新增電站投資可能會陷入虧損，該區(qū)域新增裝機可能面臨急剎車的情況。

　　此外，分布式光伏的發(fā)展帶來新的不確定性，未來分布式光伏是發(fā)展的重點，但目前面臨屋頂產(chǎn)權(quán)界定難，投資規(guī)模小，融資難，用戶分散等問題，此次降價將對其發(fā)展帶來新的困難，降價影響如何消化仍有待觀察后續(xù)政策。

　　對于光伏制造企業(yè)而言，其需求受政策波動影響較大，未來光伏裝機需求的增長將更加依賴于技術(shù)進步帶來的成本下降，并對光伏制造企業(yè)的技術(shù)創(chuàng)新能力提出了較高的要求。考慮到技術(shù)進步是一個長期的過程，而光伏制造類企業(yè)普遍采取訂單驅(qū)動式的生產(chǎn)方式，未來若光伏電站投資大幅放緩，光伏制造企業(yè)可能面臨訂單大幅萎縮、現(xiàn)金流吃緊等一系列問題，經(jīng)營壓力增大，行業(yè)分化將繼續(xù)。

　　9月29日，國家發(fā)改委出臺《關(guān)于調(diào)整新能源標桿上網(wǎng)電價的通知(征求意見稿)》。根據(jù)征求意見稿的內(nèi)容，自2017年1月1日起，三類光照資源區(qū)的上網(wǎng)電價將分別下調(diào)為0.55元/千瓦時、0.65元/千瓦時及0.75元/千瓦時，下調(diào)幅度分別為31.25%、26.14%和23.47%;2017年1月1日以后備案并納入年度規(guī)模管理的光伏發(fā)電項目，以及2017年之前備案并納入年度規(guī)模管理的光伏發(fā)電項目但于2017年6月30日之前機組仍未投運的，執(zhí)行2017年上網(wǎng)標桿電價。同時，屋頂式分布“自發(fā)自用余量上網(wǎng)”和“全部自發(fā)自用”的補貼由目前執(zhí)行價0.42元/千瓦時下調(diào)至一類資源區(qū)0.2元/千瓦時、二類資源區(qū)0.25元/千瓦時、三類資源區(qū)0.3元/千瓦時。

　　針對光伏上網(wǎng)電價的調(diào)整，中債資信認為主要有以下方面的影響：

　　上網(wǎng)電價降幅很大，新建光伏電站經(jīng)營企業(yè)利潤空間將大幅收縮，若政策落地，可能導(dǎo)致光伏電站投資大幅放緩，I類資源區(qū)受沖擊最大。

　　光伏電站的投資收益主要取決于電價、建造成本、設(shè)備利用小時數(shù)、杠桿比例、融資成本等綜合因素。為厘清本次電價下調(diào)對光伏電站盈利空間的影響，還必須對光伏企業(yè)成本作進一步考量。

　　從成本端考慮，影響光伏電站經(jīng)營效率的因素很多，包括裝機容量的大小、光照的強弱、系統(tǒng)效率的高低、財政補貼的多少、融資比率的高低、項目建造成本以及運維成本的高低等，其中建造成本會影響企業(yè)的折舊，從而影響企業(yè)的生產(chǎn)成本，對企業(yè)盈利空間影響很大，此外，財務(wù)費用對電站盈利空間也具有重要影響。光伏電站的建造成本主要由前期開發(fā)費用、設(shè)備成本和EPC成本組成，三者分別約占項目建造成本的5%、80%和15%，項目設(shè)備主要包括組件、逆變器、支架和電氣系統(tǒng)(含電纜)等，組件成本約占設(shè)備成本的65~70%，占總建造成本的40%以上。根據(jù)wind數(shù)據(jù)顯示，截至2016年9月末，光伏組件價格較2015年末下降27.57%，估計建造總成本降幅約15%(新增裝機建造成本6~8元左右)。

　　為測量電價下調(diào)后光伏電站的收益情況，中債資信做如下推算，并假設(shè)：

　　(1)調(diào)價執(zhí)行后光伏電站的建造成本降至7元/瓦。隨著技術(shù)進步，光伏電站的建造成本近年來呈下降態(tài)勢，已逐步由前期的超過10元/瓦降至目前8元/瓦左右，預(yù)計伴隨著技術(shù)進步，未來建造成本將會繼續(xù)呈下降態(tài)勢。

　　(2)一、二、三類資源區(qū)的設(shè)備利用小時數(shù)分別為1500小時、1400小時和1200小時。國家發(fā)改委和國家能源局今年5月發(fā)布了《關(guān)于做好風電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》，并規(guī)定了相關(guān)地區(qū)最低保障收購利用小時數(shù)，并規(guī)定未達最低利用小時數(shù)的地區(qū)，不得新開工建設(shè)光伏電站項目。本次測算中，一、二類資源區(qū)設(shè)備利用小時數(shù)參考了該政策規(guī)定的保障最低利用小時數(shù)。

　　(3)假設(shè)全部以自有資金投資。杠桿比例和融資成本會顯著影響項目的投資收益率，作為基準情況，本文假設(shè)項目全部以自有資金投資。

　　(4)項目周期20年，系統(tǒng)年衰退率0.8%，殘值10%，年運維費用為收入的5%。

　　基于以上假設(shè)，關(guān)于調(diào)價后各類資源區(qū)的內(nèi)部收益率測算情況如下：

　　基于以上假設(shè)及測算，主要結(jié)論如下：

　　(1)降價后，各類資源區(qū)投資內(nèi)部收益率均顯著下滑，在此影響下，未來光伏電站投資或?qū)⒋蠓啪?其中I類資源區(qū)內(nèi)部收益率降至5.18%，降幅最為明顯，即便考慮財務(wù)杠桿的影響，若債務(wù)資金成本不足夠低，舉債亦無法提高權(quán)益資本的回報率，未來I類資源區(qū)可能面臨投資急剎車的情況，而相對而言，Ⅱ、Ⅲ類資源區(qū)的裝機占比或?qū)⒂兴岣摺?/p>

　　(2)內(nèi)部收益率對于設(shè)備利用小時數(shù)敏感度很高，未來若一二類資源區(qū)利用小時數(shù)不及預(yù)期，則投資收益前景將較預(yù)測值更為悲觀，I類資源區(qū)新增電站投資可能會陷入虧損。本次測算對一、二類資源區(qū)年利用小時數(shù)較2015年實際利用小時數(shù)(全國1，133小時、新疆1，042小時、甘肅1，061小時)大幅提升，實際運行情況可能不及預(yù)期，內(nèi)部收益率仍可能存在一定程度高估。比如，若Ⅰ類資源區(qū)年利用小時數(shù)下降至1，000小時，內(nèi)部收益率將降至1.78%。目前，Ⅰ類資源區(qū)由于當?shù)叵{能力不足、外送條件有限，存在較為嚴重的棄光限電現(xiàn)象，2016年上半年，光伏發(fā)電量133.8億千瓦時，棄光電量32.8億千瓦時，棄光率19.7%，主要發(fā)生在甘肅和新疆地區(qū)。雖然國家已出臺最低保障性收購利用小時數(shù)文件，但在當前能源過剩的背景下，執(zhí)行效果尚有待觀察。

　　此外，相對于光伏上網(wǎng)電價下調(diào)，新能源補貼拖欠的問題也不容忽視。光伏發(fā)電企業(yè)售電收入中有一半以上來自可再生能源基金，目前，可再生能源補貼發(fā)放不及時、不到位、補貼發(fā)放程序繁瑣等引發(fā)的資金掣肘，截至2015年底，可再生能源補貼資金缺口累計已達550億元左右，光伏補貼的長久拖欠，嚴重影響光伏發(fā)電企業(yè)的資金鏈。近年來，隨著可再生能源的迅猛發(fā)展，補貼資金缺口不斷擴大，對可再生能源電力附加資金的需求不斷增加，2015年12月，國家發(fā)展改革委將可再生能源電價附加征收標準上調(diào)4厘至0.019元/千瓦時，預(yù)計可多征收可再生能源專項資金190億元，但僅能彌補一部分補貼拖欠費用，無法覆蓋目前累積的補貼缺口。內(nèi)部回報率降低疊加光伏補貼不到位，使光伏電站發(fā)展面臨更多不確定性。

　　綜上，光伏上網(wǎng)電價大幅下調(diào)將使各類資源區(qū)投資回報率均大幅下降，未來光伏電站投資或?qū)⒋蠓啪?，其中其中I類資源區(qū)受沖擊最為明顯，且考慮嚴峻的棄風形勢和光伏欠補問題后，I類資源區(qū)新增電站投資可能會陷入虧損，該區(qū)域新增裝機可能面臨急剎車的情況。

　　分布式電站面臨不確定性，降價影響如何消化仍有待觀察后續(xù)政策

　　此外，在前一輪價格調(diào)整中維持統(tǒng)一的0.42元/千瓦時補貼不變的分布式光伏也制定了分資源區(qū)的補貼政策，最大降價幅度接近50%。目前，分布式發(fā)電所面臨的屋頂產(chǎn)權(quán)界定難，投資規(guī)模小，融資難，用戶分散等問題，此次降價將給分布式光伏的發(fā)展帶來新的不確定性。國家新能源“十三五”規(guī)劃要求可再生能源占比達到15%以上，未來是否出臺新的鼓勵政策，仍存在較大不確定性。此外，根據(jù)能源局最新公布的數(shù)據(jù)，“十三五”期間分布式電站將是光伏發(fā)展的重點，但目前來看分布式新增量遠低于十三五規(guī)劃量。降價影響如何消化仍有待觀察后續(xù)政策。

　　光伏制造業(yè)需求受政策變動影響較大，未來整體利潤空間將受壓縮，經(jīng)營壓力將增加，行業(yè)分化將加劇

　　光伏制造業(yè)需求受政策影響很大，雖然伴隨著技術(shù)進步整體價格呈下跌狀態(tài)，但近年來伴隨著上網(wǎng)電價的頻繁調(diào)整和搶裝潮的持續(xù)，光伏產(chǎn)業(yè)鏈上的主要產(chǎn)品價格亦有所波動。2015年底光伏上網(wǎng)電價調(diào)整后，2016年上半年出現(xiàn)了光伏電站搶裝潮，光伏電站需求旺盛，受此影響，光伏制造企業(yè)景氣度出現(xiàn)了不同程度回升，除產(chǎn)能過剩嚴重的晶硅光伏組件外，光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈的其他主要產(chǎn)品價格出現(xiàn)了不同程度反彈。上半年搶裝潮結(jié)束以來，光伏發(fā)電的主要產(chǎn)品價格均出現(xiàn)了不同程度下滑，截至9月末，國內(nèi)光伏級多晶硅、多晶硅片、多晶硅電池分別較2016年最高價下降25.94%、41.11%和42.89%，產(chǎn)能過剩較為嚴重的晶硅光伏組件價格較2016年年初下降34.85%。

　　對于光伏制造企業(yè)而言，政策變動帶來的市場需求的大幅波動，將增加企業(yè)的經(jīng)營難度。本次征求意見稿調(diào)價力度空前，若政策落地，上網(wǎng)電價下調(diào)的影響將傳導(dǎo)至中上游的光伏制造企業(yè)，行業(yè)整體利潤空間將受到壓縮，中債資信預(yù)計，短期內(nèi)未來受高價補貼余溫影響，仍可能出現(xiàn)搶裝現(xiàn)象，但難以出現(xiàn)2016年年上半年光伏制造業(yè)“量價齊升”的盛況。

　　若上網(wǎng)電站大幅下跌，則未來光伏裝機需求的增長將更加依賴于技術(shù)進步帶來的成本下降，并對光伏制造企業(yè)的技術(shù)創(chuàng)新能力提出了較高的要求?？紤]到技術(shù)進步是一個長期的過程，而光伏制造類企業(yè)普遍采取訂單驅(qū)動式的生產(chǎn)方式，未來若光伏電站投資大幅放緩，光伏制造企業(yè)可能面臨訂單大幅萎縮、現(xiàn)金流吃緊等一系列問題，經(jīng)營壓力增大。從長期看，光伏制造類企業(yè)受政策影響及行業(yè)技術(shù)水平進步影響較大，由此造成行業(yè)供需關(guān)系波動較為劇烈，對企業(yè)的經(jīng)營管理水平提出了很高的要求，行業(yè)分化將繼續(xù)，一方面，技術(shù)落后生產(chǎn)成本高的企業(yè)將或面臨被淘汰的風險，另一方面，產(chǎn)能的壓縮也將有利于市場出清，享有技術(shù)優(yōu)勢的制造企業(yè)前景依然可期。

　　需要注意的是，此次征求意見稿對于光伏上網(wǎng)電價的調(diào)整力度空前，能否落地實施、以及實施后對整個光伏產(chǎn)業(yè)的影響需持續(xù)關(guān)注。