眺望2016:光伏市場如何邁向新紀(jì)元?

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2015-12-22 17:03:03

摘自:長江證券

導(dǎo)讀:專家預(yù)計(jì),“十三五”期間中國每年新增光伏裝機(jī)總量將達(dá)到20GW左右。2014年,中國政府出臺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%。

2002年的“送電到鄉(xiāng)工程”揭開了我國分布式光伏發(fā)電的序幕。2011年、2012年、2013年、2014年中國年新增并網(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,中國政府出臺了一系列政策支持太陽能發(fā)電,中國光伏發(fā)電迎來了爆發(fā)式增長。IHS預(yù)計(jì)2015年中國全年新增裝機(jī)總量可達(dá)到17.72GW,同比增長42%左右。截至2015年9月底,全國光伏發(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,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、中國光伏發(fā)電

1.1.中國光伏發(fā)電發(fā)展回顧

中國太陽能資源豐富,十分適合發(fā)展光伏發(fā)電。2002年“送電到鄉(xiāng)工程”揭開了我國分布式光伏發(fā)電的序幕。2009年我國開始實(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,我國光伏發(fā)電市場進(jìn)入規(guī)?;l(fā)展階段。

圖1.1.1中國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”揭開了我國分布式光伏發(fā)電的序幕。2009年我國開始實(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,我國光伏發(fā)電市場進(jìn)入規(guī)?;l(fā)展階段。

2011年國家光伏發(fā)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)政策的出臺進(jìn)一步推動了國內(nèi)光伏市場的快速發(fā)展,當(dāng)年我國新增光伏裝機(jī)容量達(dá)到2400MW,同比增長500%。

2012年我國繼續(xù)加大對光伏應(yīng)用的支持力度,先后啟動兩批“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》,啟動分布式光伏發(fā)電規(guī)模化應(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97%。

2013年,受歐美雙反影響,中國光伏出口受阻,一大批光伏制造業(yè)企業(yè)受牽連。與此同時(shí),國內(nèi)開始密集出臺支持光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的政策以拉動內(nèi)需。對于地面電站并網(wǎng)難、補(bǔ)貼年限不確定以及補(bǔ)貼拖延等問題出臺針對性政策,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年中國光伏應(yīng)用市場迎來爆發(fā),IHS統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示,2013年全國新增并網(wǎng)光伏裝機(jī)容量達(dá)10857MW,同比增長高達(dá)129%,一躍成為全球最大的光伏終端市場。

2014年,中國政府出臺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

對于2015年的裝機(jī)規(guī)劃,能源局下發(fā)的《2015年度全國光伏年度計(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?,為穩(wěn)定擴(kuò)大光伏發(fā)電應(yīng)用市場,2015年下達(dá)全國新增光伏電站建設(shè)規(guī)模1780萬千瓦。對屋頂分布式光伏發(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,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

國家能源局公布數(shù)據(jù)顯示,截至2015年9月底,全國光伏發(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)營業(yè)時(shí)間較長,同時(shí)對照明、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,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,項(xiàng)目IRR越高。

1.4.光伏發(fā)電競爭格局

國內(nèi)光伏電站運(yùn)營商的競爭處于“一超多強(qiáng)”的格局,央企中電投獨(dú)占鰲頭,后面國企、民企群雄并起。由于電站運(yùn)營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,因此大型國企的競爭優(yōu)勢較強(qiáng)。但民營企業(yè)依靠自身靈活多變的機(jī)制,強(qiáng)大的執(zhí)行力,以及通過資本市場融資平臺,同樣能夠在競爭中躋身前列。在2013年裝機(jī)量Top10中絕大多數(shù)為國企,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

導(dǎo)讀:專家預(yù)計(jì),“十三五”期間中國每年新增光伏裝機(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,光伏發(fā)電企業(yè)投資積極性將維持在較高水平。

二、中國光伏發(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》,我國在2015年非化石能源消費(fèi)比重目標(biāo)為11.4%;根據(jù)《國家應(yīng)對氣候變化規(guī)劃(2014-2020年)》,我國到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。國家對于未來中長期的能源規(guī)劃非常清晰。

表2.1.12006-2013年中國能源消費(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。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、日本等發(fā)達(dá)國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,帶動國內(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國內(nèi)進(jìn)入降息通道,利率下降帶動電站利息成本下降

導(dǎo)讀:專家預(yù)計(jì),“十三五”期間中國每年新增光伏裝機(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,光伏發(fā)電企業(yè)投資積極性將維持在較高水平。

2.3.限電問題無憂,行業(yè)發(fā)展趨勢明確

影響電站收益率的另一重要因素便是目前市場上非常關(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嚴(yán)重的限電問題,從木聯(lián)能“i光伏”平臺發(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內(nèi)首條專門針對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

導(dǎo)讀:專家預(yù)計(jì),“十三五”期間中國每年新增光伏裝機(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,光伏發(fā)電企業(yè)投資積極性將維持在較高水平。

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,對電網(wǎng)整體影響較小;其次,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,因此電網(wǎng)對光伏發(fā)電的可承受程度更高;第三,光伏裝機(jī)相對分散化,中東部占比相對較高,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,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,國家能源局出臺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》),明確政府對分布式光伏的長期支持態(tài)度,并針對光伏行業(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年以來對國家出臺的重要光伏政策一覽表

導(dǎo)讀:專家預(yù)計(jì),“十三五”期間中國每年新增光伏裝機(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,光伏發(fā)電企業(yè)投資積極性將維持在較高水平。

2.5.融資困難逐步緩解,電站建設(shè)“彈藥”日漸充足

銀行對光伏行業(yè)尤其是電站的態(tài)度趨于好轉(zhuǎn)對于光伏電站的建設(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,由于銀行對光伏產(chǎn)業(yè)心有余悸,出于風(fēng)險(xiǎn)控制的考慮,對光伏產(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)營商打開。據(jù)了解,目前國開行、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。

作為民營企業(yè),資金實(shí)力并非公司的天然優(yōu)勢,民營企業(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,無論對光伏行業(yè)還是對資本市場,都不啻為利好消息。

電站運(yùn)營成為風(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)營類公司的崛起,光伏電站的退出通道已經(jīng)暢通無阻,市場之前擔(dān)心的電站過剩,賣不出去的風(fēng)險(xiǎn)已經(jīng)不復(fù)存在。

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