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光伏行業未來判斷 ——新能源降電價,需要那么悲觀么?
責任編輯:liliuyan 作者:徐國良 2017/6/7 16:29:06 瀏覽:4442 徐國良

一、事件:

根據光伏們報道,2016年中國光伏和風電電價調整方案已經獲得國家發改委價格司和國家能源局審核,或將不久后正式公布。此次全國光伏發電上網標桿電價下調幅度高于此前第一輪討論稿中所擬定的價格,三類資源區的上網電價分別為0.8、0.88和0.98元/千瓦時;四類資源區陸上風電標桿上網電價2016年下調至0.47、0.50、0.54和0.6元/千瓦時,2018年下調為0.44、0.47、0.51和0.58元/千瓦時。


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二、國家戰略:

1、發展清潔能源必然性:

(1)化石能源會枯竭,不可再生,從能源安全角度考慮,必須發展替代能源;


(2)燃燒化石燃料使大氣環境遭到嚴重污染,從環境保護角度考慮,必須發展清潔能源。特別是北京等大城市霧霾天氣反復出現,汽車尾氣貢獻很大污染物來源,因此勢必大力發展新能源汽車;


(3)化石能源引發溫室效應,對整個生態系統都會造成破壞,從減排溫室氣體角度考慮,必須發展清潔能源。在《京都議定書》第十二條關于清潔發展機制的描述中明確:未列入附件一的締約方將獲益于產生經證明的減少排放的項目活動(附加一締約方為發達國家,我國屬于發展中國家,未列入附件一)。在第一承諾期的七年里(2005年-2012年)中國是清潔發展機制最大的收益方,因而未來也必須履行減排義務,特別是中國國家主席習近平應邀赴法國出席氣候變化巴黎大會開幕活動更加強化了未來中國的減排義務。


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2.產業規模

(1)產業規模:2015年全球硅片產量中國大陸占76%;


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(2)行業產值:2015年前三季度中國光伏行業僅制造業總產值已超過2000億,相對于歷年共計超100億光伏補貼拖欠(中國光伏行業協會數據),光伏行業創造的產值、利潤、稅收及解決的就業問題是壓倒性的。


光伏發電屬新能源及可再生能源范疇,是全球能源科技和產業的重要發展方向。特別是對于我國,光伏行業是國家高度重視的戰略性新興產業,已經成為我國繼高鐵之后的又一張產業名片,扶持利極大、放棄弊極大,因此國家扶持政策明確。


3.國家政策

(1)2015年3月5日李克強作的《2015年國務院政府工作報告》中提到:要大力發展風電、光伏發電、生物質能,積極發展水電,安全發展核電,開發利用頁巖氣、煤層氣。



(2)國內長期規劃:(A)計劃2020年將非化石能源占一次能源消費比重提高到15%左右,2030年提高到20%; (B)2020年可再生能源發展目標: 水電450GW, 風電200GW,光伏150GW,太陽能熱發電1-3GW, 生物質30GW;(C)2030年可再生能源發展目標:水電500GW ,風電400GW ,光伏500-600GW ,生物質50GW,核電200GW(截止2015年9月底,我國水電300GW、風電124.71GW、光伏37.95GW)。因此,光伏發電將成為未來可再生能源領域發展最迅猛的產業。



三、降電價后的收益水平1.財務假設


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注:(1)基準財務內部收益率來源《建設項目經濟評價方法與參數(第三版)》;(2)內部收益率均為稅后數值。


四、降電價原因及目的解析

1. 降電價本身是合理的,也是符合預期的

可再生能源行業發展模式如下圖所示,就是要逐步從政府補貼扶持過渡到自由市場,因此,伴隨行業成本下降適時降低電價補貼本身是合理的,也是符合預期的。此外,政府不會允許依托財政補貼發展的行業收益率過高,必然會將其維持在一個合理水平。實際上2014年初已降過一次電價:截止2013年12月31日并網的光伏項目根據資源區不同電價分別為1.15元/度和1.0元/度,未并網的自2014年1月1日起電價分別為1.0元/度和0.9元/度。


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2.政策導向性明顯

從目前媒體公布的政策來看,政策給予不同的資源區以不同的調價幅度,指向性明顯。光伏資源區一類資源區電價下調幅度最大,由0.9元/千瓦時下調到0.8元/千瓦時,二類資源區其次,下調幅度由0.95元/千瓦時下調到0.88元/千瓦時,三類資源區幾乎沒有影響,由1元/千瓦時下調到0.98元/千瓦時,分布式光伏0.42元/千瓦時的補貼不調整。


如圖4所示,2014年I、II類資源區光伏電站項目累計并網容量份額分別達到77%和21%,投資過于集中。從目前公布限電情況來看,甘肅某些大型的地面電站限電比例甚至高達40%-60%,而這些電站主要集中在一二類資源區。這兩類地區電價下調幅度比較大主要考慮到通過價格調整因素來降低一二類資源區建設的速度,從而將光伏電站的建設引導到三類資源區和屋頂分布式光伏上來,特別是中東部用電負荷中心地區的項目(山東、河北、江浙等)。同時,一二類資源區也可以有時間通過電網的建設、本地消納的推廣措施解決限電問題。


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風電電價的調整方向也很明顯,前三類資源區電價分別下調2分錢,四類地區下調1分錢。一方面是因為棄風限電問題,政策導向減少前三類地區的建設,給予時間解決棄風限電問題,使得風電建設導向不限電地區;另一方面,四類資源區的開發難度越來越大,降價幅度太大也不利于風電行業整體的發展。


3.減輕財政負擔、解決補貼拖欠

降電價一方面是為了減輕財政負擔;另一方面也是為了解決補貼拖欠問題。根據之前獲得的信息,國家發改委、財政部等主要部門已經關注到補貼拖欠問題,正在制定調整電價和補貼的政策,一是可再生能源電價附加征收標準從每千瓦時1.5分錢上調到2.5-3分錢,增加可調配補貼資金的總量;二是國家發改委價格司正在醞釀“十三五”期間逐年下調光伏標桿電價,進而有效減少每年電價補貼資金的增長幅度。總體上看,通過“壓電價、漲附加”的方式一定可以大大緩解補貼不足的矛盾。


4.淘汰落后產能,倒逼產業升級

當前光伏產業供需關系趨緊,但產能利用率出現分化,有規模、有品牌、有技術的大企業訂單飽滿,產能利用率高;中小企業則接外部訂單困難,大部分為代工以及供給自身電站建設。”降低電價能加速這一淘汰的過程,隨著企業兼并重組加快,產業集中度提升,生產成本仍降下降。未來資源逐漸向龍頭企業聚集,這些企業將引領行業發展及產業升級。


與此同時,提高晶硅電池光電轉換效率的研究一直沒有停止過,據悉,2015年12月16日,天合光能宣布,經第三方權威機構測試,天合光能光伏科學與技術國家重點實驗室以22.13%的光電轉換效率刷新了156×156 mm2大面積P型單晶硅太陽電池的世界紀錄。目前市場化電池片,156單晶硅的轉換效率平均高位在18.6%,156多晶硅的轉換效率平均高位在18.0%,高光電轉換效率電池片的推廣必將進一步提升行業水平,并大幅降低組件成本。


5.倒逼成本進一步下降,推動平價上網

自2007年至2014年,組件價格下降了86.4%,從36.0元/W下降至3.8元/W;系統價格下降了86.7%,從60.0元/W下降至8.0元/W。在成本下降及各國政府支持政策陸續出臺等因素影響下,世界范圍內光伏發電行業出現大規模裝機井噴。


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歐美“雙反”和光伏領跑者計劃等內外部環境正共同推動中國光伏產業技術升級、成本下降,降電價也會起到倒逼成本下降的作用,力爭實現“十三五”規劃目標:2020年光伏用戶側平價上網,發電側成本也要進一步下降30%、40%,力爭2025年實現發電側平價上網。(用戶側就是光伏系統在配電變壓器的低壓側400V并網,為業主提供自用電,不向上級電網送電(當地電力部門允許逆流的除外)。高壓側上網就是光伏系統經升壓后接入高壓電網(根據系統容量不同需到10kV、35kV或110kV),向電網售電)。考慮到價格就涉及成本。但當我們考慮成本的時候,不能只考慮能源的成本,或是電力的成本,更要看環境成本。雖然現在可再生能源在電力成本上還不能與化石能源競爭,但如果綜合考慮環境成本和氣候成本,比如,我們針對化石能源造成的損害收一定的罰款,這時你就會發現可再生能源是比化石能源經濟的。


預計光伏電站綜合成本下降路徑如下所示(不包含利率下降):

(1)制造技術進步和精益管理,組件制造成本會從目前42美分下降25%至30美分多;預計多晶硅的價格不超過18美元/kg,消耗量會下降到3.5g/W,不到6.5美分/W;


(2)組件的主流功率從260W上升到320W以上,電站建設的土地、支架和電纜下降25%。逆變器和升電站不變化,電站造價成本下降20%;


(3)行業對品質的認知越來越清楚,對度電成本關注度加強。目前電站25年壽命期,5年后預計可以實現35年壽命期。生命周期增長導致發電量的增加,技術進步的提升衰減幅度變好,度電成本下降10-15%。


(4)系統的優化,特別是追日系統,現在方案比較成熟,但成本還比較高。5年之內,追日系統導致電站建設成本增長10%,并有30%發電量的提升,因此成本下降20%。


上述四個因素,預計可以實現光伏電站度電成本50%成本下降,這還不包括利率下行。


6.擠壓倒賣路條空間

近年光伏發電項目受到市場追捧,也催生出中間商倒賣路條、掙取差價的現象,實際上浪費了部分財政補貼,增加了財政負擔。盡管國家能源局多次出臺相關政策禁止倒賣路條,但收效甚微。降電價后如再附加中間商倒賣路條成本,會進一步降低項目收益率,實質上擠壓倒賣路條空間。


五、新增裝機會下降么?

不會。


光伏行業第一梯隊是歐美國家,以德國為例,隨著德國光伏上網電價逐步下降,其光伏新增裝機仍然是上升的,如圖6所示。


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2014年德國可再生能源裝機容量占比為49.4%,其中光伏裝機占比為21.5%;發電量占比為30%,其中光伏發電占比為6.3%。2015年7月25日,德國太陽能、風能和其它可再生能源的發電量創下占該國當日總用電量78%的記錄,這可謂是德國在以煤炭和石油為主的能源結構向低碳能源轉型過程中的一座里程碑。而且德國要在2050年實現可再生能源占比達到80%的目標。


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相比之下,截至2014年底,我國可再生能源裝機達到4.3億千瓦,占全部發電裝機的32%,可再生能源發電量1.2萬億千瓦時,占全部發電量的22%。我國光伏發電市場雖然發展迅速,但在全國電力結構中光伏裝機容量占比僅2.06%,發電量占比僅0.38%,光伏發電尚屬行業成長期,未來發展空間巨大。


值得注意的是,媒體公布的文件顯示,2016年以后備案并納入年度規模管理的光伏項目,執行2016年光伏發電上網標桿電價,2016年之前備案并納入年度規模管理的光伏發電項目但于2016年6月30日前機組仍未全部投運的執行2016年的電價。也就是說,2015年年底之前備案并于2016年6月30日之前投運(并網)的項目執行原來的電價。因此,光伏發電項目在2015年6月30日前會出現搶裝潮。


風電電價下調中也提到,2016年,2018年等年份1月1日以后核準的路上風電項目分別執行2016、2018年的上網標桿電價。2016年前核準的陸上風電項目但于2017年年底前仍未開工建設的,執行2016年的電價。根據統計,2015年4月份公布的第五批風電核準計劃中,其中有25GW的項目,要在2016年完成,且核準項目主要集中在華中、華東和西南地區,占比分別為27%、17%和18%。風電電價的調整在一定程度上也會加快這些項目的建設進程。


如下圖所示,2014年初下調電價情況下,2014年新增裝機容量仍然達到1060萬千瓦,與2013年搶裝潮情況下的1095萬千瓦新增裝機容量持平。因此,下調電價并不必然導致新增裝機容量下降。


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六、還有什么值得期待?

政府通過政策和線路建設來解決棄風棄光限電問題。風電和光伏電價調整一定伴隨著棄風限電和棄光限電問題的解決。同時,我們預計可再生能源電價附加預計上調至2.5分-3分,將一定程度上解決補貼拖欠問題,緩解新能源開發商的資金壓力。(下發拖欠補貼,解決新能源發電企業現金流問題)。


2.性價比高的儲能方式及高能效的能源系統會成為新能源發展亮點。伴隨新能源在能源結構中的占比不斷提高,鑒于新能源的不穩定性,調峰、調頻的問題會凸顯出來。該問題可從兩個方面解決:其一是要找到性價比高的儲能方式,克服風光電的波動性問題,做到低成本電能儲存。但就目前的情況來看,電池儲能技術還沒有達到我們期望的水平,還有很長的路要走。這是一個可選項,但畢竟這個可選項還沒有被確認;其二就是,提高能效。能源的利用效率提高,人類對能源的需求減少,這比利用可再生能源更環保、有效。但要達到提高能效的目標,構建智能的能源系統尤為重要。這個智能的能源系統要能以很低的成本實現對波動的能源、電力進行調控和儲存。目前我國正推進的電力系統改革及發展能源互聯網就是與這兩個解決方案密切相關的。


3.值得期待,從目前的時點來看,電力交易市場的推進,新能源可以參與大用戶直供電和靈活的電價機制保證多發滿發;電力綠色證書可以為新能源發電在電力公司之間的交易和保證新能源的發電效率;全國碳交易市場的推進,也為新能源提供了一個更廣闊的空間。


4.新能源汽車發展空間巨大。北京等大城市霧霾天氣反復出現,汽車尾氣貢獻很大污染物來源,因此勢必大力發展新能源汽車;


5.儲能系統重視與汽車工業的結合。汽車電池要求是非常高的,當它用到一定程度之后性能會下降,但可以轉移到地面上來做電池用。這樣,從車上的電池卸下來在地面上還可以用10年,也就是說地面的儲能電站用的是二手電池,這樣的話在經濟上就相當劃算。


6.上海推出分布式光伏“陽光貸”,中國光伏史上首次打通分布式項目貸款流程,或可為分布式的大發展提供融資基礎。


當然,新能源的發展更有賴于自身成本的不斷下降,電價的下調也證明了新能源發電的競爭力越來越強。


七、總結——光伏行業未來判斷

1.國家大力扶持發展光伏產業的戰略不會變;


2.截止2030年,光伏發電項目高速增長的趨勢不會變;


3.伴隨光伏電站項目綜合成本下行,多次下調電價是必然的,最終實現平價上網;


4.伴隨光伏電站項目電價下調,項目收益率逐漸降低(維持在一個合理范圍內),資本市場投資熱度會逐步降低,市場估值趨于理性(這也是和新能源行業現金流穩定、而又并非暴利行業的特點一致);


5.新能源汽車會成為一個突出的增長點;


6.儲能電池行業及能源互聯網行業增


徐國良博士

投行與并購部董事

中歐盛世資產管理(上海)有限公司

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