2018年光伏標(biāo)桿電價(jià)政策解析

　　降幅程度好于預(yù)期，市場(chǎng)或?qū)⑾染o后松

　　國(guó)家發(fā)改委在最新發(fā)布的《關(guān)于2018年光伏發(fā)電項(xiàng)目?jī)r(jià)格政策的通知》中指明根據(jù)當(dāng)前光伏產(chǎn)業(yè)技術(shù)進(jìn)步和成本降低情況，降低2018年1月1日之后投運(yùn)的光伏電站標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)，Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區(qū)標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)分別調(diào)整為每千瓦時(shí)0.55元、0.65元、0.75元(含稅)。2018年1月1日以后投運(yùn)的、采用“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式的分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目，全電量度電補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)降低0.05元，即補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)調(diào)整為每千瓦時(shí)0.37元(含稅)。

　　從通知的調(diào)價(jià)情況來(lái)看，電站標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)三類地區(qū)較2017年都降低了0.1元/千瓦時(shí)，下降幅度分別為15.38%，13.33%和11.76%。分布式補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)較2017年降低了0.05元/千瓦時(shí)，下降幅度為11.9%。調(diào)價(jià)的幅度明顯小于之前的市場(chǎng)預(yù)期，也小于此前的意見(jiàn)稿提到的地面式標(biāo)桿電價(jià)降幅0.15元/千瓦時(shí)和分布式降幅0.1元/千瓦時(shí)。

　　我們認(rèn)為降補(bǔ)貼對(duì)于電站收益率的影響會(huì)向制造業(yè)傳導(dǎo)，按照此前市場(chǎng)預(yù)期的降價(jià)幅度，制造業(yè)各環(huán)節(jié)將面臨較為嚴(yán)峻的降本壓力，那么企業(yè)之間的競(jìng)爭(zhēng)加劇，廝殺將非常慘烈，而此次的降幅好于預(yù)期將會(huì)改善之前對(duì)于市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)環(huán)境加劇的預(yù)期，企業(yè)的降本壓力也隨之減少。但是，我們通過(guò)和意見(jiàn)稿的比較發(fā)現(xiàn)，意見(jiàn)稿中建議2018年全年降幅在0.15元/千瓦時(shí)，并按季度調(diào)整。那么根據(jù)意見(jiàn)稿的建議，上半年的調(diào)整幅度并沒(méi)有超過(guò)0.1元/千瓦時(shí)，而正式稿中采取了全年都降0.1元/千瓦時(shí)。這樣看來(lái)，雖然全年平均降本壓力較小，但是上半年企業(yè)的降本壓力仍然比較大，因此我們判斷今年的市場(chǎng)或?qū)⑾染o后松。

(2018年光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)表(元/千瓦時(shí))) 

　　光伏扶貧和分布式是重點(diǎn)

　　通知中還指明村級(jí)光伏扶貧電站(0.5兆瓦及以下)標(biāo)桿電價(jià)、戶用分布式光伏扶貧項(xiàng)目度電補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)保持不變。也就是說(shuō)村級(jí)光伏扶貧電站的標(biāo)桿電價(jià)依舊執(zhí)行2017年的Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區(qū)標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)每千瓦時(shí)0.65元、0.75元、0.85元(含稅)，而戶用分布式光伏扶貧項(xiàng)目依舊執(zhí)行0.42元/千瓦時(shí)的補(bǔ)貼。

　　我們認(rèn)為從通知來(lái)看，政府非常重視扶貧民生問(wèn)題，光伏扶貧作為國(guó)務(wù)院扶貧辦“十大精準(zhǔn)扶貧工程”之一，充分利用了貧困地區(qū)太陽(yáng)能資源豐富的優(yōu)勢(shì)，通過(guò)開(kāi)發(fā)太陽(yáng)能資源、連續(xù)25年產(chǎn)生的穩(wěn)定收益，實(shí)現(xiàn)了扶貧開(kāi)發(fā)和新能源利用、節(jié)能減排相結(jié)合。此前國(guó)家也明確表示村級(jí)光伏扶貧電站不設(shè)規(guī)模上限，據(jù)扶貧辦調(diào)研，滿足光伏電站建設(shè)條件的貧困村全國(guó)約有5萬(wàn)個(gè)，村級(jí)扶貧電站的裝機(jī)規(guī)模將有可能達(dá)到15GW，市場(chǎng)空間不容小覷。2018年政府對(duì)于光伏扶貧項(xiàng)目具有明顯的政策傾斜，扶貧項(xiàng)目的裝機(jī)將實(shí)現(xiàn)一定幅度的增長(zhǎng)。

　　另外，從對(duì)村級(jí)光伏扶貧的項(xiàng)目規(guī)定單個(gè)規(guī)模上限(0.5兆瓦及以下)和電站標(biāo)桿電價(jià)降價(jià)幅度以及對(duì)于整體規(guī)模限制程度來(lái)看，國(guó)家對(duì)于單個(gè)體量小，滿足就近消納的小規(guī)模和分布式電站有還依舊存在政策傾斜，分布式電站相對(duì)于地面式電站依然擁有較高的收益率和吸引力，因此我們認(rèn)為2018年的分布式的表現(xiàn)將會(huì)依然靚麗，值得市場(chǎng)期待。

　　另外，就分布式的兩種上網(wǎng)方式而言，按照最新的標(biāo)桿電價(jià)，在大部分省份，“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”方式的電價(jià)已經(jīng)高于全額上網(wǎng)的電價(jià)，Ⅰ到Ⅲ類地區(qū)的差額分別達(dá)到了0.120、0.095和0.009元/千瓦時(shí)，全國(guó)平均差額達(dá)到了0.059元/千瓦時(shí)，這說(shuō)明 “自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”的模式的電價(jià)更高，更具用吸引力，這也是2018年我們更看好戶用分布式的原因。

　　時(shí)間窗口變化，普通地面電站或超預(yù)期

　　通知中一個(gè)最大的變化是電價(jià)的調(diào)價(jià)時(shí)間窗口，明確自2019年起，納入財(cái)政補(bǔ)貼年度規(guī)模管理的光伏發(fā)電項(xiàng)目全部按投運(yùn)時(shí)間執(zhí)行對(duì)應(yīng)的標(biāo)桿電價(jià)。也就是說(shuō)，從2019年開(kāi)始將沒(méi)有630搶裝的概念，調(diào)價(jià)的時(shí)間窗口將全部集中在年末。這也意味著進(jìn)入2018年的年度規(guī)模管理的光伏發(fā)電項(xiàng)目只有在2018年年底并網(wǎng)投運(yùn)才能享受2018年的電價(jià)補(bǔ)貼政策，我們認(rèn)為此舉會(huì)加速進(jìn)入2018年管理指標(biāo)的光伏項(xiàng)目的并網(wǎng)速度，2018年的普通地面的裝機(jī)需求或?qū)⒊绞袌?chǎng)預(yù)期。

　　補(bǔ)貼下降后對(duì)電站IRR 的討論

　　影響IRR的主要因素及基本假設(shè)

　　2017年光伏市場(chǎng)火熱的主要原因就是技術(shù)進(jìn)步使各環(huán)節(jié)成本急速下降的速度快于補(bǔ)貼下降的速度，致使投資電站的內(nèi)部收益率提升，特別是分布式電站具有極高的收益率和吸引力。那么補(bǔ)貼下降之后，投資電站的內(nèi)部收益率是否還能依舊保持較高的吸引力是市場(chǎng)首先關(guān)注的問(wèn)題。

　　影響電站收益率主要包括電價(jià)、系統(tǒng)成本、融資成本三大因素，其中電價(jià)和系統(tǒng)成本兩大因素對(duì)電站收益率的影響最為明顯，市場(chǎng)也最為關(guān)注。本章將重點(diǎn)討論這兩大關(guān)鍵因素，力求解決兩大問(wèn)題。第一，補(bǔ)貼降低之后，電站的內(nèi)部收益率是否還具有吸引力?第二，補(bǔ)貼降低之后，系統(tǒng)成本需要相應(yīng)降低多少才能保持電站原有的內(nèi)部收益率?明確本章需要解決的問(wèn)題之后，我們對(duì)于電站內(nèi)部收益率模型的基本假設(shè)如下：

　　全額上網(wǎng)模式下的IRR討論

　　根據(jù)目前國(guó)家對(duì)于光伏發(fā)電上網(wǎng)的政策，地面式電站及大分布式電站采用的都是全額上網(wǎng)模式，在全額上網(wǎng)模式下，執(zhí)行的是光伏上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)。2018年Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區(qū)執(zhí)行的標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)為每千瓦時(shí)0.55元、0.65元、0.75元。

　　通過(guò)測(cè)算，我們發(fā)現(xiàn)當(dāng)執(zhí)行2018年的電價(jià)補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)之后，電站的內(nèi)部收益率會(huì)較之前降低2.6%-3.6%，但依然維持了8%以上的收益率，說(shuō)明站在投資的角度，電站項(xiàng)目依然具有較強(qiáng)的投資價(jià)值和開(kāi)發(fā)的吸引力。

　　假設(shè)調(diào)價(jià)之后，電站依然要保持其原有的收益率水平，那么系統(tǒng)成本需要相應(yīng)的降低11.33%-15.00%左右，這和降價(jià)幅度11.76%-15.38%基本相匹配。也就是說(shuō)對(duì)于地面電站來(lái)說(shuō)，10%的系統(tǒng)成本下降方可抵御10%的電價(jià)下調(diào)幅度。

　　自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式下的IRR討論

　　在“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”的模式下，由于戶用和工商用的用戶側(cè)電價(jià)不同，我們將按此分類分別討論。此外，由于余電上網(wǎng)的電價(jià)和自發(fā)自用電價(jià)的不同，我們還將探討自發(fā)自用比例對(duì)于電站IRR的影響。

　　通過(guò)測(cè)算，我們發(fā)現(xiàn)當(dāng)執(zhí)行2018年的0.37元/瓦補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)之后，分布式電站的內(nèi)部收益率不僅可以維持較高的水平，而且相較于地面式全額上網(wǎng)電站，其降低幅度更小，只有1.2%-2.7%左右，這也說(shuō)明分布式電站相對(duì)于地面式電站來(lái)說(shuō)更具有高收益性和吸引力。

　　假設(shè)調(diào)價(jià)之后，電站依然要保持其原有的收益率水平，對(duì)于戶用分布式來(lái)說(shuō)，系統(tǒng)成本需要相應(yīng)的降低5.69%-5.85%左右，對(duì)于工商業(yè)分布式來(lái)說(shuō)，系統(tǒng)成本需要相應(yīng)的降低3.69%-4.00%左右，小于補(bǔ)貼的降價(jià)幅度11.9%。也就是說(shuō)對(duì)于戶用分布式來(lái)說(shuō)，僅需4.7%左右的系統(tǒng)成本下降方可抵御10%的電價(jià)下調(diào)幅度，對(duì)于工商業(yè)分布式來(lái)說(shuō)，僅需3.2%左右的系統(tǒng)成本下降方可抵御10%的電價(jià)下調(diào)幅度。

　　另外，我們以戶用分布式三類地區(qū)為例，測(cè)算不同自發(fā)自用比例對(duì)IRR的影響發(fā)現(xiàn)，自發(fā)自用比例越高，電站的IRR也越高，兩者呈正向相關(guān)關(guān)系。

　　綜上所述，對(duì)于地面式和大分布式全額上網(wǎng)模式的電站，標(biāo)桿電價(jià)的下調(diào)會(huì)使電站的內(nèi)部收益率下降2.6%-3.6%左右，但依然保持8%以上的內(nèi)部收益率，若要維持原來(lái)的收益率水平，系統(tǒng)成本需要下降和標(biāo)桿電價(jià)下調(diào)相同的比例。對(duì)于分布式電站，補(bǔ)貼的下調(diào)對(duì)電站的內(nèi)部收益率影響較地面式電站更小，下降程度在1.2%-2.7%左右，若要維持原來(lái)的收益率水平，系統(tǒng)成本只需下降3.69%-5.85%左右便可抵消此次分布式補(bǔ)貼下調(diào)11.9%的影響。另外，分布式自發(fā)自用比例和電站的IRR呈正向相關(guān)關(guān)系。

　　平價(jià)上網(wǎng)時(shí)的各環(huán)節(jié)成本測(cè)算

　　各環(huán)節(jié)降本途徑概述

　　目前，中國(guó)的光伏業(yè)正向著平價(jià)上網(wǎng)之路大步邁進(jìn)，為了實(shí)現(xiàn)共同的目標(biāo)，行業(yè)內(nèi)各環(huán)節(jié)都要貢獻(xiàn)自己的力量，本章主要論述兩大問(wèn)題，第一，為了達(dá)到平價(jià)上網(wǎng)，各環(huán)節(jié)還有哪些降本途徑?第二，為了實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)，各環(huán)節(jié)需要滿足的成本水平以及現(xiàn)有水平與平價(jià)時(shí)的水平還有多大的差距?

　　根據(jù)光伏業(yè)協(xié)會(huì)給出的2018年電站投資成本構(gòu)成預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)顯示，成本占比最大的就是組件，約占整個(gè)成本的43.14%。我們也重點(diǎn)討論光伏制造環(huán)節(jié)的降本途徑及成本測(cè)算。

　　在多晶硅料環(huán)節(jié)，主要成本由電力、金屬硅、人力、折舊、蒸汽等組成，其中電費(fèi)和金屬硅原料的占比最高，分別達(dá)到了44%和21%。電力成本是多晶硅生產(chǎn)成本中占比最大的一塊，也是多晶硅企業(yè)努力降低成本的方向。降低電力成本的方法主要有兩個(gè)，一個(gè)是通過(guò)尋找電價(jià)洼地來(lái)降低電費(fèi)的單價(jià)，一個(gè)是通過(guò)提高還原爐產(chǎn)能和降低還原電耗實(shí)現(xiàn)降低多晶硅生產(chǎn)中的綜合電耗。

(多晶硅環(huán)節(jié)主要成本估計(jì)(改良西門子法)) 

　　在硅片環(huán)節(jié)，硅料的成本占比約66%左右，生產(chǎn)環(huán)節(jié)產(chǎn)生的非硅成本又分為拉棒/鑄錠和切片兩個(gè)環(huán)節(jié)，而單晶和多晶的成本差別主要體現(xiàn)在拉棒和鑄錠成本的差別上，多晶鑄錠的成本比單晶拉棒的成本要低，而單晶的金剛線切片成本比多晶金剛線切片和多晶砂漿切片都要低。單晶硅片的降本途徑有兩大類，一類是通過(guò)大裝料、高拉速、多次拉晶等技術(shù)提升效率，一類是通過(guò)大切速、降線耗、切割細(xì)線化、和切割薄片化來(lái)降低成本。多晶硅片的降本途徑也分為兩大類，一類是通過(guò)鑄錠爐的升級(jí)(G6→G7、G8)和類單晶技術(shù)的采用帶來(lái)的成本降低。一類是通過(guò)引入金剛線切割技術(shù)來(lái)實(shí)現(xiàn)。

　　在電池片環(huán)節(jié)，硅片是電池成本中占比最大的部分，占比接近65%。非硅成本中，占比較高的主要是正面銀漿，占電池片成本的10%左右。銀漿市場(chǎng)一直為國(guó)外廠商所占據(jù)，如杜邦、賀利氏、三星等，國(guó)內(nèi)廠商相對(duì)而言市場(chǎng)份額較低。由于銀漿的主要成本與國(guó)際市場(chǎng)白銀價(jià)格掛鉤，因此銀漿成本下降的主要路徑有單耗的減少、銀含量的降低以及國(guó)產(chǎn)化。

　　在組件環(huán)節(jié)，主要的原材料成本包括電池片、玻璃、背板、EVA、鋁邊框、焊帶、接線盒、硅膠等，其他成本主要有人工成本和折舊成本。其中電池片成本占總成本比例為65%左右，是組件成本的最重要的組成部分。組件的降本途徑主要是通過(guò)提升單位面積內(nèi)的功率來(lái)實(shí)現(xiàn)，比如現(xiàn)在比較普及的半片組件、疊片組件和雙面組件等。

　　平價(jià)上網(wǎng)時(shí)各制造環(huán)節(jié)成本測(cè)算

　　對(duì)于平價(jià)上網(wǎng)時(shí)各制造環(huán)節(jié)的成本測(cè)算，根據(jù)solarzoom的數(shù)據(jù)，我們建立如下假設(shè)：

　　經(jīng)過(guò)測(cè)算，對(duì)于地面式光伏電站，若要達(dá)到平價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，系統(tǒng)成本需要下降到3.37-3.55元/瓦的水平，降幅在36.00%-43.83%左右。對(duì)于分布式光伏電站，若要達(dá)到平價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，系統(tǒng)成本需要下降到3.80-4.95元/瓦的水平，降幅在23.85%-41.54%左右。

　　說(shuō)明相對(duì)于地面式來(lái)說(shuō)，分布式目前的系統(tǒng)成本水平更接近平價(jià)上網(wǎng)的標(biāo)準(zhǔn)。由于地面式電站大多建在一類二類地區(qū)，而分布式電站大多建在二類三類地區(qū)，所以我們得出滿足平價(jià)上網(wǎng)的系統(tǒng)成本區(qū)間在3.55-4.45元/瓦左右。

　　我們?nèi)?元/瓦的系統(tǒng)成本進(jìn)行測(cè)算，得出當(dāng)平價(jià)上網(wǎng)要求系統(tǒng)成本降到4元/瓦時(shí)，組件、電池片、硅片的成本分別需降到1.73、1.12、0.73元/瓦，而硅料成本需要降到9.6萬(wàn)元/噸。未來(lái)組件、電池片、硅片和硅料環(huán)節(jié)需要貢獻(xiàn)的降本程度分為-35.37%、-23.18%、-12.16%及-19.33%。

　　從企業(yè)利潤(rùn)率來(lái)看，今年以來(lái)硅片、電池片降價(jià)明顯，目前硅料的價(jià)格也從年初的14萬(wàn)元/噸降到11.9萬(wàn)元/噸，但是據(jù)了解，硅料企業(yè)目前依然可以維持較高的利潤(rùn)率，比如國(guó)內(nèi)先進(jìn)的硅料企業(yè)目前的全成本在6萬(wàn)元/噸，即使按照平價(jià)上網(wǎng)的所要求貢獻(xiàn)的價(jià)格9.6萬(wàn)元/噸，依然可以保持近50%的毛利率，因此我們認(rèn)為硅料的平價(jià)成本壓力是最小的。

　　從供需角度來(lái)看，多晶硅料2018年底預(yù)期產(chǎn)能在40萬(wàn)噸/年，新增產(chǎn)能約12-13萬(wàn)噸/年，考慮到大部分產(chǎn)能要在年底釋放，全年產(chǎn)量在28-30萬(wàn)噸/年，另外預(yù)計(jì)進(jìn)口量維持在13-15萬(wàn)噸，因此今年的總供給量為40-45萬(wàn)噸。而對(duì)應(yīng)的下游硅片產(chǎn)量需求是100GW，多晶硅的消耗量在40萬(wàn)噸，因此我們預(yù)計(jì)今年基本上供需平衡，上半年供給偏緊，下半年供略大于求，隨著年底搶裝結(jié)束之后，19年一季度淡季來(lái)臨之時(shí)，供給大于需求的局面將會(huì)擴(kuò)大，硅料價(jià)格將出現(xiàn)進(jìn)一步的下滑。因此我們認(rèn)為，從毛利率和供需兩個(gè)角度來(lái)看，硅料的價(jià)格都會(huì)達(dá)到一個(gè)合理的區(qū)間，并且對(duì)應(yīng)在平價(jià)水平9.6萬(wàn)元/噸的價(jià)格是非常容易實(shí)現(xiàn)的。

(硅料產(chǎn)能情況) 

　　那么如果硅料的價(jià)格從目前的11.9萬(wàn)元降到9.6萬(wàn)元/每噸，對(duì)于硅片廠商來(lái)說(shuō)，硅片的價(jià)格可以在保持現(xiàn)有的利潤(rùn)水平下降到0.72元/瓦，基本已經(jīng)達(dá)到了平價(jià)水平，也就是說(shuō)目前的硅片企業(yè)只要硅料價(jià)格下來(lái)便可實(shí)現(xiàn)其平價(jià)應(yīng)該貢獻(xiàn)部分，其降本壓力也相對(duì)較小。那么電池片企業(yè)和組件企業(yè)的降本壓力就相對(duì)較大，需要靠新的技術(shù)和工藝來(lái)貢獻(xiàn)0.22元/瓦和0.8元/瓦的非硅成本的差距。

　　從以上測(cè)算結(jié)果可以看出，硅料和硅片環(huán)節(jié)的降本壓力較小，電池片和組件的降本壓力較大，此外，從光伏協(xié)會(huì)公布的2017年各環(huán)節(jié)的毛利率水平來(lái)看，我們也可以推算毛利較高的硅片和硅料環(huán)節(jié)之后的降本空間更大，未來(lái)有望為平價(jià)上網(wǎng)貢獻(xiàn)更多力量。平價(jià)上網(wǎng)時(shí)間也會(huì)隨著科技進(jìn)步和效率提升而加速到來(lái)。（作者邵晶鑫、劉晶敏、周濤）