光伏行业降补之后收益几何？

　　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年光伏发电项目价格政策的通知》中指明根据当前光伏产业技术进步和成本降低情况，降低2018年1月1日之后投运的光伏电站标杆上网电价，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.55元、0.65元、0.75元(含税)。2018年1月1日以后投运的、采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴标准降低0.05元，即补贴标准调整为每千瓦时0.37元(含税)。

　　从通知的调价情况来看，电站标杆上网电价三类地区较2017年都降低了0.1元/千瓦时，下降幅度分别为15.38%，13.33%和11.76%。分布式补贴标准较2017年降低了0.05元/千瓦时，下降幅度为11.9%。调价的幅度明显小于之前的市场预期，也小于此前的意见稿提到的地面式标杆电价降幅0.15元/千瓦时和分布式降幅0.1元/千瓦时。

　　我们认为降补贴对于电站收益率的影响会向制造业传导，按照此前市场预期的降价幅度，制造业各环节将面临较为严峻的降本压力，那么企业之间的竞争加剧，厮杀将非常惨烈，而此次的降幅好于预期将会改善之前对于市场竞争环境加剧的预期，企业的降本压力也随之减少。但是，我们通过和意见稿的比较发现，意见稿中建议2018年全年降幅在0.15元/千瓦时，并按季度调整。那么根据意见稿的建议，上半年的调整幅度并没有超过0.1元/千瓦时，而正式稿中采取了全年都降0.1元/千瓦时。这样看来，虽然全年平均降本压力较小，但是上半年企业的降本压力仍然比较大，因此我们判断今年的市场或将先紧后松。

(2018年光伏发电上网电价表(元/千瓦时))

　　光伏扶贫和分布式是重点

　　通知中还指明村级光伏扶贫电站(0.5兆瓦及以下)标杆电价、户用分布式光伏扶贫项目度电补贴标准保持不变。也就是说村级光伏扶贫电站的标杆电价依旧执行2017年的Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区标杆上网电价每千瓦时0.65元、0.75元、0.85元(含税)，而户用分布式光伏扶贫项目依旧执行0.42元/千瓦时的补贴。

　　我们认为从通知来看，政府非常重视扶贫民生问题，光伏扶贫作为国务院扶贫办“十大精准扶贫工程”之一，充分利用了贫困地区太阳能资源丰富的优势，通过开发太阳能资源、连续25年产生的稳定收益，实现了扶贫开发和新能源利用、节能减排相结合。此前国家也明确表示村级光伏扶贫电站不设规模上限，据扶贫办调研，满足光伏电站建设条件的贫困村全国约有5万个，村级扶贫电站的装机规模将有可能达到15GW，市场空间不容小觑。2018年政府对于光伏扶贫项目具有明显的政策倾斜，扶贫项目的装机将实现一定幅度的增长。

　　另外，从对村级光伏扶贫的项目规定单个规模上限(0.5兆瓦及以下)和电站标杆电价降价幅度以及对于整体规模限制程度来看，国家对于单个体量小，满足就近消纳的小规模和分布式电站有还依旧存在政策倾斜，分布式电站相对于地面式电站依然拥有较高的收益率和吸引力，因此我们认为2018年的分布式的表现将会依然靓丽，值得市场期待。

　　另外，就分布式的两种上网方式而言，按照最新的标杆电价，在大部分省份，“自发自用，余电上网”方式的电价已经高于全额上网的电价，Ⅰ到Ⅲ类地区的差额分别达到了0.120、0.095和0.009元/千瓦时，全国平均差额达到了0.059元/千瓦时，这说明 “自发自用，余电上网”的模式的电价更高，更具用吸引力，这也是2018年我们更看好户用分布式的原因。

　　时间窗口变化，普通地面电站或超预期

　　通知中一个最大的变化是电价的调价时间窗口，明确自2019年起，纳入财政补贴年度规模管理的光伏发电项目全部按投运时间执行对应的标杆电价。也就是说，从2019年开始将没有630抢装的概念，调价的时间窗口将全部集中在年末。这也意味着进入2018年的年度规模管理的光伏发电项目只有在2018年年底并网投运才能享受2018年的电价补贴政策，我们认为此举会加速进入2018年管理指标的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。

　　补贴下降后对电站IRR 的讨论

　　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步使各环节成本急速下降的速度快于补贴下降的速度，致使投资电站的内部收益率提升，特别是分布式电站具有极高的收益率和吸引力。那么补贴下降之后，投资电站的内部收益率是否还能依旧保持较高的吸引力是市场首先关注的问题。

　　影响电站收益率主要包括电价、系统成本、融资成本三大因素，其中电价和系统成本两大因素对电站收益率的影响最为明显，市场也最为关注。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，电站的内部收益率是否还具有吸引力?第二，补贴降低之后，系统成本需要相应降低多少才能保持电站原有的内部收益率?明确本章需要解决的问题之后，我们对于电站内部收益率模型的基本假设如下：

　　全额上网模式下的IRR讨论

　　根据目前国家对于光伏发电上网的政策，地面式电站及大分布式电站采用的都是全额上网模式，在全额上网模式下，执行的是光伏上网标杆电价。2018年Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区执行的标杆上网电价为每千瓦时0.55元、0.65元、0.75元。

　　通过测算，我们发现当执行2018年的电价补贴标准之后，电站的内部收益率会较之前降低2.6%-3.6%，但依然维持了8%以上的收益率，说明站在投资的角度，电站项目依然具有较强的投资价值和开发的吸引力。

　　假设调价之后，电站依然要保持其原有的收益率水平，那么系统成本需要相应的降低11.33%-15.00%左右，这和降价幅度11.76%-15.38%基本相匹配。也就是说对于地面电站来说，10%的系统成本下降方可抵御10%的电价下调幅度。

　　自发自用余电上网模式下的IRR讨论

　　在“自发自用，余电上网”的模式下，由于户用和工商用的用户侧电价不同，我们将按此分类分别讨论。此外，由于余电上网的电价和自发自用电价的不同，我们还将探讨自发自用比例对于电站IRR的影响。

　　通过测算，我们发现当执行2018年的0.37元/瓦补贴标准之后，分布式电站的内部收益率不仅可以维持较高的水平，而且相较于地面式全额上网电站，其降低幅度更小，只有1.2%-2.7%左右，这也说明分布式电站相对于地面式电站来说更具有高收益性和吸引力。

　　假设调价之后，电站依然要保持其原有的收益率水平，对于户用分布式来说，系统成本需要相应的降低5.69%-5.85%左右，对于工商业分布式来说，系统成本需要相应的降低3.69%-4.00%左右，小于补贴的降价幅度11.9%。也就是说对于户用分布式来说，仅需4.7%左右的系统成本下降方可抵御10%的电价下调幅度，对于工商业分布式来说，仅需3.2%左右的系统成本下降方可抵御10%的电价下调幅度。

　　另外，我们以户用分布式三类地区为例，测算不同自发自用比例对IRR的影响发现，自发自用比例越高，电站的IRR也越高，两者呈正向相关关系。

　　综上所述，对于地面式和大分布式全额上网模式的电站，标杆电价的下调会使电站的内部收益率下降2.6%-3.6%左右，但依然保持8%以上的内部收益率，若要维持原来的收益率水平，系统成本需要下降和标杆电价下调相同的比例。对于分布式电站，补贴的下调对电站的内部收益率影响较地面式电站更小，下降程度在1.2%-2.7%左右，若要维持原来的收益率水平，系统成本只需下降3.69%-5.85%左右便可抵消此次分布式补贴下调11.9%的影响。另外，分布式自发自用比例和电站的IRR呈正向相关关系。

　　平价上网时的各环节成本测算

　　各环节降本途径概述

　　目前，中国的光伏业正向着平价上网之路大步迈进，为了实现共同的目标，行业内各环节都要贡献自己的力量，本章主要论述两大问题，第一，为了达到平价上网，各环节还有哪些降本途径?第二，为了实现平价上网，各环节需要满足的成本水平以及现有水平与平价时的水平还有多大的差距?

　　根据光伏业协会给出的2018年电站投资成本构成预测数据显示，成本占比最大的就是组件，约占整个成本的43.14%。我们也重点讨论光伏制造环节的降本途径及成本测算。

　　在多晶硅料环节，主要成本由电力、金属硅、人力、折旧、蒸汽等组成，其中电费和金属硅原料的占比最高，分别达到了44%和21%。电力成本是多晶硅生产成本中占比最大的一块，也是多晶硅企业努力降低成本的方向。降低电力成本的方法主要有两个，一个是通过寻找电价洼地来降低电费的单价，一个是通过提高还原炉产能和降低还原电耗实现降低多晶硅生产中的综合电耗。

(多晶硅环节主要成本估计(改良西门子法))

　　在硅片环节，硅料的成本占比约66%左右，生产环节产生的非硅成本又分为拉棒/铸锭和切片两个环节，而单晶和多晶的成本差别主要体现在拉棒和铸锭成本的差别上，多晶铸锭的成本比单晶拉棒的成本要低，而单晶的金刚线切片成本比多晶金刚线切片和多晶砂浆切片都要低。单晶硅片的降本途径有两大类，一类是通过大装料、高拉速、多次拉晶等技术提升效率，一类是通过大切速、降线耗、切割细线化、和切割薄片化来降低成本。多晶硅片的降本途径也分为两大类，一类是通过铸锭炉的升级(G6→G7、G8)和类单晶技术的采用带来的成本降低。一类是通过引入金刚线切割技术来实现。

　　在电池片环节，硅片是电池成本中占比最大的部分，占比接近65%。非硅成本中，占比较高的主要是正面银浆，占电池片成本的10%左右。银浆市场一直为国外厂商所占据，如杜邦、贺利氏、三星等，国内厂商相对而言市场份额较低。由于银浆的主要成本与国际市场白银价格挂钩，因此银浆成本下降的主要路径有单耗的减少、银含量的降低以及国产化。

　　在组件环节，主要的原材料成本包括电池片、玻璃、背板、EVA、铝边框、焊带、接线盒、硅胶等，其他成本主要有人工成本和折旧成本。其中电池片成本占总成本比例为65%左右，是组件成本的最重要的组成部分。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，比如现在比较普及的半片组件、叠片组件和双面组件等。

　　平价上网时各制造环节成本测算

　　对于平价上网时各制造环节的成本测算，根据solarzoom的数据，我们建立如下假设：

　　经过测算，对于地面式光伏电站，若要达到平价标准，系统成本需要下降到3.37-3.55元/瓦的水平，降幅在36.00%-43.83%左右。对于分布式光伏电站，若要达到平价标准，系统成本需要下降到3.80-4.95元/瓦的水平，降幅在23.85%-41.54%左右。

　　说明相对于地面式来说，分布式目前的系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类二类地区，而分布式电站大多建在二类三类地区，所以我们得出满足平价上网的系统成本区间在3.55-4.45元/瓦左右。

　　我们取4元/瓦的系统成本进行测算，得出当平价上网要求系统成本降到4元/瓦时，组件、电池片、硅片的成本分别需降到1.73、1.12、0.73元/瓦，而硅料成本需要降到9.6万元/吨。未来组件、电池片、硅片和硅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，今年以来硅片、电池片降价明显，目前硅料的价格也从年初的14万元/吨降到11.9万元/吨，但是据了解，硅料企业目前依然可以维持较高的利润率，比如国内先进的硅料企业目前的全成本在6万元/吨，即使按照平价上网的所要求贡献的价格9.6万元/吨，依然可以保持近50%的毛利率，因此我们认为硅料的平价成本压力是最小的。

　　从供需角度来看，多晶硅料2018年底预期产能在40万吨/年，新增产能约12-13万吨/年，考虑到大部分产能要在年底释放，全年产量在28-30万吨/年，另外预计进口量维持在13-15万吨，因此今年的总供给量为40-45万吨。而对应的下游硅片产量需求是100GW，多晶硅的消耗量在40万吨，因此我们预计今年基本上供需平衡，上半年供给偏紧，下半年供略大于求，随着年底抢装结束之后，19年一季度淡季来临之时，供给大于需求的局面将会扩大，硅料价格将出现进一步的下滑。因此我们认为，从毛利率和供需两个角度来看，硅料的价格都会达到一个合理的区间，并且对应在平价水平9.6万元/吨的价格是非常容易实现的。

(硅料产能情况)

　　那么如果硅料的价格从目前的11.9万元降到9.6万元/每吨，对于硅片厂商来说，硅片的价格可以在保持现有的利润水平下降到0.72元/瓦，基本已经达到了平价水平，也就是说目前的硅片企业只要硅料价格下来便可实现其平价应该贡献部分，其降本压力也相对较小。那么电池片企业和组件企业的降本压力就相对较大，需要靠新的技术和工艺来贡献0.22元/瓦和0.8元/瓦的非硅成本的差距。

　　从以上测算结果可以看出，硅料和硅片环节的降本压力较小，电池片和组件的降本压力较大，此外，从光伏协会公布的2017年各环节的毛利率水平来看，我们也可以推算毛利较高的硅片和硅料环节之后的降本空间更大，未来有望为平价上网贡献更多力量。平价上网时间也会随着科技进步和效率提升而加速到来。（作者邵晶鑫、刘晶敏、周涛）