中国光伏行业分析报告.docx
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中国光伏行业分析报告.docx
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中国光伏行业分析报告
2017年光伏行业分析报告
2017年7月出版
1、光伏经历漫长发展,即将平价上网走向成熟4
1.1、光伏政策变化以行业发展为基础,行业发展受政策驱动而加速4
1.2、平价上网不能一概而论,分区而定:
广东、四川率先实现6
1.3、组件价格是实现平价上网的关键9
2、我国光伏产业未来几年60GW/年的全球市场定型,短期产能过剩叠加技术进步提速促使光伏系统造价持续下降11
2.1、光伏市场处于政策调控力度最强期,集中式严控、分布式彻底放开12
2.2、2017年国内集中式光伏装机18GW,分布式装机超20GW14
2.3、2017年中国光伏组件海外需求约23.2GW15
2.4、未来几年我国光伏全球市场需求将为维持在60GW/年17
2.5、光伏全产业链市场空间成型,中上游价格下降为建设运营环节提供机会18
2.6、2016年低组件企业产能约为76GW,未来仍持续增加21
3、未来一年零两个月将出现一批绝无仅有的收益率超20%的光伏资产24
4、“五大四小”+“社会资本”双驱动,掀起分布式光伏资产的小并购大浪潮27
图表1:
政府对光伏产业支持形式的三次转变4
图表2:
我国电价体系构成6
图表3:
各地区实现平价上网所需光伏系统造价价格8
图表4:
光伏系统造价成本拆分(单位:
元/W)10
图表5:
不同体量光伏项目的成本拆分(单位:
元/W)10
图表6:
组件价格与产能利用率、转化率的关系11
图表7:
全国发电容量/全国发电容量增速12
图表8:
各光伏指标与实际装机量的组合与拆分14
图表9:
中国组件主要出口市场占比变化16
图表10:
光伏全产业链市场空间19
图表11:
市场变化与企业调节结构解析图20
图表12:
光伏上游空间压缩,下游价格锁定,电站和电站运营环节收益明显20
图表13:
光伏逐年上网电价与定价方式21
图表14:
2017年产能利用率预测21
图表15:
未来组件转化率提升预估22
图表16:
自发自用余电上网商业模式25
图表17:
自发自用余电上网光伏是企业债和国债的组合体26
图表18:
光伏投融建、收购运营市场结构27
表格1:
我国各地标杆电价及不同资源区年均日照小时7
表格2:
各地区实现平价上网所需光伏系统造价8
表格3:
2016年底,光伏造价距离平价上网不远(单位:
元/W)9
表格4:
不同容量下的逆变器的单位成本价格(单位:
元/W)10
表格5:
2016年各省增补集中式光伏装机量14
表格6:
2020年前我国历年光伏装机与新增装机容量(单位:
MW18
表格7:
成本下降中的集中式与全额上网光伏项目全资本收益率一览24
1、光伏经历漫长发展,即将平价上网走向成熟
光伏的科学技术研发已超过60年,期间经历了从一项尖端科学技术走向产业化的漫长过程。
在此过程中,系列产业政策根据产业技术所处阶段的不同不断调整,加块了产业发展进程,使光伏平价上网即将实现,从而实现清洁能源替代,在一定程度上改变能源供给和消费方式。
1.1、光伏政策变化以行业发展为基础,行业发展受政策驱动而加速
图表1:
政府对光伏产业支持形式的三次转变
二十世纪后半叶,漫长的技术培育:
光伏在我国经历了三个阶段,早在上世纪5、60年代就开始了光伏的实验研发工作。
到上世纪90年代,由科技部、财政部牵头,通过专项刺激光伏的科研发展,呈现出一边研发、一边应用到特殊领域和偏远地区的形态。
此时的光伏更多是一种科技产品的属性,国家将其作为长远发展的一项技术进行培植,引领其发展的主要是科研团队。
二十一世纪前20年,强刺激下的快成长:
二十一世纪以来,光伏逐渐进入产业发展阶段,光伏发电作为一种新的绿色技术应用深受全社会关注和认可。
政府为培育这一战略新兴产业,出台了一系列法律、措施和补贴政策。
在这一阶段,政府的目的是要保障国内光伏制造企业能够走向成熟,参与全球化竞争,占领未来的能源高地。
因此,政府通过不断加大财政补贴力度,扩大指标容量来壮大我
国光伏市场。
2012年欧美陆续对中国光伏设备生产企业征收262%的双反关税,中
国政府为保证国内光伏企业得以持续发展,四次调高十二五光伏发展规划装机容量,以补贴支撑下巨大的国内市场扶持国内光伏企业成长,使国内企业具一流的国际竞争力。
政策倒逼光伏降价、出海,平价上网服务全社会:
目前,光伏上网价格最低已至0.45元/kwh,已处于平价上网前夜;同时,中国光伏企业多个环节和技术路线在国际上都具备一流竞争力。
在这样的背景,政府将通过指标限制倒逼降价淘汰落后产能,同时驱使具有竞争力的产能销往海外,对光伏产业的调控进入局部严控的阶段。
因此,我们认为在此背景下政府不会再度提高集中式光伏补贴指标总量,105GW即“十三五”期间可享有补贴的集中式光伏数量。
《国家能源局关于调整2016年光伏发电建设规模有关问题的通知》专门就“部分地区超过国家能源局下达的规模开展建设,致使光伏电站建设出现一定程度失衡”进行总量控制的说明也印证了我们的分析。
1.2、平价上网不能一概而论,分区而定:
广东、四川率先实现
平价上网的定义:
为围绕平价上网这一历史时刻进行探讨。
但目前市场对平
价上网的定义是一笼统的概念。
我们认为:
由于各地光照资源、上网电价、用户
侧电价均有巨大差异,平价上网不能一刀切,何时平价上网不能简单以某一时点为界。
平价上网是以各地资源为基础逐步实现的过程,在现有生产力下,印度部分地区已经实现了平价上网。
对此我们将“光伏平价上网”进行定义:
以当地脱硫脱硝燃煤标杆电价作为光伏上网电价,光伏项目仍能获得8%以上的全资本内部收益率。
图表2:
我国电价体系构成
在我们的定义中以“当地燃煤标杆电价”为基准,这除了简单用光伏与燃煤这一我国最主要的能源体进行对比,还考虑了地区电价差异的因素和各地日照差异,使平价上网这一笼统概念具备具体指示作用。
潮汕、湛江、川西地区将在系统造价成本5元/W左右时率先实现平价上网。
表格1:
我国各地标杆电价及不同资源区年均日照小时
由于定义中考虑了各地电价差异和日照差异,在模型计算上我们需综合考虑两个变量。
2014年和2015年,我国光伏平均利用小时数分别为1168小时和1133小时。
考虑我国弃光率为12.6%,全国光伏平均利用小时应在1200小时以上。
同时结合我国保障性收购小时时间,我们将一、二、三类地区光伏利用小时数分别按
1500、1300、1100小时计算。
通过模型计算,各省实现我们所定义的平价上网需光伏成本降至表中所示的水平。
附模型计算中影响收益率的7个关键参数:
(1、银行贷款利率:
4.5%,贷款年限十年;2、增值税17%,按政策前三年免税,3-6年减半;3、设备购置税17%;4、组件设备寿命25年,年化光衰0.6%;
5、年度维护成本为总投资额的1%;6、不考虑自发自用和余电上网;7、年贴现率8%。
)
表格2:
各地区实现平价上网所需光伏系统造价
从表中可知,在考虑各地标杆电价和资源区三级划分的条件下,最易实现光伏平价上网的前十个省份是:
四川、广东、湖南、黑龙江、吉林、辽宁、青海、冀北、浙江、北京、广西。
由于我国幅员辽阔,在同一省份光照资源有所不同。
以上省份光资源强的地区将率先实现平价上网。
图表3:
各地区实现平价上网所需光伏系统造价价格
从光资源分布图上看,排名靠前的四川省西部、广东省湛江地区在省内最为丰富,将最先实现平价上网无疑。
我们预测上述地区将在光伏系统造价降至5元
/W以下时即基本实现用户侧平价上网;排名第三的湖南由于光资源较差,其实现平价上网的时间或不如相对光资源较强的华北、东北部分省份。
以上地区将在系统造价降至4.5元/W以下后陆续实现平价上网。
1.3、组件价格是实现平价上网的关键
表格3:
2016年底,光伏造价距离平价上网不远(单位:
元/W)
2006年我国颁布《可再生能源法》,光伏进入产业化阶段。
光伏造价在2007到2012年间快速下降,期间组件价格从36元/W降至4.5元/W,年均下降-34.02%,系统造价年均下降30.12%。
2012至2016年上半年,组件年均下降4.5%,系统年均下降7.42%,造价下降进入低速期。
16年下半年,组件转化率由15.9%跃升至16.5%,产能利用率由84%降至66.6%,使光伏项目成本降速再次加速,半年降幅20%,光伏成本降速明显提速。
当前光伏系统造价降至5.5元/W—6元/W,已经非常临近第
一梯队平价上网的价格。
为进一步探讨光伏系统造价“如何下降”、“何时下降”,我们按当前市场的成本情况对光伏系统成本做了如下拆分,电池组件成本是影响光伏系统造价的核心项目。
图表4:
光伏系统造价成本拆分(单位:
元/W)
在上述18个成本项中,电池组件和逆变器一直是成本主要下降的来源。
但是逆变器发展至今,其原材料成本占比已接近70%,包装运输成本约20%,厂家净利
5-10%,成本下降空间非常有限。
其成本的区别只在于单个逆变器容量差异所带来差别,单体容量越大,单位成本越低。
表格4:
不同容量下的逆变器的单位成本价格(单位:
元/W)
除电池组件和逆变器外,其他成本项主要由原材料价格成本和人力成本决定,短期内我们将其视为固定成本项。
由此可见,光伏系统成本的下降将主要由组件成本决定。
考虑不同体量光伏项目成本构成有所差异,我们经过调研获取了三种典型体量的光伏项目造价,并将组件以外的成本作为固定成本项单独核算,得到了三种
项目的成本构成,系统规模越大,组件成本年占比越高。
工业级光伏项目中组件
成本下降1毛系统成本下降1.75%,家庭系统中则下降1.28%/毛。
图表5:
不同体量光伏项目的成本拆分(单位:
元/W)
2、我国光伏产业未来几年60GW/年的全球市场定型,短期产能过剩叠加技术进步提速促使光伏系统造价持续下降
平价上网的关键在于光伏组件单位成本的变化,其成本由“行业产能利用率”和“生产技术进步”两方面组成,从历史数据看,产能利用率在80%以上时,组件价格降幅在个位数(2013年组件降幅主要来自年初由2012年带来的惯性),这样的“自然降幅”是笼统来看是由批量化生产的组件转化率提升所带来。
2016年,全年组件价格降幅18.92%,这部分降幅全部来自后半年最后5个月。
我们认为降幅产生的原因是转化率超速增长以及84%产能利用率骤降到66.6%所致。
而且未来一段时间,产能利用率都将在较低水平,而组件转化率在加速提升,促使光伏成本快速下降。
图表6:
组件价格与产能利用率、转化率的关系
2.1、光伏市场处于政策调控力度最强期,集中式严控、分布式彻底放开
光伏在实现平价上网以前,全行业生存的基础是政府补贴,政府通过补贴控
制着市场装机的增长,而且目前市场处于政策最为收紧的状态。
能源十三五规划要求,2020年全国光伏发电装机达到105GW以上。
目前市场
对这一指标的解读为:
“十三五”期间光伏装机量的下限。
我们经多方调研和论
证后认为:
105GW的指标是“十三五”期间予以补贴的集中式光伏电站总量,分布式光伏和能够实现平价上网的集中式项目不在这个指标之内。
一直以来,光伏产业发展都依赖于政府补贴。
并且,在这种“靠补贴”的生存模式下,其生态环境也是不同的。
光伏补贴政策分为事前补贴、事中补贴、全面管控、整体把控四个阶段。
其中事前、事中补贴主要是以资金为手段来控制光伏项目。
随着补贴幅度下降和光伏制造成本的降低,补贴的刺激作用大于限制作用,政府除了调整资金发放手段外,还加入了环评、土地、农业、林业等方面的限制,对光伏行业的调控调控力度处于历史最强阶段。
图表7:
全国发电容量/全国发电容量增速
2009-2013年:
事前补贴,“量”“质”难控,滋生路条倒卖。
2009年7月,财政部、科技部、国家能源局联合发布《关于实施金太阳示范工程的通知》并网光伏发电项目按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的50%给予补助,偏远无电地区独立光伏发电系统按总投资的70%给予补助。
这种通过工程“事前补贴”方式,即项目投资方拿到项目批复,建设项目即可拿到补贴,而不考虑具体的应用发电效果。
最终出现项目建设仅仅为了获得补贴,到后期,一个光伏项目批复的“路条”在市场上价值50—100万元,整个产业成了为了补贴而补贴,事实上
并未正真投入发电或者以次充好等骗补行为大面积存在。
2013-2016年:
事后补贴,杜绝骗补。
2013年8月,国家发改委出台《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》明确根据各地太阳能资源条件和建设成本,将全国分为三类太阳能资源区,制定相应光伏电站标杆上网电价。
以电网公司为统计口径,实际上网多少电量,由“可再生能源基金”补贴多少电费,从而杜绝了骗补行为。
值得注意的是,光伏电站最终拿到补贴需要获得相应申请,即在“计划指标”内的电站方能拿到补贴,且补贴确实能带来交锋后的收益。
如此,“计划”就对市场需求起到极大的调控作用。
2016—平价上网:
多重控制,全面把控方向和数量,分布式简政放权不设指标限制。
除了补贴资金的限制外,国土资源部近期出台的《光伏发电站工程项目用地控制指标》、《关于光伏发电有关事项的函》,在土地上极大限制了光伏电站的建设范围和总量,提高了用地成本和审批难度。
与此同时,国家林业部门、环保部门也做出了相应要求,多达十几各部门对光伏项目形成限制。
我们认为在如此高强度的限制下,高层下达的总体目标即代表了集中式光伏电站的市场需求。
与之形成鲜明对比的是未对分布式光伏做任何指标性限制,反而大力提倡和鼓励。
分布式光伏补贴不随集中式电站下调外仍以“标杆电价+0.42元补贴执行”。
同时,50kW以上的分布式光伏项目的审批权由省发改委下放到县发改委,项目审批由管控由县一级部门操作,全流程办理周期在3周左右。
我们通过调研了解,分布式光伏项目审批需经手部门不到5个,与集中式电站的繁琐和严格形成鲜明对比。
另外,分布式发电目前可向周边售电,更加大了其投资价值。
由此,我们对光伏行业政策有如下判断:
(1)当前的光伏行业正处于这样一个资金+行政的强政策综合管制的生态中
(尤其集中式电站),我们认为这是迄今为止管控力度最强的阶段。
因此,《2017年能源工作指导意见》中下达的18GW指标基本代表了今年的集中式电站的装机容量。
分布式电站不受政策指标限制,仅受成本因素考虑。
(2)当光伏成本下降至平价上网的水平,那么,补贴就不再成为市场成长的限制,市场发展的瓶颈转移到了可适用场景上,同样应用场景下参与者的竞争则是更低的全寿命周期成本。
在土地允许的情况下,集中式电站装机将不完全受指标限制。
2.2、2017年国内集中式光伏装机18GW,分布式装机超20GW
去年由于集中式电站指标紧张,国家采取了“先建先得”的措施(先建好、先并网的项目可率先获得补贴指标)政策驱使,部分地方指标管控出现失控,最终将压力倒向上级管理部门,国家能源局最终决定出手相助,“开闸”增补了11GW的指标。
从已公开数据看,有至少8个省申明增补500MW以上的集中式电站装机。
国家能源局申明,增补500MW以上的省份2017前将不再获得新指标;再加上严申弃光5%以上的6个省份今年不再下发指标,截止目前共有14个省将在2017年没有新增指标。
从此进一步增加了我们认为今年集中式光伏电站规模将被严控在18GW的确定性。
表格5:
2016年各省增补集中式光伏装机量
2017年国内装机总量或超40GW。
2016年年底增补的11GW集中电站指标实际是挪用了今年全年20GW的指标。
根据《2017能源工作会议》的安排年内计划安排新开工建设规模2000万千瓦,新增装机规模1800万千瓦。
有序推进部分地区项目前期工作,项目规模2000万千瓦。
其中新开工建设20GW是指标性数据,该指标已被去年占用了11GW;新增装机18GW是指集中式电站今年装机容量,有序推进的20GW我们认为是未来超级敬请参阅最后一页重要声明证券研究报告第13页共28页光伏行业专题报告领跑者指标、扶贫指标及其他指标。
该20GW在今年落地的可能不大。
由此可得到2016年和2017年光伏装机和指标的构成关系如下。
图表8:
各光伏指标与实际装机量的组合与拆分
2016年全年装机34.54GW。
根据当年年初指标,全年集中式光伏计划装机18GW
(含5.5GW领跑者计划和12.6GW普通项目)。
由于该年采取“先建先得”的方式导致大量工程建设而为并网,因此年末下发了11GW增量指标,该指标占用了2017年20GW的总指标,从而导致今年普通集中式光伏指标最多只有9GW。
那么,再加上今年的领跑者指标和总量8-10GW的扶贫指标(含分布式),构成了今年18GW装机总量要求。
因组件价格去年9月开始暴跌,而分布式光伏电价不做调整,致使去年9月以后分布式电站市场放量,装机量开始与集中式电站持平。
考虑到今年组件价格仍在下降通道,且6月30日后集中式电站电价再次下调,分布式电站今年装机总量超过集中式无疑,由此我们预计今年分布式装机量将超20GW。
全年国内总装机或超40GW。
2.3、2017年中国光伏组件海外需求约23.2GW
2015年6个主要出口国占近七成份额,2016年印度市场剧增。
根据公开资料显示,我国光伏组件出口主要面对亚洲、北美洲、欧洲,2015年末占比较大的国家有:
印度约占10%、日本约占26%、美国约占12%、荷兰约占9%、菲律宾约占
7%、智利约占5%。
这6个主要出口国即占我国2015年光伏组件出口的69%。
我国2016
年光伏出口总量约为21.3GW,考虑到2016年印度光伏新增装机剧增,我们上调
2016年印度市场占比为17%。
本文将通过预判对这几个国家的需求趋势,来预测
2017年中国光伏组件出口需求。
图表9:
中国组件主要出口市场占比变化
根据EnergyTrend预估,全球光伏需求量从2016年63.4GW到2017年63.7GW仅仅有0.3GW的微成长,但供给却是持续扩张。
亚洲区域主要国家市场:
印度2016年新增光伏装机4.5GW,印度的太阳能需求在政府《国家太阳能计划》的推动之下,2017年全年新增光伏装机预计为8.4GW,需求增长近2倍。
2016年中国光伏组件在印度市场占有率为3.6GW/4.5GW=80%,考虑到印度自身光伏组件产能远不能满足其自身新增装机需求,我们预测2017年中国光伏组件在印度市场占有率将保持不变,由此估算2017年印度对中国光伏组件需求为:
8.4GW×80%=6.7GW。
日本:
2016年光伏新增装机为8.6GW,而2017年光伏抢建潮很可能终结,因此将日本2017年光伏装机量下浮20%。
中国品牌的光伏组件在日本市占率较为稳定,因此可以估算2017年日本对中国光伏组件的需求约为:
菲律宾:
2016年从中国进口光伏组件容量按本报告前面测算值为1.6GW。
考虑到菲律宾政府杜特尔特2016年12月访华时特别提到加强电力领域的双边合作,以缓解该国电力缺口,配合其FIT补贴政策,预计2017年菲律宾市场对中国光伏
组件的需求能够保持在1.6GW。
北美洲区域主要国家市场:
根据公开资料显示,美国2016年光伏新增装机为
14GW,考虑到美国抢装热潮稍减,2017年光伏新增装机预计下降10%至12.6GW。
2016年中国光伏组件在美国市场占有率为2.6GW/14GW=19%,考虑到特朗普上台后美国贸易保护主义将抬头,因此将2017年中国光伏组件市占率降低至10%。
由此预计2017年美国市场对中国光伏组件的需求约为:
12.6GW×10%=1.3GW
欧洲区域主要国家市场:
根据本报告前面测算,荷兰2016年从中国进口光伏组件1.9GW。
考虑到荷兰政府在2016年底提议在2017年将可再生能源项目预算增加33%,我们同等比例调高荷兰从中国进口光伏组件数量,预计2017年荷兰市场对中国光伏组件的需求约为:
1.9GW×(1+33%)=2.5GW。
南美洲区域主要国家市场:
根据本报告前面测算,智利2016年从中国进口光伏组件1.1GW。
2016年下半年,智利的清洁能源拍卖创历史新低,行业预测其2017年清洁能源投资将有所减少。
因此,我们将智利2017年光伏组件需求下调20%,预计2017年智利市场对中国光伏组件的需求约为:
1.1GW×(1−20%)=0.9GW
其它国家市场:
行业普遍预测,除印度外,2017年全球光伏市场增长速度将大幅放缓,很可能出现零成长。
因此,我们维持其它国家市场光伏组件需求不变,与2016年需求相当,约为:
21.3GW×(1−14%−26%−12%−9%−7%−5%)=5.8GW
2017年海外市场需求合计:
5.8+0.9+2.5+1.3+1.6+4.4+6.7=23.2GW,海内外需求共计63.2GW。
2.4、未来几年我国光伏全球市场需求将为维持在60GW/年
综上所述,我们对我国“十三五”期间装机容量增长做如下判断。
17年分布
式全面超越集中式,新增光伏装机总量约40GW。
由于今年严控集中式光伏电站指
标,集中式项目将受极大限制。
同时,由于组件大跌,光伏每瓦造价降至5元左右,而上网电价仍为当地标杆电价+0.42元(锁定20年),分布式光伏项目收益大幅提升。
故18年630以前都将成为分布式光伏的快速发展期。
从去年9月开始,分布式光伏装机容量开始与集中式电站装机容量持平,我们认为这种状态将至少维持到18年“630”。
鉴于今年有18GW装机并网的安排,我们预计今年分布式光伏装机容量或达到20GW,国内总装机或达到40GW。
18、19年新政难料,市场或将整体萎缩。
在《2017能源工作指导意见》中提
到,今年将推进20GW项目前期工作,这其中包含了领跑者、光伏等指标,这将使得指标变得分散从而难以直接对应到装机容量。
考虑到18年630后补贴会继续下降甚至退出补贴以绿证来代替,这将大幅降低项目收益导致装机容量下降,尤其对分布式而言。
但是由于建造成本进一步下降,18年在绿证的支撑下部分地区能够实现平价上网,从而脱离补贴指标,这部分装机约8GW。
预计全年新增装机总容量约30GW。
(该目标值严重依赖于光伏系统成本下降程度)
2020年光伏市场依赖“绿证”推行情况。
本文将光伏平价上网定义为:
光伏电价以等同于当地燃煤标杆电价上网,项目仍能获得8%以上的内部收益率(全资本收益率)。
经我们计算,广东、四川、华北等地区在已临近平价上网。
但标杆电价在0.3元/kwh以下的地区这在技术大突破前几乎不可能实现,光伏电价平价上网必须有“绿证”在消费侧的支撑方可实现。
因此,2020年补贴完全退出以后,决定光伏市场除自身成本外,还将由“绿证”为代表的其他体现在消费侧的机制决定。
“绿证”也被业称为平价上网的临门一脚。
表格6:
2020年前我国历年光伏装机与新增装机容量(单位:
MW
从我们的预测来看,未来几年国内光伏组件市场需求未来将维持在40GW以下,今年将形成一个高点;考虑海外需求,我国光伏的全球市场需求约60GW/年。
以
2.5元/W计算,光伏国内市场长期市场空间约为1000亿元/年,加上海外市场约
1500亿元/年,考虑
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