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未来两年光伏装机可能在80-90GW这个水平

2018-11-05   

中国电源产业网

导语:我们认为这次规划目标的调整,将会扭转了外界对于光伏行业的悲观心理预期。在531政策之后很多银行都不愿意批分布式贷款,很多持有电站的企业想着把手头电站卖掉,大家都认为政府是不愿意支持光伏行业发展,如果这次规划目标的调整落地,那在心理预期上是会发生较大的变化的。

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主持人发言

第一这次规划调整是符合预期还是超出预期?

我们认为这次规划目标的调整将会扭转了外界对于光伏行业的悲观心理预期在531政策之后很多银行都不愿意批分布式贷款很多持有电站的企业想着把手头电站卖掉大家都认为政府是不愿意支持光伏行业发展如果这次规划目标的调整落地那在心理预期上是会发生较大的变化的同时要看到推动531政策产生的客观条件并没有发生变化补贴拖欠和非技术成本高仍是行业现状仍然在制约国内光伏行业的发展我也和最早报道这一规划调整的记者做了沟通他认为十三五光伏发电规划之前目标是105GW是一个非常保守和滞后的数字大家都认为肯定是要调整的所以这次调整是符合预期更主要是看后续跟进的政策

第二现在报道提的250GW规划目标是不是确定?

并不是确定周五闭门会上是电力规划设计总院先提出来十三五目标从105GW上调到210GW然后主管领导说可以积极一点210GW的目标有点低但是250GW270GW都是讨论中提到的数字并不代表最终结果我目前听到的一个版本觉得相对合理是说2019+2020年两年70GW只针对补贴指标不针对平价项目所以对应国内需求未来两年可能是在80-90GW这个水平

第三整个行业现在最关心的问题是哪些?

应该是非技术成本的打压和补贴拖欠的解决在任何一个有补贴的行业都有产生寻租的土壤据某位来自一线组件厂商的领导反馈今年531政策之前整个行业的中间人费用也就是常说的路条费还是3毛钱每瓦的水平再加上地方政府的诸多要求比如各种苛捐杂税对当地建厂和就业的要求等等这些非技术成本摊下来上半年有5毛到1块钱的每瓦成本这部分利润从补贴口袋出来但是并没有被实体企业拿到在十三五最后两三年呼吁政府要尽可能控制光伏行业不产生暴利也才能减少非技术成本的生存土壤再次是补贴拖欠的问题我们现在看到第七批可再生能源补贴目录对应的是对应2015年3月至2016年3月期间并网项目这批项目补贴是从今年10月份开始我们沟通的上市公司有的已经拿到有的暂时还没有拿到主要是由于不同省份的下发速度有差异第八批目录目何时启动覆盖范围多大目前还没有官方说法大概率是在2019年的3月份开始启动考虑到目前从并网到拿补贴中间间隔期在2年以上甚至3年以及未来申报补贴的项目规模越来越大我们猜测即使补贴在2020年结束最后一批并网拿补贴的项目要到2023-2024年才能拿到钱

第四国内需求的预期之前是什么?会发生哪些变化?

首先我们认为领跑者基地的规模可能会扩大现在有种说法是明年会有22个领跑者基地每个基地500MW也就是11GW的规模由于领跑者基地都是执行竞价上网所以对于财政补贴需求较少可能根据不同地区的光照强度不同给予5分到1毛钱的补贴这个发展思路应该是可信度比较高的其次是户用分布式指标单独管控不纳入指标管控这一建议在531前后就提出过目前看呼声越来越高对应明年规模可能在3-5GW再次是普通电站10GW这里讨论和争议比较大比较合乎情理的一种说法是由于存在大量违规先建的项目所以还是会考虑建立普通电站10GW指标用这一指标来消化大量已经建成但是没指标并网的项目也就是说不会对明年组件出货带来显著拉动再次是分布式电站10GW这里讨论和争议不大最后是工商业分布式项目这部分对于6MW以下项目要求自用比例大于50%6-20MW要求全部自用而隔墙售电现在没有实质性进展这里电力体制改革的进度将会决定需求多少是最大的不可控变量总的来说之前对2019年需求的预期是35-40GW指标如果定在250GW的话对应2019年需求的预期就是40-50GW

第五成本下降怎么看平价会在什么时间点到来?

目前的组件产品价格大致上是多晶组件1.8元每瓦单晶PERC2.1元每瓦单晶双面PERC2.4元每瓦而成本下降主要依赖三个方面第一是效率提升第二是硅料降价第三是非技术成本管控效率提升是一个循序渐进的过程在考虑到低成本硅料会在今年年底明年年初进入市场的话再结合我们刚才的讨论来说国内市场景气度回升的话价格战不会那么激烈我们倾向于认为组件成本未来两年每年下降10%也就是从2元下降到1.6元每瓦我们现在观察到不同地区的EPC价格不一样但是总体来说是介于4元到4.5元每瓦的水平如果非技术成本能够从1块钱控制到5毛钱之内组件也下降5毛钱的话就可以再2020年看到EPC价格下降到3块钱左右也就实现了平价上网

第六海外需求的预期会发生哪些变化?

从历史回溯来看中国市场以外的海外市场需求预测还是比较准确的总体来说是稳健增长欧洲参考SolarPowerEurope美国参考GTM印度参考Bridge to India日本参考JPEA大家现在普遍认为欧洲2019年会在10-15GW之间印度也会在10-15GW之间这两个市场是比较显著的增量市场比较权威的需求预测变化我请IHS高级分析师也是我的前同事胡丹来做下分享我们注意到18年下半年的海外市场需求是进入一个快速上升期我们认为和国内内需不振531以后价格大跌是密不可分的未来两年如果国内需求回暖那么全球组件价格也就不会大幅下降这也符合我们对海外市场稳健增长的预期

第七对国内上市公司的盈利预测和估值水平该如何理解?

首先龙头公司在531之后的半年时间里经受住了考验大量中小企业由于融资能力不足而不得不退出行业整个行业的集中度在过去半年里实现了被动提升由于光伏是个全球性行业所以可以理解为全行业需求在2019年比预期提升10%左右因此龙头公司的出货量在集中度提升的假设下会增长超过10%我们预期在10-15%之间其次整个行业的供需格局进一步好转组件降价压力得到缓解被过度压榨的毛利率可能出现回升因此龙头公司的利润增速可能会超过收入增速我们预期在20%以上最后我们发现光伏行业需求预测非常困难这一点在历史上被多次验证理解为目前这一市场仍是政策驱动的市场所以PEG估值方法在补贴政策存在的情况下是失灵的我们认为整个行业估值中枢在2020年之前会因此而下降到2020年之后才会再次上升

专家发言

专家一

18-19年的需求主要受印度美国欧洲的影响印度18年装机12GW上半年装了6GW下半年对中国的组件和逆变器征税本土需求会受影响印度市场低价竞争其他国家比较好的时候印度市场不会那么被重视美国18年装机10GW19年10GW2020年之后会出现增长日本FIT的定价比较高目前已经批复的项目有70GW已经按照的有39GW可能会对剩下的30GW的项目降低FIT水平明年3月份截至今年下半年和明年上半年会有一定的刺激作用澳大利亚有很多大型项目的招标18年会成为全球第五大的装机国

中东南美非洲会陆续采用竞标的方式来发展光伏2018年预计105GW其中中国38GW2019年预计118GW主要增长来自海外

专家二

明年需求比较好户用这边需要老百姓重新相信国家经销商层面之前也被坑了一次总体来说对明年的市场和政策比较有信心

531之后企业这边科研加速了比如光伏焊带制约了组件发展下一代的叠瓦技术已经取消了焊带龙头企业在竞争中优势越来越明显现在国产装备PEVCD已经实现国产化明年来说小企业很难在装备竞赛中立足

配额制介绍

配额制再征意见政策可行性高有望加速落地2018年9月13日国家发改委下发了可再生能源电力配额及考核办法第二次征求意见稿配额制以可再生能源法为依据向各省级行政区下达年度可再生能源占电力消费量比重指标分为总量配额和非水电配额办法明确了六类配额主体省级电力公司地方电网企业拥有配电网运营权的售电公司独立售电公司参与电力直接交易的电力用户拥有自备电厂的企业并对各类主体采用不同的配额指标对不达标主体采取严厉的惩罚措施包括暂停下达或减少该地区化石能源发电项目建设规模征收配额补偿金限制后续电力项目投资经营行为等明确的责任划分及惩罚机制有利于全面激发各主体积极性配额制政策有望加速落地

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配额指标再度提高增量需求凸显装机缺口相较于2018年3月的第一版征求意见稿此次文件中配额指标再度提高20182020年用电侧配额指标分别由第一版的8.11%10.15%提高到此次的8.51%10.74%据指标要求全国非水可再生能源配额用电量将在2018-2020年分别达到5687亿千瓦时6821亿千瓦时8070亿千瓦时远超现有可再生能源发电能力我们预测2018-2020年风电新增装机分别为25GW30GW35GW光伏新增装机分别40GW30GW30GW的情况下可再生能源发电能力基本能够满足配额制需求

配额补偿金决定绿证价格上限绿色电力证书表征可再生能源电力绿色属性是对可再生能源电力与化石能源电力区别的证明绿证作为配额制考核的最终对象其本身被赋予了明确的价值即能够规避配额制未达标的惩罚因此绿证的价格上限也由配额制未达标的惩罚力度所决定办法规定配额补偿金的标准为当地燃煤发电标杆上网电价大工业用户最高输配电价1-10kV用户政府性基金附加以及政策性交叉补贴之和绿证的市场价格上限也随之而定

绿证归属原则保障可再生能源电力交易价格高于标杆电价办法规定交易过程中绿证权归属及其转移遵循以下原则1.按照不低于可再生能源发电标杆上网电价或竞争配置等方式确定的固定电价收购电量不含补贴部分对应绿证随电力交易转移给电网企业或其他购电主体2.跨省跨区可再生能源电力交易按包含绿证价格的方式进行对应绿证随电力交易转移给电网企业或其他购电主体3.可再生能源电力参与电力市场化交易的电量应明确交易电价是否包含绿证价格在内如不包含则绿证不随电力交易转移一般情况下绿证是否随电量转移的判断标准为收购电价是否高于可再生能源电力标杆电价不含补贴部分由此可以推断为获取足额绿证电网企业等购电方在购买可再生能源电力时的价格下限将是不含补贴的可再生能源标杆电价除非双方达成特殊交易协议可再生能源发电企业的售电收入由此可获得一定保障

绿证与补贴兼容推进电力交易市场化办法规定可再生能源电力生产的同时产生对等的绿证并以绿证数量作为最终的考核对象全部绿证初始核发对象均为可再生能源电力生产者配额义务主体通过购买足额可再生能源电力含绿证或绿证达成考核要求绿证可在配额义务主体之间发电企业与配额义务主体之间进行交易其价格由市场形成电力市场化交易过程中应明确是否交易电价是否包含绿证价格发电企业通过绿证交易可获得市场增量收益国家向发电企业发放补贴时相应扣减这部分收益以绿证交易替代部分补贴一方面缓解补贴资金压力有望加快补贴发放速度另一方面也为发电企业提供了通过市场化交易手段快速回笼资金的方式有利于改善企业现金流

配额制是国际上常用的可再生能源激励政策配额制一般是对发电端或用电端的可再生能源发送/使用比例或绝对值做出强制性规定的一项制度自20世纪80年代以来世界上多个国家和地区将可再生能源配额制作为支持可再生能源发展的一项重要的激励政策工具从国外可再生能源配额制承担主体来看只有少数承担主体是发电企业大部分是供电企业没有同时对发电企业和供电企业下达配额义务国外可再生能源配额总量目标确定一般根据国家可再生能源发展目标确定例如英国意大利和瑞典等基于电力市场体制建立灵活且具有激励性的运作机制是国外配额制成功实践的经验之一

美国是绿证制度执行最成功的国家之一2015年可再生能源配额制的容量占全美电力零售市场的55%在美国绿证交易合规市场与自愿市场并行合规市场与可再生能源配额制(RPS)搭配要求电力供应商必须在电力组合中有一定比例的可再生能源目前,美国有29个州和华盛顿特区及2个附属地区实施强制配额政策,另外8个州和2个附属地区设定了可再生能源配额目标此外在美国也存在并行的自愿认购市场自愿认购市场拥有8万多家的商家以及超百万的个人对绿证进行认购占到美国电力总负荷的2%并且保持10%的增长

绿证的价格通常通过市场交易形成由于美国不同州的配额要求不同且各州资源各异,影响证书价格的因素很多,如证书的年份地区供需紧张程度电源品种等在对太阳能利用有特别比例要求的16个州中,太阳能证书(SRECs)更加值钱而无差异市场中,具有经济和规模优势的风电则更受青睐

来源:中国电源

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