按照國家規(guī)劃，到2020年國內(nèi)光伏電站裝機(jī)規(guī)模為150GW，2015年底我國光伏累計裝機(jī)超過43GW，也就是說未來5年內(nèi)光伏發(fā)電行業(yè)的年復(fù)合增長率高達(dá)28.39%。
由于國家對光伏產(chǎn)業(yè)的扶持，尤其是對光伏電站上網(wǎng)電價和補(bǔ)貼長期支持，使得光伏電站這個行業(yè)具備獲得長期現(xiàn)金流和盈利的能力。
光伏電站的建設(shè)和運(yùn)營受益于上游及中游行業(yè)規(guī)模的擴(kuò)大和組件成本的降低，在總體造價成本降低及組件整體質(zhì)量提高的雙重條件下，作為光伏產(chǎn)業(yè)最下游的一端，光伏電站資產(chǎn)收益率顯著提高。
雖然國家近期發(fā)出建議稿指出，建議光伏電站進(jìn)行競價上網(wǎng)。此次征求意見的主要原因，一是部分地方政府隨意分配指標(biāo)，加上一些公司使用低質(zhì)組件盲目的以獲取補(bǔ)貼為目的；二是電站整體造價降低，而上網(wǎng)電價和補(bǔ)貼的制定標(biāo)準(zhǔn)是在之前較高的造價成本之上確定的。如果該意見稿最終實(shí)行，會對光伏電站的整體收益產(chǎn)生一定程度影響，但會利好具備資金優(yōu)勢和組件制造規(guī)模化的企業(yè)。
而在光伏電站這種類金融類資產(chǎn)上，最大的看點(diǎn)在于抵押再融資、融資租憑、互聯(lián)網(wǎng)金融、眾籌、信托等各類型的資產(chǎn)證券化方式。一旦大眾/機(jī)構(gòu)投資者認(rèn)可其投資邏輯，對于電站持有方來說即可有效地盤活資產(chǎn)，如：降低財務(wù)費(fèi)用、加杠桿、加快新的電站資產(chǎn)建設(shè)和分散投資風(fēng)險等。
【光伏電站行業(yè)概述】
1.1光伏電站產(chǎn)品分類及用途
光伏電站可分為：分布式光伏電站和集中式光伏電站兩類。
1.1.1分布式光伏電站
分布式光伏電站是指位于用戶附近，所發(fā)電能就地利用，以低于35千伏或更低電壓等級接入電網(wǎng)，且單個并網(wǎng)點(diǎn)總裝機(jī)容量不超過6MW的光伏發(fā)電項目。
(居民區(qū)使用的分布式屋頂發(fā)電)
1.1.2集中式光伏電站
集中式光伏電站主要利用大規(guī)模太陽能電池陣列把太陽能直接轉(zhuǎn)換成直流電，通過防雷匯流箱和直流配電柜，把多路直流匯入到光伏逆變器，光伏逆變器把多路直流電變換成交流電，再通過交流配電柜、升壓變壓器和高壓開關(guān)裝置接入電網(wǎng)，向電網(wǎng)輸送光伏電量，由電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)配向用戶供電。集中式光伏電站不能直接接入電網(wǎng)，需要通過110KV升壓站接入電網(wǎng)。
(集中式光伏電站)
1.2光伏電站行業(yè)經(jīng)營模式分析
目前，光伏電站領(lǐng)域的業(yè)務(wù)方向主要包括EPC、BT/BOT以及運(yùn)營等模式：
1.2.1EPC就是光伏電站的工程總包方，即按照合同約定，承擔(dān)工程項目的“設(shè)計、采購、施工、試運(yùn)行服務(wù)”等，并且對承包工程的質(zhì)量、安全、工期、造價全面負(fù)責(zé)，而相應(yīng)的工程承包商必須具有EPC資質(zhì)。EPC類似于工程服務(wù)的模式，合同金額扣除總包成本為公司利潤，利潤率7~8%左右，會受益組件等產(chǎn)品價格下跌。從利潤增長來看，由于利潤一次性確認(rèn)，因此盈利增長依賴每年公司在手新增裝機(jī)增速。
1.2.2BT/BOT方式則是指公司作為電站的開發(fā)商，通過招標(biāo)確定項目建設(shè)方(EPC)，建設(shè)方組建項目公司展開工程的施工等。開發(fā)商負(fù)責(zé)整個項目的融資、投資和建設(shè)等。項目建設(shè)完成后，建設(shè)方將項目轉(zhuǎn)交給電站開發(fā)商，經(jīng)過其驗(yàn)收合格后，開發(fā)商負(fù)責(zé)電站的順利并網(wǎng)及拿到補(bǔ)貼，再以合理的利潤將電站轉(zhuǎn)手賣給電站運(yùn)營商。BT模式的利潤來源為電站成本與出售價格的差，目前電站交易一般以保證收購方全自有資金收益率為標(biāo)準(zhǔn)，同時受到市場環(huán)境、談判能力等多方面影響。從盈利增長動力來看，BT業(yè)務(wù)利潤增長來自于每年確認(rèn)的電站銷售規(guī)模增長。BT/BOT類似于地產(chǎn)開發(fā)商模式。
1.2.3運(yùn)營即在項目建成后不以出售為目標(biāo)，主要是通過自持獲得發(fā)電利潤和補(bǔ)貼。運(yùn)營業(yè)務(wù)盈利增長與累計裝機(jī)規(guī)模增速相關(guān)，其盈利增長趨勢更為確定和穩(wěn)定，運(yùn)營類似于商業(yè)地產(chǎn)運(yùn)營商模式。
【中國光伏電站行業(yè)發(fā)展政策環(huán)境分析】
2.1政策環(huán)境綜述
各國政府出臺的一系列扶持政策，是光伏產(chǎn)業(yè)成長的另一大催化劑。出于自身的匱乏、比例的失調(diào)、環(huán)保的訴求或是自身日照資源的稟賦，德國、意大利、西班牙、日本、中國、美國等都出臺過一系列政策扶持本國光伏的發(fā)展。這些政策主要可分為兩大類，法律類保障以及補(bǔ)貼、優(yōu)惠類扶持。
2016年1月25日，工信部旗下的賽迪智庫發(fā)布了一份名為《2016年中國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展形勢展望》的報告(以下簡稱“報告”)。報告指出，雖然面臨局部地區(qū)限電、補(bǔ)貼拖欠、上網(wǎng)標(biāo)桿電價下調(diào)等問題，但政府將通過提升可再生附加、優(yōu)化電站指標(biāo)規(guī)模發(fā)放等破解瓶頸，而產(chǎn)品價格的持續(xù)下降也將抵消電價下調(diào)和限電帶來的影響，預(yù)計2016年我國光伏裝機(jī)將達(dá)20GW以上。
國內(nèi)可再生支持政策始終在加碼，制約光伏行業(yè)發(fā)展的電站質(zhì)量、限發(fā)、補(bǔ)貼發(fā)放不及時等問題，都有望在“十三五”期間一并解決(國家局新和可再生司處長董秀芬宣布“十三五”光伏裝機(jī)目標(biāo)上調(diào)50%，即2020年光伏發(fā)電規(guī)模從之前的1億千瓦上調(diào)至1.5億千瓦)也就是說到2020年國內(nèi)總規(guī)劃裝機(jī)規(guī)模為150GW。根據(jù)報告中數(shù)據(jù)顯示，到2015年底，我國光伏累計裝機(jī)超過43GW，也就是說未來5年內(nèi)光伏發(fā)電行業(yè)的年復(fù)合增長率高達(dá)28.39%。
另外報告中指出，由于當(dāng)前光伏行業(yè)仍面臨著融資難、融資貴、補(bǔ)貼拖欠、稅賦負(fù)擔(dān)重等問題，報告提出了“應(yīng)創(chuàng)新金融扶持手段，設(shè)立投資基金，支持企業(yè)技術(shù)創(chuàng)新，加強(qiáng)統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，保障發(fā)電全額收購”等多項建議。
2.2部分相關(guān)政策
2.2.1明確在可再生富及地區(qū)開展試點(diǎn)；加強(qiáng)對試點(diǎn)工作的組織領(lǐng)導(dǎo)；切實(shí)做好試點(diǎn)工作——《國家發(fā)改委辦公廳關(guān)于開展可再生就近消納試點(diǎn)的通知》。
2.2.2確定至2030年前，二氧化碳排放達(dá)到峰值，單位國內(nèi)生產(chǎn)總值二氧化碳排放比2005年下降60%~65%，非化石占一次消費(fèi)比重達(dá)到20%左右——中國向聯(lián)合國提交的《強(qiáng)化應(yīng)對氣候變化行動—中國國家自主貢獻(xiàn)》。
2.2.3“為支持行業(yè)發(fā)展，光伏補(bǔ)貼未來8—10年不會?！薄獓揖中潞涂稍偕靖彼鹃L梁志鵬發(fā)言稿。
2.2.4對2015年1月1日至2019年12月31日期間并網(wǎng)發(fā)電的分布式光伏發(fā)電項目，按照實(shí)際發(fā)電量給予每千瓦時0.3元(含稅)的獎勵，連續(xù)獎勵5年，加上國家對分布式光伏項目每千瓦時0.42元的補(bǔ)貼，北京市的分布式光伏項目能夠拿到每千瓦時0.72元的資金支持——北京市財政局、發(fā)改委聯(lián)合發(fā)布實(shí)施的《北京市分布式光伏發(fā)電獎勵資金管理辦法》。
2.2.52020年將實(shí)現(xiàn)“光伏發(fā)電與電網(wǎng)銷售電價相當(dāng)”——國務(wù)院發(fā)布的《發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014～2020年)》。
【光伏行業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈分析】
3.1光伏開發(fā)情況介紹
3.1.1與其他相比，太陽能是開發(fā)潛力最大但已開發(fā)比例最低的類型。2014年中，全球僅有0.9%的電力來源于光伏裝機(jī)，而風(fēng)電、水電及不可再生發(fā)電比例分別達(dá)3.1%、16.6%和77.2%，光伏仍然有巨大的可開發(fā)能力。太陽能在能量轉(zhuǎn)換過程中不產(chǎn)生廢棄物，不影響環(huán)境，也沒有核廢料泄露的隱患。光伏發(fā)電能夠顯著降低碳排放量，在當(dāng)前霧霾日漸嚴(yán)重的情況下對改善空氣質(zhì)量至關(guān)重要。同時，現(xiàn)在光伏電站已經(jīng)能夠開發(fā)碳排放交易產(chǎn)品，在減排的同時可以增加收入。
3.1.2目前光伏的開發(fā)比例較低的原因有如下幾條：
一是光伏行業(yè)大規(guī)模的生產(chǎn)應(yīng)用在2004年以后才開始，最開始大規(guī)模發(fā)展是在歐洲。最近才在亞洲尤其是中國和日本大力發(fā)展起來。
二是因?yàn)?span id="1qvfp4u" class="hrefStyle">光伏組件成本較高，造成光伏電站造價較高，加上能量轉(zhuǎn)換效率通常不到20%，于是發(fā)電成本較高。目前光伏發(fā)電的成本約0.9~1元/度，與火電0.35~0.6元/度的成本相比較為高昂。
三是過度依賴政府補(bǔ)貼。較高的發(fā)電成本限制了光伏發(fā)電的經(jīng)濟(jì)性，目前光伏電站的發(fā)展依賴于政策。
3.1.3但隨著光伏技術(shù)的不斷進(jìn)步，尤其是造價降低和能量轉(zhuǎn)換效率的提高，使得光伏發(fā)電的成本將逐年降低，未來光伏與火電的成本差價將逐漸接近甚至于更低。根據(jù)我國資源綜合利用協(xié)會發(fā)布的《中國光伏發(fā)電平價上網(wǎng)路線圖》，到2020年前后，光伏就將實(shí)現(xiàn)發(fā)電側(cè)的平價上網(wǎng)而不再依賴政府補(bǔ)貼，成為具備競爭力的。
3.1.4光伏電池能夠大規(guī)模生產(chǎn)的另一重要因素就是制造成本的快速下降，一方面得益于制備工藝與技術(shù)的進(jìn)步，另一方面得益于規(guī)模擴(kuò)張致使的成本攤薄效應(yīng)。
3.1.5全球光伏產(chǎn)業(yè)的大規(guī)模擴(kuò)張使得成本呈指數(shù)級下降，根據(jù)歷史數(shù)據(jù)測算，裝機(jī)規(guī)模每增加100%，電池組件成本下降20.9%，價格從1977年時的76.67美元/瓦迅速降低到現(xiàn)在的0.7美元/瓦。在發(fā)電成本方面，晶硅電池的度電成本已降至約0.14美元/度。在用電成本較高的國家，光伏發(fā)電已實(shí)現(xiàn)居民用電側(cè)的上網(wǎng)平價；在我國，也已經(jīng)與工業(yè)用電價相當(dāng)。
3.2光伏產(chǎn)業(yè)鏈介紹：
光伏產(chǎn)業(yè)鏈如下圖：
3.2.1上游部分：
從晶硅開始，歷經(jīng)硅棒、硅片，到最終制成電池片，晶硅的價格變動一步步傳導(dǎo)至中游的電池片環(huán)節(jié)。
在光伏電池種類方面，晶硅電池占據(jù)90%左右的份額，其中多晶硅是主流。隨著晶硅材料的不斷走低，其下游產(chǎn)品硅棒和硅片的價格也同步下跌。薄膜電池雖然有各種優(yōu)勢，但受限于產(chǎn)能和價格因素，至今仍處于初步發(fā)展期，還無法形成大規(guī)模商業(yè)化。2014年我國產(chǎn)出的電池中，多晶與單晶電池占比在87：13左右，而全球平均比例約為2：1。其原因在于，我國光伏電站以地面集中式為主，多晶硅成本相對較低而占據(jù)了主導(dǎo)地位；而國外以分布式的屋頂電站為主，所以大多數(shù)采用能量轉(zhuǎn)換效率更高的單晶電池。
多晶硅原材料最近的價格走勢如下：
2015年6月，國家局、工信部、國家認(rèn)監(jiān)委聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于促進(jìn)先進(jìn)光伏技術(shù)產(chǎn)品應(yīng)用和產(chǎn)業(yè)升級的意見》，提出實(shí)施光伏“領(lǐng)跑者”計劃，推廣高效光伏組件，要求多晶硅和單晶硅光伏組件的光甴轉(zhuǎn)換效率應(yīng)分別達(dá)到16.5%和17%以上。實(shí)際上，最近幾年單晶和多晶電池都保持了約每年0.3%效率的提升，2014年我國企業(yè)的單晶平均效率已達(dá)19.3%，多晶硅達(dá)17.8%，已經(jīng)完全滿足該意見的計劃要求。國內(nèi)部分優(yōu)質(zhì)廠商的多晶硅平均效率大多數(shù)超過上述標(biāo)準(zhǔn)，甚至達(dá)20%以上。
根據(jù)第三方機(jī)構(gòu)PVinsights公布的數(shù)據(jù)，單晶和多晶硅片的價差持續(xù)縮小。單晶硅片從2015年1月的1.15美元/片(156mm*156mm規(guī)格)降到2016年1月0.89美元/片。而多晶硅片的價格一致維持在0.9美元/片附近。單晶電池的價格也從2015年1月的1.83美元/片(156mm*156mm規(guī)格)降到了2016年1月的1.6美元/片，已經(jīng)和多晶電池的1.48美元/片極為接近了。
單晶產(chǎn)品相對不再“昂貴”的主要原因是成本的大幅下滑，尤其體現(xiàn)在硅片制造環(huán)節(jié)。從長遠(yuǎn)角度來看，未來單晶和多晶組件有望在每瓦成本和售價方面均實(shí)現(xiàn)平價，更加有利于分布式電站的發(fā)展。
3.2.2中游部分：
這部分組件中成本占比較大的為電池片、EVA膠膜、背板/背膜、玻璃、接線盒等，再加上逆變器、變壓器、電纜等配套設(shè)施即構(gòu)成下游的光伏應(yīng)用系統(tǒng)，通常為大型集中式地面電站和小型分布式電站。參與企業(yè)主要分為EPC公司及運(yùn)營商。
近幾年來，電站裝機(jī)成本已顯著下降，主要受益于占裝機(jī)總成本近半的光伏組件價格的持續(xù)下跌。
以背板/背膜為例，上市公司300393中來股份在其IPO招股說明書中描述：2011年、2012年、2013年及2014年上半年其背膜的平均銷售價格為42.37元/平米、31.80元/平米、23.33元/平米和20.65元/平米。上市公司603806福斯特也涉足背板/背膜領(lǐng)域，其2013年共銷售414.88萬平米，銷售收入9240.14萬元，折合22.27元/平米。
背板/背膜的主要原材料為PET膜和氟樹脂。根據(jù)中來股份在其IPO招股說明書中的描述：2011年、2012年、2013年及2014年上半年其PET膜的平均采購價格27.65元/千克、18.68元/千克、14.78元/千克和14.12元/千克。而氟樹脂期間的平均采購價格67.03元/千克、57.2元/千克、49.18元/千克和48.9元/千克?？傮w來說，這兩種原材料價格都處于下跌中，但跌幅越來越小。因原材料價格下跌和國內(nèi)產(chǎn)能較大的影響下，背板/背膜的整體價格呈現(xiàn)下降趨勢。
在另一個主要組件EVA膠膜部分，上市公司福斯特在其IPO招股說明書中描述到：EVA膠膜的原材料為EVA樹脂，在其生產(chǎn)成本中EVA樹脂成本占比均在80%以上。而EVA樹脂作為原油的衍生產(chǎn)品，其價格和原油價格存在密切聯(lián)系，同時還受光伏行業(yè)市場供求關(guān)系的影響。福斯特的EVA膠膜在2011年、2012年、2013年及2014年上半年的平均銷售價格為15.54元/平米、12.15元/平米、8.82元/平米和8.26元/平米。
總體來說，晶硅電池組件的生產(chǎn)成本中，約70~80%來自電池片，約3～7%來自EVA膠膜和背板。
3.2.3下游光伏電站運(yùn)營：
根據(jù)前述，電池片、背板/背膜和EVA膠膜等重要組件的價格近年來持續(xù)下跌(但跌勢趨緩)，使得目前國內(nèi)大型地面集中式電站的總裝機(jī)成本已降至8元/W以下。而目前的標(biāo)桿電價是在裝機(jī)成本為10元/W的基礎(chǔ)上制定的(補(bǔ)貼分為三類地區(qū)，分別實(shí)行0.9、0.95和1元/度的標(biāo)桿電價，分布式電站統(tǒng)一補(bǔ)貼0.42元/度)，因此目前電站運(yùn)營的收益率較高。
在現(xiàn)有的上網(wǎng)電價加上補(bǔ)貼后，在III類資源區(qū)建設(shè)一個50MW以上的中型地面光伏電站，其自有資金內(nèi)部收益率在12%左右。而貸款比例的提升、造價成本的降低以及貸款利率的降低都將提升項目的盈利性。
【光伏電站行業(yè)盈利分析】
4.1中國光伏發(fā)電增長速度
中國太陽能資源豐富，十分適合發(fā)展光伏發(fā)電。2002年“送電到鄉(xiāng)工程”揭開了我國分布式光伏發(fā)電的序幕。2009年我國開始實(shí)施太陽能光電建筑應(yīng)用示范項目和金太陽能示范工程，明確為光伏發(fā)電系統(tǒng)提供補(bǔ)助，我國光伏發(fā)電市場進(jìn)入規(guī)?；l(fā)展階段。
4.2集中式電站投資回報分析(不考慮限電和上網(wǎng)損耗)：
4.2.1Ⅰ類地區(qū)光伏集中式電站投資回報
由于集中式光伏電站一般規(guī)模比較大，因此造價可以有所降低，可按照8元/w進(jìn)行計算。假設(shè)項目規(guī)模為20MW，位于寧夏地區(qū)，年機(jī)組運(yùn)行小時數(shù)為1600小時。由于寧夏屬于Ⅰ類地區(qū)，寧夏電價執(zhí)行0.9元/kwh。本例依舊假設(shè)項目運(yùn)行20年，則：
項目建設(shè)成本為：20，000，000W×8元/w=16000萬元
項目年發(fā)電量為：20，000kw×1600h=3200萬kwh
項目年電費(fèi)為：30，000，000kwh×0.9元/kwh=2880萬元
項目IRR為：17.25%
4.2.2Ⅱ類地區(qū)集中式光伏電站投資回報
假設(shè)集中式電站規(guī)模為20MW，建設(shè)成本為8元/W，位于Ⅱ類地區(qū)青海。Ⅱ類地區(qū)機(jī)組運(yùn)行小時數(shù)劣于Ⅰ類地區(qū)，假設(shè)該項目年機(jī)組運(yùn)行小時數(shù)為1500小時。Ⅱ類地區(qū)光伏上網(wǎng)電價為0.95元/kwh。本例依舊假設(shè)項目運(yùn)行20年，則：
項目建設(shè)成本為：20，000，000W×8元/w=16000萬元
項目年發(fā)電量為：20，000kw×1500h=3000萬kwh
項目年電費(fèi)為：30，000，000kwh×0.95元/kwh=2850萬元
項目IRR為：17.05%
4.2.3Ⅲ類地區(qū)集中式光伏電站投資回報
假設(shè)集中式電站規(guī)模為20MW，建設(shè)成本為8元/W，位于Ⅲ類地區(qū)浙江。Ⅲ類地區(qū)機(jī)組運(yùn)行小時數(shù)劣于Ⅱ類地區(qū)，假設(shè)該項目年機(jī)組運(yùn)行小時數(shù)為1200小時。Ⅲ類地區(qū)光伏上網(wǎng)電價為1元/kwh。本例依舊假設(shè)項目運(yùn)行20年，為保守起見，暫時不將地方政府補(bǔ)貼納入計算范圍。則：
項目建設(shè)成本為：20，000，000w×8元/w=16000萬元
項目年發(fā)電量為：20，000kw×1200h=2400萬kwh
項目年電費(fèi)為：24，000，000kwh×1元/kwh=2400萬元
項目IRR為：13.89%
在建造成本相同的情況下，集中式光伏發(fā)電項目的IRR由電費(fèi)與年機(jī)組運(yùn)行小時數(shù)決定，電費(fèi)越高，項目IRR也越高。機(jī)組運(yùn)行小時數(shù)越長，項目IRR越高。
4.3分布式光伏發(fā)電項目投資回報情況
分布式光伏發(fā)電是指位于用戶附近，所發(fā)電能就地利用，以低于35千伏或更低電壓等級接入電網(wǎng)，且單個并網(wǎng)點(diǎn)總裝機(jī)容量不超過6MW的光伏發(fā)電項目。
由于運(yùn)營維護(hù)成本比較低，以下項目投資回報計算中均假設(shè)項目運(yùn)行期間運(yùn)營維護(hù)成本為0。
4.3.1應(yīng)用端主體為自然人主體即一般居民
依據(jù)2013年統(tǒng)計數(shù)據(jù)，北京市人均住宅面積31平方米，在考慮公攤面積的基礎(chǔ)上，按照最保守的6層普通住宅進(jìn)行測算，1000平方米約可容納60戶(三口之家)，戶年均可用光伏發(fā)電量約為1600kwh，此電量低于北京市居民住宅階梯電價最低檔電量要求(240kwh/月)，考慮到居民電價上漲因素居民用電電價，按照0.6元/kwh進(jìn)行計算，此測算中假定光伏發(fā)電全部自發(fā)自用，則電價為0.6元/kwh加度電補(bǔ)貼0.42元/kwh進(jìn)行計算。假設(shè)項目運(yùn)行20年：
項目建設(shè)成本為：9元/w×80kw=72萬元
全年滿發(fā)電量約為：80kw×1200h=9.6萬kwh
每年電費(fèi)與補(bǔ)貼收益為：96000kwh×0.6元/kwh+96000kwh×0.42元/kwh=9.79萬元
使用7%的折現(xiàn)率計算出來的NPV為29.66萬元
4.3.2應(yīng)用端主體為一般工商業(yè)法人
以一般工商業(yè)屋頂面積2000平方米計算，約可安裝光伏系統(tǒng)160kw，單位安裝成本約為9元/w，初投資約為144萬元。由于一般工商業(yè)營業(yè)時間較長，同時對照明、溫控等有較高的需求，因此自發(fā)自用比例按照100%計算。其他邊際條件：項目運(yùn)行20年、一般工商業(yè)銷售電價0.517~1.0584元/kwh、分布式發(fā)電度電收入0.937~1.4784元、年發(fā)電小時數(shù)1200小時，則：
項目建設(shè)成本為：160kw×9元/w=144萬元
項目年發(fā)電量為：160kw×1200h=19.2萬kwh
年電費(fèi)收入為：17.99~28.39萬元
按0.517元工商業(yè)電價計算的IRR為10.92%
按1.0584元工商業(yè)電價計算的IRR為19.12%
4.3.3應(yīng)用端為大型工業(yè)戶
由于大工業(yè)用戶一般用電需求大，同時從目前城市規(guī)劃看，大工業(yè)一般相對集中，具備擁有較大面積的廠房的條件。因此基于分析的保守性考慮，按照分布式光伏發(fā)電單個項目容量上限6MW進(jìn)行計算。由于大工業(yè)用戶具有規(guī)模優(yōu)勢，因此單位造價可以有所降低，可按照8元/W進(jìn)行計算。其他邊際條件如下：項目運(yùn)行20年、大工業(yè)電量電價0.453~0.7097元/kwh、分布式發(fā)電度電收入：0.873(0.453+0.42)到1.1297(0.7097+0.42)元、年發(fā)電小時數(shù)：1200小時，則：
項目建設(shè)成本為：6000kw×8元/w=4800萬元
項目年發(fā)電量：6000kw×1200h=720萬kwh
按0.453元/kWh計算的項目年電費(fèi)收入：0.873元/kwh×7200000kwh=628.56萬元
按0.7097元/kWh計算的項目年電費(fèi)收入為：1.1297元/kwh×7200000kwh=813.38萬元
按0.453元/kwh度電電費(fèi)計算的IRR為11.65%
按0.7097元/kwh電費(fèi)計算的IRR為16.09%
此處分布式項目投資回報計算中均未將地方政府補(bǔ)貼納入計算范圍內(nèi)，加上地方政府補(bǔ)貼后項目IRR更高。經(jīng)觀察，項目建設(shè)成本與電費(fèi)是決定分布式項目IRR的重要因素。建設(shè)成本越高，項目IRR越低。電費(fèi)越高，項目IRR也越高。
【行業(yè)風(fēng)險提示】
5.1補(bǔ)貼拖欠問題
按照2015年上半年的數(shù)據(jù)，15家運(yùn)營商的補(bǔ)貼拖欠額度已超過100億。主要原因是可再生補(bǔ)貼無法應(yīng)收盡收以及補(bǔ)貼發(fā)放程序過于復(fù)雜，企業(yè)拿到補(bǔ)貼的時間可能超過一年半。
5.2電網(wǎng)通道建設(shè)落后。
5.3土地稅問題
各地政府對于土地稅征收標(biāo)準(zhǔn)差異過大，亂征現(xiàn)象造成嚴(yán)重不公平，將造成開發(fā)運(yùn)營企業(yè)的收益率難以保障。
5.4部分地區(qū)限電問題嚴(yán)重
根據(jù)局?jǐn)?shù)據(jù)，2015年上半年國內(nèi)光伏發(fā)電190億千瓦時，棄光電量18億千瓦時，棄光率約10%。
對于以上問題，政府部門可能會從以下環(huán)節(jié)入手解決：
一是對于補(bǔ)貼無法及時發(fā)放的問題，可再生電價附加可能會提高(目前為1.5分/度電)，以解決可再生基金相對匱乏的問題，同時補(bǔ)貼發(fā)放程序?qū)喕?。另外，上網(wǎng)電價在”十三五”期間可能會下調(diào)，但幅度不會太大，預(yù)計在10%～20%之間，以匹配裝機(jī)成本的下降。
二是統(tǒng)籌大規(guī)模光伏基地與電網(wǎng)通道建設(shè)的規(guī)劃，減少行政阻礙以保障順利并網(wǎng)。加大對可再生的優(yōu)先調(diào)度力度，出臺可再生配額制。
三是從國家層面出臺光伏企業(yè)土地使用稅政策，避免各地征收不均。
四是從2015年上半年來看，限電具有明顯的區(qū)域性和季節(jié)性，并非是普遍性問題。上半年國內(nèi)光伏棄光18億度，主要集中在甘肅、新疆地區(qū)，其中，甘肅省棄光電量11.4億千瓦。甘肅地區(qū)由于當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)建設(shè)滯后和內(nèi)部消納比例低等原因，一直以來，光伏、風(fēng)電等可再生一直存在相對嚴(yán)重的限電限風(fēng)問題。從木聯(lián)能i光伏平臺發(fā)布的甘肅地區(qū)光伏電站平均發(fā)電小時數(shù)來看，2014年以來一直維持在100小時左右，預(yù)計棄光率在20%附近。另一塊，國內(nèi)正在建設(shè)和已經(jīng)獲批待建的特高壓項目，也會降低部分地區(qū)的消納和電力輸送問題。
【未來行業(yè)預(yù)期】
隨著光伏電站累計裝機(jī)規(guī)模的擴(kuò)大，電站后服務(wù)市場也將迎來高速發(fā)展階段。智能化運(yùn)維、質(zhì)量評級服務(wù)、保險服務(wù)、再融資服務(wù)等市場將成為后光伏電站市場的新生服務(wù)內(nèi)容。
6.1智能化運(yùn)維
光伏電站的長期發(fā)電穩(wěn)定和組件質(zhì)量以及后續(xù)的維護(hù)有重大關(guān)系。從后續(xù)維護(hù)部分來說，通過智能化運(yùn)維，運(yùn)營企業(yè)可用軟件實(shí)時監(jiān)控設(shè)備故障和安全風(fēng)險等問題，最大化實(shí)現(xiàn)電站的發(fā)電效益。
目前的運(yùn)維市場已經(jīng)開始預(yù)熱，華為與木聯(lián)能兩家企業(yè)走在了最前端，通過與多家運(yùn)營商合作搶占了目前的存量市場。
6.2質(zhì)量評級服務(wù)
通過對光伏電站的選址、運(yùn)維質(zhì)量、系統(tǒng)性能、設(shè)備質(zhì)量和安裝質(zhì)量等多個維度的考核對單個光伏電站進(jìn)行質(zhì)量分級。有效且真實(shí)的評級能夠增強(qiáng)投資者對光伏電站的投資熱情和信心。
6.3電站保險服務(wù)
主要包括為企業(yè)轉(zhuǎn)嫁因自然風(fēng)險、意外事故、人為事故導(dǎo)致的物理損失以及因太陽輻射量不足導(dǎo)致的發(fā)電量減少所造成的電費(fèi)收入損失等。
6.4再融資服務(wù)
因光伏電站有長期穩(wěn)定的上網(wǎng)電價和補(bǔ)貼，其獲得長期現(xiàn)金流的能力具備抵押再融資的基礎(chǔ)。
光伏電站資產(chǎn)證券化的意義在于以下幾點(diǎn)：
一是拓寬融資渠道，擺脫對銀行渠道的依賴；
二是在降息周期的中后期以固定利率鎖定低融資成本，以改善電站長期投資回報；
三是在項目內(nèi)部收益率顯著高于融資成本的情況下，提高杠桿率并從而提升ROE水平。
目前來說，光伏電站可以通過融資租憑/PPA(直租、售后回租、SolarCity模式)、互聯(lián)網(wǎng)金融、眾籌模式、信托等方式進(jìn)行再融資。
對于持有電站較多的企業(yè)來說，光伏資產(chǎn)證券化是其最大的看點(diǎn)。
附圖：中國光伏發(fā)電發(fā)展路線圖匯總
【重點(diǎn)上市公司經(jīng)營分析】
7.1拓日新能
7.1.1公司發(fā)展基本情況
拓日新能前身深圳市拓日電子科技有限公司成立于2002年8月，是國內(nèi)成立最早的太陽能企業(yè)之一。通過十幾年的不斷努力和創(chuàng)新，公司已經(jīng)建立起較為完整的太陽能產(chǎn)業(yè)鏈，包括非晶硅太陽電池、單晶硅太陽電池、多晶硅太陽電池、太陽電池組件、太陽電池窗和幕墻及其他太陽能應(yīng)用產(chǎn)品等。
7.1.2公司主要產(chǎn)品分析
公司是國內(nèi)第一家較為純正的光伏上市公司，上市初期公司以光伏組件生產(chǎn)銷售為主營業(yè)務(wù)，隨著近幾年光伏組件的價格逐步下滑，公司管理層及時改變發(fā)展戰(zhàn)略，利用自身優(yōu)勢，進(jìn)入電站運(yùn)營行業(yè)。
公司自2014年下半年開始電站運(yùn)營業(yè)務(wù)，目前該業(yè)務(wù)盈利狀況良好，毛利率逐步提升。另外公司出口業(yè)務(wù)占比48.86%受益于人民幣貶值預(yù)期，也會對公司未來的盈利能力有一定幅度的提升。
7.1.3公司財務(wù)狀況分析
公司進(jìn)入2015年以來，盈利能力逐步提升，凈利潤同比增長率漲幅明顯，另外公司三季報預(yù)期2015年凈利潤同比增長936.84%。
7.1.4公司未來發(fā)展戰(zhàn)略分析
2015年，公司并網(wǎng)光伏電站130MW，同比增長160%。公司計劃未來每年新增裝機(jī)200MW。
公司在2015年4月，公司完成以9.50元/股定增12842.11萬股，募資12.2億元，扣除發(fā)行費(fèi)用后，募集資金投向如下：
另外公司依托子公司拓日資本著手搭建光伏P2P“天加利”金融平臺，借助互聯(lián)網(wǎng)金融對為光伏產(chǎn)業(yè)鏈上的公司或個人提供周轉(zhuǎn)資金。
7.2東方日升
7.2.1公司發(fā)展基本情況
公司主營收入為電池組件，在同行業(yè)中具有較強(qiáng)的競爭優(yōu)勢，雖然公司目前光伏電站營收占比微弱，但公司擬定增介入電站運(yùn)營行業(yè)，并且預(yù)期規(guī)模及盈利能力相當(dāng)可觀。
7.2.2公司主要產(chǎn)品分析
公司自身的組件及電池片產(chǎn)品，為公司未來切入光伏電站領(lǐng)域提供很大的助力。
7.2.3公司財務(wù)狀況分析
公司從2015年6月開始盈利能力明顯提升。
7.2.4公司未來發(fā)展戰(zhàn)略分析
2015年4月份，公司擬以8.54元/股定增29274萬股募資25億元，扣除發(fā)行費(fèi)用后將投資189103萬元用于279MW集中式光伏并網(wǎng)發(fā)電項目、60897萬元用于100MW分布式光伏并網(wǎng)發(fā)電項目。公司目標(biāo)在2016年底投資建成并運(yùn)營總裝機(jī)量為1GW的光伏電站。目前公司已經(jīng)獲得了備案的光伏電站規(guī)模約835MW。公司期待通過本次募集資金投資項目，充分發(fā)揮業(yè)務(wù)優(yōu)勢，搶占光伏終端應(yīng)用市場先機(jī)，進(jìn)入國內(nèi)光伏電站運(yùn)營商前列，為公司未來發(fā)展提供新的業(yè)績增長點(diǎn)。
7.3億晶光電
7.3.1公司發(fā)展基本情況
2015年1月份，公司完成以12元/股定增10230.8萬股，募集資金總額12.28億元投向100MW“漁光一體”光伏發(fā)電項目并補(bǔ)充流動資金。光伏項目總投資86243萬元，建設(shè)期是6個月，裝機(jī)容量是100MW。建設(shè)于江蘇省金壇市直溪鎮(zhèn)天荒湖水產(chǎn)養(yǎng)殖魚塘水面上，通過充分利用土地資源，形成“上可發(fā)電，下可養(yǎng)魚”的發(fā)電模式，達(dá)到光伏發(fā)電和漁業(yè)養(yǎng)殖的一體化有機(jī)結(jié)合。
該項目擬通過全資子公司常州億晶具體實(shí)施，募資將以增資方式由公司投入常州億晶。項目建成后，公司將對項目電站進(jìn)行運(yùn)營管理，或在時機(jī)合適時對外轉(zhuǎn)讓。預(yù)計內(nèi)部收益率為8.83%，投資回收期為10.07年。預(yù)期從2015年三季度開始，定增的電站項目可以開始為上市公司貢獻(xiàn)利潤。
7.3.2公司主要產(chǎn)品分析
公司自身的組件及電池片產(chǎn)品，為公司未來切入光伏電站領(lǐng)域提供很大的助力。
7.3.3公司財務(wù)狀況分析
公司2015年業(yè)績下滑主要原因?yàn)?，組件價格下滑導(dǎo)致公司毛利率降低，預(yù)期公司光伏電站會成為公司未來的業(yè)績增長點(diǎn)。
7.3.4公司未來發(fā)展戰(zhàn)略分析
2015年9月份，股東大會同意公司以不少于12.88元/股非公開發(fā)行不超15527萬股，募集資金總額不超20億元用于新疆昌吉200MW光伏發(fā)電項目及補(bǔ)充流動資金。其中新疆昌吉200MW光伏發(fā)電項目擬投資約15.9億元，項目建設(shè)期為6個月，裝機(jī)容量為200MW，該項目預(yù)計內(nèi)部收益率為10.09%(所得稅后)。同時4.1億元用于補(bǔ)充流動資金。
【光伏電站行業(yè)投資建議】
8.1按照國家規(guī)劃，到2020年國內(nèi)光伏電站裝機(jī)規(guī)模為150GW，2015年底我國光伏累計裝機(jī)超過43GW，也就是說未來5年內(nèi)光伏發(fā)電行業(yè)的年復(fù)合增長率高達(dá)28.39%。
8.2由于國家對光伏產(chǎn)業(yè)的扶持，尤其是對光伏電站上網(wǎng)電價和補(bǔ)貼長期支持，使得光伏電站這個行業(yè)具備獲得長期現(xiàn)金流和盈利的能力。
8.3光伏電站的建設(shè)和運(yùn)營受益于上游及中游行業(yè)規(guī)模的擴(kuò)大和組件成本的降低，在總體造價成本降低及組件整體質(zhì)量提高的雙重條件下，作為光伏產(chǎn)業(yè)最下游的一端，光伏電站資產(chǎn)收益率顯著提高。
8.4雖然國家近期發(fā)出建議稿指出，建議光伏電站進(jìn)行競價上網(wǎng)。此次征求意見的主要原因，一是部分地方政府隨意分配指標(biāo)，加上一些公司使用低質(zhì)組件盲目的以獲取補(bǔ)貼為目的；二是電站整體造價降低，而上網(wǎng)電價和補(bǔ)貼的制定標(biāo)準(zhǔn)是在之前較高的造價成本之上確定的。如果該意見稿最終實(shí)行，會對光伏電站的整體收益產(chǎn)生一定程度影響，但會利好具備資金優(yōu)勢和組件制造規(guī)?；钠髽I(yè)。
8.5而在光伏電站這種類金融類資產(chǎn)上，最大的看點(diǎn)在于抵押再融資、融資租憑、互聯(lián)網(wǎng)金融、眾籌、信托等各類型的資產(chǎn)證券化方式。一旦大眾/機(jī)構(gòu)投資者認(rèn)可其投資邏輯，對于電站持有方來說即可有效的盤活資產(chǎn)，如：降低財務(wù)費(fèi)用、加杠桿、加快新的電站資產(chǎn)建設(shè)和分散投資風(fēng)險等。
