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光伏終端市場如何起死回生，關鍵還看電價及補貼政策如何落地◎ 本刊記者 蒲俊 文pujun.blog.caixin.com 從青海省西寧市往西，越過日月山，便從黃土高原進入青藏高原。這裡地表植被逐漸荒蕪，但是，同時也進入了中國光照條件最好的地區之一。 中國電力投資集團黃河中上游公司投資的一個30兆瓦（MW）光伏電站就位於這裡——海南藏族自治州共和縣。 這個電站年發電小時數能夠達到2000小時，從去年9月15日並網以來，已經發電接近6000萬千瓦時。 “這在國內是資源最好的電站了。 ”特變電工新能源事業部的一位高管在現場羨慕地說。 但是，這個電站的盈利情況並不像其擁有的光資源稟賦那般出色。其收益的主要制約因素是高投資和低電價， 一年多前約4億元的總投資比現在的成本造價要高出逾1億元；而當時這一電站是特許權招標項目，招標電價為0.73元 / 千瓦時，比隨後享受1元 / 千瓦時標杆上網電價的電站又少了近三成收益；同時電價補貼發放也並不到位。 除日常運行維護，中電投光伏電站的工作人員還需要時刻關注附近沙丘起風時可能會把一些組件掩埋。與這個地面電站隔路相望之處，分佈著14個光伏電站項目，其中不少正在建設中，光伏組件排成的陣列一直延伸到地平線的盡頭。這些在建項目還需要操更多的心。 在光伏製造企業產能過剩以及歐美雙反壓力下，從去年下半年開始，政策開始明顯向地面電站和分佈式光伏項目這類終端傾斜。今年7月15日發佈的《國務院關於促進光伏產業健康發展的若干意見》 （國發[2013]24號） ，對項目建設、並網以及上游製造業的兼並重組都給出了明確說明，並帶動了一系列具體政策出台，提振了光伏市場情緒。但由於分區標杆電價遲遲未出，補貼年限和補貼資金來源亦不明朗，終端市場對 政策的觀望情緒依舊濃厚。 至2012年底，青海已並網光伏發電裝機總容量超過1.5吉瓦（GW，即1000MW） ，今年計劃再增1.5GW。每年年初，青海省政府都會設置一個大致的總裝機容量，在這個盤子內，項目路條由先交保證金的企業先得。現在，在青海獲得優質資源也越來越困難，但是比起並網條件更差的新疆、甘肅等地這裡仍是地面電站投資的首選地。 目前，市場普遍的樂觀預期是電價政策能在今年9月或10月落地。 “預計年內出，要是再不出，大家都不知道以後該怎麼辦了。 ”一家央企光伏業務負責 人告訴財新記者，過去一年裡，他飛了幾十萬公里考察電站項目。光伏終端市場要想起死回生，走上良性發展之路從理想到現實也還有一段關鍵的距離。 分佈式政策先行 隨著7月15日國務院文件的出台，與光伏終端開發相關的具體政策步入密集的出台時期。分佈式光伏項目的步子比地面電站更快。 7月下旬，分佈式光伏示範區項目的度電補貼確定為0.42元 / 千瓦時，高于曾徵求意見的0.35元 / 千瓦時，接近0.45元 / 千瓦時的補貼上限。補貼如能順利執行，分佈式項目內部收益率（IRR）可能達到10% 甚至更高（參見本刊2013年第29期“分佈式光伏時代將至” ） 。 與此同時，財政部明確了分佈式光伏項目的補貼方式是度電補貼——按電量補貼，補貼資金通過電網企業轉付給項目業主，中央財政根據可再生能源電價附加收入及項目預計發電量，按季向電網企業所在省級財政部門預撥補貼資 金。不過並未公佈具體補貼標準。 8月9日，能源局印發《關於開展分佈式光伏發電應用示範區建設的通知》（國能新能 [2013]296號） ，公佈了首批18家分佈式光伏發電示範區名單，分佈在北京、天津、河北、山東、江蘇、安徽、江西、廣東等地。據財新記者瞭解，示範區計劃今年年內實施約750MW，2015年規劃則超過1.8GW，這些項目包括了90個屋頂業主。 而浙江省發改委網站的消息稱，今年10月，能源局還將推出第二批全國分佈式光伏發電應用示範區建設。 “這個量不算少，今年也不剩幾個月了。 ”一位熟悉分佈式光伏項目的人士認為，未來的關鍵還要看融資環境以及地方再出台額外補貼的情況。 一家光伏組件企業的高管則透露，其分佈式團隊跟銀行打交道仍很困難，屋頂條件不好，仍有不少未及細化的問題， “銀行不認可，我們也不敢做” 。 國家開發銀行評審一局新能源評審 處處長譚再興在8月16日的一個行業論壇上透露，能源局和國開行預計在9月上旬發佈 《促進分佈式光伏發展的金融服務意見》 ，支持範圍將轉變過去大型地面項目的思路，將支持範圍擴大到電力企業、分散的分佈式發電項目和自然人。最低貸款額度為5萬元。 前述熟悉分佈式光伏的業內人士認為，國開行這個想法不錯，但這樣的機構要覆蓋細小瑣碎的個人分佈式光伏項目，還需要具體的落地方式和銜接。 電網方面，在一年前政府高層對光伏行業進行了密集的批示，以及去年9月能源局首提分佈式光伏應用示範區之後，國家電網公司出台了《關於做好分佈式光伏發電並網服務工作的意見》等多項文件。南方電網公司也在今年8月出台 《關於進一步支持光伏等新能源發展的指導意見》 ，從並網服務、購售電服務、並網調度管理等方面表現出較積 極的態度。 能源局將分佈式光伏示範區項目的運營模式定位為“自發自用、 余量上網、電網調節” ，但實際上更加傾向于自發自用，自發自用的電量占比從70% 至100% 不等。因為余量上網在程序上更加複雜，同時 “上網電價 + 電價補貼”在經濟性上也差于自發自用的“銷售電價+電價補貼” 。 分佈式項目恐怕是民營企業在光伏終端的最好機會。對於大型國企來說，“我們覺得還是太瑣碎，有些 ‘殺雞焉用牛刀’的感覺” ，國電龍源太陽能業務的一位人士表示。而具體項目操作的挑戰也不少。 “不怕有100個屋頂，就怕屋頂形式不一樣，安裝成本會大很多，業主複雜，單是合同就很可怕。 ”前述央企光伏業務負責人告訴財新記者。 此外，對個人分佈式項目如果要上網售電，發電營業許可證辦理、電力發票等問題已經在業內討論多時，但仍缺乏詳細說明。盡管政策出台不少，但行業咨詢機構NPD Solarbuzz的分析師韓 啓明認為，今年分佈式項目裝機比例仍將非常有限。 政策規範也不僅限于光伏領域。7月18日，發改委下發《分佈式發電管理暫行辦法》 ，對包括分佈式光伏項目在內的分佈式發電項目，從定義、項目建設管理、電網接入、運行管理以及政策保證等方面進行了界定和說明。這一辦法自徵求意見到發佈也拖了兩年多。 電價是關鍵 國內光伏發電終端由大型地面電站和分佈式項目 “兩條腿”一起走——這已成為業內共識。短期內，擴大裝機規模仍需依靠大型地面電站。而投資者們都在等待電價的發令槍響。 工信部今年8月稍早公佈的數據顯示，2013年上半年2.8GW 的光伏裝機中有1.5GW 是去年金太陽示範工程的存量項目，1.3GW為大型光伏電站；同時預測全年裝機有望達到8GW，其中大型光伏電站5GW、金太陽示範工程2GW、分佈式發電示範區1GW。民生證券電力設備新能源首席分析師王海生預期今年全年裝機8.5GW，其中大型地面電站5GW，分佈式項目1.5GW，金太陽示範工程項目2GW。但這些預測均低於年初能源局設立的10GW總裝機規模的目標。 去年12月19日國務院常務會議，首次提出制定光伏電站分區域上網標杆電價。發改委價格司在今年2月推出了《關於完善光伏發電價格政策的通知（徵求意見稿） 》 ，對四類光資源區域分別給出每千瓦時0.75元、0.85元、0.95元、 1 元的上網電價。業內普遍認為，本來就不高的投資收益率將被這樣的低電價進一步壓縮，反對聲一片。 直到今年7月15日的文件也只提出制定光伏電站分區域上網標杆電價，上網電價及補貼的執行期限原則上為20 年，但未給出具體的價格和調減方式。 光伏終端的投資者對長期曖昧的電價政策已經滿腹怨言。 “電價怎麼給，給多少年，都不明朗。所以今年一些主要的投資商投的量也不是很大。 ”前述央企人士認為，投資回報模型不明晰，很難做出決定。對於在享受1元 / 千瓦時或1.15元 / 千瓦時標杆電價的現有項目，電價執行年限也是個不確定的風險因素，最終影響投資回報。 “大家都生活在這種非常不穩定的狀態。 ”這種不確定也帶來了競爭的不公平，打聽政策風向成了投資者的重要工作，也滋生了更多的桌下交易。 不少業內人士的預期是電價政策將在9月或10月出台。考慮到可能對並網時間的要求，冬季搶裝幾乎不可避免。 西北地區的惡劣天氣對施工極為不利，要保證質量，甚至需要用開水來摻和水泥。不過，也有項目選擇先期進行土建工作，等電價明晰後再安裝組件並網。 2011年曾發生過因電價政策而起的搶裝熱潮。青海省在當年9月30日之前建成的光伏電站能享受1.15元 / 千瓦時的上網電價，隨後全國性的政策是當年12月31日建成的能享受這一電價。 “這造就了一大批很差勁的電站，房子沒建好，電就發出去了，工程質量遠遠沒有保障，頭一年故障率能達到5% 以上，後期不斷整改。 ”中廣核太陽能一位人士回憶稱。 國電光伏的一位管理層人士則直言擔心電站大規模建設會不會走上組件的老路， “今年投資規模壓縮，火電不壓，壓的就是新能源” 。 除了電價，補貼來源和能否發放到位也是問題。來自銷售電價中0.8分 / 千瓦時的可再生能源附加，遠不夠支撐風電、光伏和生物質能等可再生能源的補貼。國務院細則也明確提到提高附加徵收。有消息稱，可再生能源附加可能上調0.5分 / 千瓦時至1.3分 / 千瓦時，這樣每年能夠多出約200億元補貼資金。 財稅方面，今年4月就有傳言，光伏電站增值稅將從17% 下調至8.5%。按照申銀萬國的測算，這相當于上網電價增加0.02分 / 千瓦時 -0.04分 / 千瓦時，電站的回報率將上升1個 -2個百分點。 不少投資者對減稅充滿期待，但這一財稅政策仍未明朗。 除傾向于長期運營的傳統發電企業，包括組件廠商在內的投資者更多是將投資電站作為金融資產配置的一部分。一些海外資金及保險基金對中國的電站資產也有興趣，但由於電價不明以及補貼拖欠，投資者都不敢進入。 自 去 年 底 美 國 光 伏 租 賃 公 司SolarCity逆勢上市後，光伏電站的資產 證券化成為行業討論的一個焦點。但王海生認為，目前國內尚不具備資產證券化條件，20年期限的補貼電價下發才是真正意義上啓動市場的臨門一腳。 組件企業反彈 在公佈了今年二季報的在美上市組件企業中，晶科（NYSE:JKS）告別多個季度虧損實現盈利，每股美國存托股票（ADS）稀釋後收益為0.36美元，天合光能（NYSE:TSL）的虧損也從一季度的0.90美元 /ADS 收窄至0.47美元 / ADS。兩家公司的毛利率分別為17.7% 和11.6%。 在分析師電話會議上，兩家公司的 CEO 都提到了平均銷售價格的穩定。 “價格相對平穩，不像去年、前年一直往下走。在一個穩定的價格預期上，無論是客戶還是供應商都有一個相對穩定的心態，可以把這個市場持續來做。從客戶質量、賬期和價格上來看，我們感覺現在都好了很多。 ”晶科副總裁姚峰表示。他還回憶道： “去年我們參加項目的投標經常是二三十家企業，而今年我們去投標一般都是三到六家。 ” 行業里的真正玩家正在減少。 韓啓明預測，由於上半年需求不錯，以及製造商傾向于組件的海外銷售，今年三季度一線大廠的組件可能會出現購買緊張；隨著國內一線品牌銷售價格的回穩，在今年下半年到明年上半年，組件行業將逐步扭虧為盈。今年下半年的組件價格大約在4.3元 / 瓦 -4.4元/ 瓦。而二線組件廠商的無效產能會逐步被市場淘汰。 在賬期方面，超過十個月的應收賬款賬期現在已很少看到。有一線光伏大廠甚至開始要求保證金之外的全款，部分原因也是製造商資金壓力較大，需要收緊賬期。 盡管出貨量一直不佳，無錫尚德的破產重整仍取得了新進展，行業的回暖令投資人恢複了些許希望。7月，無錫尚德進入戰略投資者遴選階段，第二輪確定了四家。目前，戰略投資者正在進行盡職調查。但107億元債務仍是一個大得令人難以承受的窟窿， “收購不過來” ，一家央企製造業務負責人表示。 尚德控股與5.41億美元可轉債的多數持有人已達成新的債務延期協議，考慮將 債券持有人的主要債權股票化。但這顯 然只是延遲風險。市場對地方國資無錫國聯入主的預期仍然較高。 | ||||||