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光伏电价下调低于预期?喜忧掺半!


作者:www.tyn100.com 来源:www.tyn100.com 日期:2017/12/26 13:22:27 点击率:

一、此次电价下调幅度低于预期

早在9月份,行业就流传了各种版本的电价调整文件,本号也予以关注,整理了自己听到了三个版本《关于明年光伏电价调整的最新靠谱说法》,并提出自己认为比较靠谱的一种说法是:

1)地面电站、全额上网分布式:630后下调0.1元/kWh;

2)自发自用分布式:2018年元旦后开始下调0.07元/kWh;

结果,最终的文件是:

1)地面电站:630后下调0.1元/kWh;

2)全额上网分布式:2018年元旦后开始下调0.1元/kWh

3)自发自用分布式:2018年元旦后开始下调0.05元/kWh;

4)村级扶贫项目(含户用):根本没有降!

可见,这个结果比当初预想的更好!

有人跟我说,虽然没有630,然而,分布式只降5分钱,简直是全年都在抢装!

然而,对于这种比预期低的降价幅度,个人觉得是喜忧掺半。

二、系统成本下降幅度难抵电价下调对收益的影响

光伏项目标杆电价调整后,如果项目投资不能降低到一定水平,项目收益肯定会下降。

1当项目投资不变时,收益率下降情况

以6500元/kW造价为例,采用新标杆电价时,平均下调0.1元/kWh。项目的融资前全投资内部收益率变化情况如图1~3所示。

1)一类资源区

图1:一类资源区电价下调后收益率变化

一类资源区虽然太阳能资源很好,但考虑到限电的影响,发电量无法达到预期水平。根据相关规定,对一类资源区的保障小时数为1500h,因此首年满发小时数采用1400h、1500h、1600h来进行计算。

通过计算发现,电价由0.65元/kWh下调到0.55元/kWh,根据项目的发电量情形不同,项目全投资税前内部收益下降2.1%~2.4%。

电价调整前,IRR均在8%以上;调整后若保持现有投资,则收益则在6%~8%之间,低于行业基准收益率8%。

2)二类资源区

图2:二类资源区电价下调后收益率变化

二类资源区的资源跨度比较大,选择首年满发小时数为1200h、1300h、1400h来进行计算。通过计算发现,电价由0.75元/kWh下调到0.65元/kWh,根据项目的发电量情形不同,项目全投资税前内部收益下降1.9%~2.1%。

电价调整前,IRR基本在8%以上;调整后若保持现有投资,则收益则在6%~8%之间,低于行业基准收益率8%。

3)三类资源区

图3:三类资源区电价下调后收益率变化

三类资源区资源较差,选择首年满发小时数为1100h、1200h、1300h来进行计算。通过计算发现,电价由0.85元/kWh下调到0.75元/kWh,根据项目的发电量情形不同,项目全投资税前内部收益下降1.7%~2.0%。

电价调整前,IRR均高于8%;调整后若保持现有投资,则收益则在6.5%~9%之间;首年满发小时数低于1200h的时候,项目的IRR低于行业基准收益率8%。

2保证收益率不变时,投资需要下降的幅度

如果以“2018年的新电价”执行项目,要达到与之前项目收益相同,项目总投资必然要下降。那电价下调后,下降多大幅度,才能保障项目收益相同?

采用8%的基准收益了为测算基础,对保证收益相同时,不同资源区的投资下降水平进行了测算,如下文。

1)一类资源区

图4:一类资源区保证收益不变的投资下降

从上图可以看出,在不同的电价水平和首年满发小时数,一类资源区的项目以8%的收益率进行反算,电价下调后,收益初始投资下降1.1~1.3元/W。

当项目投资下降到5.5元/W以内时,如果首年满发小时数能达到1400h以上,一类资源区的项目几乎全部具备投资价值。

2)二类资源区

图5:二类资源区保证收益不变的投资下降

从上图可以看出,在不同的电价水平和首年满发小时数,二类资源区的项目以8%的收益率进行反算,电价下调后,收益初始投资下降0.97~1.13元/W。

当项目投资下降到5.5元/W以内时,如果首年满发小时数能达到1200h以上,二类资源区的项目几乎全部具备投资价值。

3)三类资源区

图6:三类资源区保证收益不变的投资下降

从上图可以看出,在不同的电价水平和首年满发小时数,三类资源区的项目以8%的收益率进行反算,电价下调后,收益初始投资下降0.9~1.05元/W。

当项目投资下降到5.7元/W以内时,如果首年满发小时数能达到1100h以上,二类资源区的项目几乎全部具备投资价值。

3综合分析

1)下游需要上游大幅降价

综上所述,不同资源区内,光伏项目在电价下调后要达到相同收益时,投资应该下调的幅度如下表所示。

表2:不同资源区达到相同收益时的投资下调幅度

可见,项目执行新电价时,要达到与旧电价相同的项目收益,在不同的资源水平下,总投资要下降0.9~1.3元/W,平均1元/W左右。

2)上游降价的可能性

目前,光伏系统成本中:

逆变器的成本在0.15~0.35元/W之间,造价已经很低,未来下降的绝对数值空间不大;

辅材(电缆、钢材、水泥)和人工的成本一直处于上涨的状况!

因此,系统成本下降主要依靠两个方面:

第一,成本占比最大的组件成本的下降。

第二,非技术成本的下降(土地、屋顶租金、送出、路条费等)

非技术成本短时间内很难下降,成本下降应该主要依靠组件成本的下降。

根据目前组件的成本构成,个人认为,

电池片、组件环节的利润已经很低,未来组件成本的下降主要取决于利润较高的硅料环节和硅片环节,尤其是硅料价格的变化。

考虑到目前硅料、硅片企业的订单比较饱满,下游应用市场的供需关系传递到上游大概需要2~3个月左右的时间。因此,预计硅料价格的变动需要在2~3个月以后。

目前,主流光伏组件的价格为2.75元/W左右。考虑到630抢装因素, 630前组件价格肯定无1元/W的降幅,因此以2018年新电价并网的项目收益肯定要下降。

三、电价调整对投资企业的影响

1对于补贴拖欠的担忧

2017年上半年,风电发电量为1490亿kWh ;光伏发电量为518亿kWh;预计全年风电发电量约3000亿度,光伏在1000亿度以上。同时考虑约650亿度的生物质发电。则2017年当年来看,

风电需要补贴555亿元以上;光伏需要补贴500亿元以上;生物质需要补贴约160亿元。同时,风电、光伏的接网工程补贴需要35亿元以上。总补贴额约在1250亿元。而每年征收到的可再生能源附加不足700亿元。

目前,可再生能源附加的资金刚能覆盖住前6批补贴目录中的项目所需要的补贴;2017年11月又紧急增补了6.7GW的光伏扶贫项目的补贴。

由此可见,除光伏扶贫以外,未进入前6批目录的光伏项目补贴拖欠问题将更加严重。

2补贴拖欠对于企业的影响

1)对央企、国企影响小

对于实力雄厚的央企、国企,拖欠补贴为“应收账款”,对企业影响不是很大。然而,对于一些对现金流依赖程度高的民营企业则影响重大。

2)对民营企业影响大

之前跟一些民营的投资商交流,有人甚至表示希望电价降的更多一些。因为电价下调大了,补贴的占比就少了,自然倒逼上游设备制造端下降,现在上游还是有下降空间的。降不到预期价格,投资商是不会投资的。投资企业可以扛着不投资,但设备企业不能扛着不生产,价格必然下降,何况今年的产能扩的这么大。

3)补贴降低幅度低,对民营投资企业未必是好事

如果电价降的更厉害一些,补贴占比少,拖欠影响少,他们的现金就会好一些;电价高,设备价格下不来,利润留在设备制造端。电价低,补贴占比低,投资企业更好过。现在电价再高,对于一些民营企业来说,都是虚的,因为它们很可能死在补贴到位之前。


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