光伏行业分析报告.docx

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光伏行业分析报告

光伏行业分析报告

2013年10月

目录

一、国内多项光伏政策密集出台3

1、光伏电价与资金相关政策3

2、光伏行业制造规范政策4

3、光伏电站项目相关政策5

二、西部地面电站投资收益可观5

1、上网电价尘埃落定实为重大利好5

2、四季度将现地面电站抢装潮7

三、东部分布式推广潜力巨大9

1、分布式在理论上具有投资吸引力9

2、分布式从示范区开始推广9

3、分布式在金融服务方面将获支持11

4、分布式商业模式仍需探索12

四、补贴资金保障大幅提高14

五、制造规范力阻新产能扩张15

六、投资策略18

七、风险因素18

附录19

1、国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知19

2、国家发展改革委关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知21

3、光伏制造行业规范条件22

一、国内多项光伏政策密集出台

1、光伏电价与资金相关政策

2013年8月30日，国家发改委连发两大特急文件《国家发改委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（以下简称《价格通知》）与《国家发改委关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价的有关事项的通知》，明确了全国三类资源区的光伏电站分区域的标杆上网电价分别为每千瓦时0.9元、0.95元、1元，分布式按发电量进行电价补贴的标准为每千瓦时0.42元。

自今年9月25日起，将除居民生活和农业生产用电之外的其他用电可再生能源电价附加标准由每千瓦时0.8分钱提高到1.5分钱。

2013年3月，国家发改委曾向部分政府机构、相关光伏发电企业下发《关于完善光伏发电价格政策通知》的意见稿。

此次的《价格通知》确定的上网电价较意见稿明显提高，并将四类资源区合并为三类资源区。

此次《价格通知》确定的0.42元的度电补贴，相较于意见稿的0.35元也上调了20%。

此次上调可再生能源附加，已是2006年开始征收1厘钱以来的第四次调整，基本延续了此前翻番的调整幅度。

2、光伏行业制造规范政策

2013年8月27日，工信部官方网站发布《光伏制造行业规范条件（征求意见稿）》，并于2013年9月17日发布正式稿（对征求意见稿未作修改），对光伏行业中多晶硅、硅棒、硅锭、硅片、电池、电池组件等制造领域的生产布局与项目设立、生产规模和工艺技术、资源综合利用及能耗、环境保护和质量管理等方面做出了规定，促进光伏制造业兼并重组、技术改造，推动光伏行业健康发展。

3、光伏电站项目相关政策

2013年9月24日，国家能源局发布《光伏电站项目管理暂行办法》，将光伏电站的核准制改为备案制，由省级主管部门对光伏项目实施备案管理。

2013年9月28日，财政部网站发布《关于光伏发电增值税政策的通知》，自2013年10月1日至2015年12月31日，对纳税人销售自产的太阳能生产电力产品，实行增值税即征即退50%的政策。

二、西部地面电站投资收益可观

1、上网电价尘埃落定实为重大利好

国家经过六次特许权招标，基本摸清了国内各地风能资源分布状况，最终形成风电分区域上网电价；同样，国家此前也经过了数次光伏电站项目的特许权招标，并调查了全国光照资源分布，在征求意见稿中形成了四类资源区的光伏电站标杆上网电价，《价格通知》合并缩减为三类。

在2011年出台光伏上网电价之后，尽管各企业奔赴西部建设光伏电站的热情高涨，但不得不承认，补贴年限的问题一直困扰着投资方。

补贴年限不明，银行无法测算投资回报率，投资方的融资遭到较大限制。

如今，20年的补贴年限尘埃落定，融资问题得以改善，对于光伏应用的发展实为重大利好。

2012年底，国务院常务会议明确提出，要完善中央财政资金支持光伏发展的机制，光伏电站项目执行与风电相同的增值税优惠政策，但实际上一直没有执行。

此次《关于光伏发电增值税政策的通知》明确了自2013年10月1日起增值税即征即退50%，根据测算，光伏电站项目的内部回报率将提高1-2个百分点。

我们以Ⅰ类为例，在目前的环境下，测算光伏地面电站的投资收益状况。

测算结果为，IRR达到13.9%，投资回收期5.5年。

考虑到电力集团一般是光伏地面电站的投资主体，该投资收益完全达到央企投资的最低标准（IRR>贷款利率+2个百分点）。

通过对于上网电价与有效发电时间的敏感性分析，我们发现，Ⅰ类地区普遍具有投资吸引力，Ⅱ类地区光照资源较好的区域也具有相当的投资吸引力，而Ⅲ类区域较为缺乏投资吸引力。

但是，部分Ⅱ类和Ⅲ类地区有地方政府额外的上网电价补贴，那么也同样具备投资吸引力。

2、四季度将现地面电站抢装潮

根据《价格通知》，分区标杆上网电价政策适用于2013年9月1日后备案（核准），以及2013年9月1日前备案（核准）但于2014年1月1日及以后投运的光伏电站项目；这意味着2013年9月1日前备案（核准）且于2014年1月1日前投运的光伏电站项目将仍享受1元/kWh的上网电价。

Ⅰ类地区下调0.10元/kWh将带来超过6个百分点的收益率损失，Ⅱ类地区下调0.05元/kWh则将带来超过2个百分点的收益率损失。

由此推断，2013年四季度的抢装潮可以期待，这一点已经在我们的产业链调研中得到验证。

在上网电价0.9元/kWh的情况下，通过对于投资成本与有效发电时间的敏感性分析，我们发现，IRR对于投资成本非常敏感。

随着电站投资成本的不断下降，IRR的提高是显著的，投资吸引力将大幅增加。

在保证电站质量的前提下，部分电站开发企业已将投资成本降至8元/W以下，其投资收益是非常可观的。

另外，根据《光伏电站项目管理暂行办法》，备案制将取代核准制，并且将权力下放到地方政府，有利于在光伏行业中充分发挥市场机制，降低光伏项目的审批时间和成本，增加光伏项目的实际收益，增强资金对光伏电站建设的积极性，提高光伏电站的建设规模和建设速度。

三、东部分布式推广潜力巨大

1、分布式在理论上具有投资吸引力

征求意见稿中的0.35元/kWh的补贴使得投资分布式光伏电站具备一定的投资吸引力；自发自用比例与终端用电价格越高的地区，发展分布式光伏的动力越充足；分布式项目至少适用于全国70%以上的省市。

此次度电补贴较征求意见稿上调20%至0.42元/kWh，分布式的投资吸引力进一步提升。

我们以江浙地区的工商业用户为例，在目前的环境下，测算分布式电站的投资收益状况。

测算结果为，IRR达到9.3%，投资回收期9年。

2、分布式从示范区开始推广

尽管理论测算结果较为可观，但是分布式对于国内来说是一个全新的事物，其商业模式仍需在实践中探索；正是基于试点摸索的考虑，国家推广分布式从示范区开始。

2013年8月，国家能源局发布了《关于开展分布式光伏发电应用示范区建设的通知》，批准了18个示范区：

北京海淀区中关村海淀园、北京顺义、上海松江、天津武清、河北高碑店、河北保定英利、江苏无锡、江苏南通、浙江绍兴、浙江杭州、安徽合肥、江西新余高新区、山东泰安高新区、山东淄博高新区、广东三水工业园、广东从化明珠工业园、深圳前海、宁波杭州湾新区，2013年规划装机749MW，2015年规划装机累计1823MW。

另有媒体报道，2013年10月，国家能源局或将推出第二批示范区。

考虑到国内国家级开发区超过100个，省级开发区超过1000个，因此国内有足够的园区资源可供推广分布式光伏。

3、分布式在金融服务方面将获支持

分布式的融资环境也将迎来大幅改善。

2013年8月22日，国家能源局联合国开行出台了《支持分布式光伏发电金融服务的意见》，目标通过发挥金融杠杆作用，引导社会资金投入，有效激发分布式光伏发电的投资。

有消息表明，在有望于近期出台的《国家能源局、国家开发银行关于开展分布式光伏发电金融支持试点工作的通知》中，在利率和贷款年限上给予较大优惠，如最长20年的贷款年限，优质项目的可予以基准利率下浮5%-10%的优惠。

同时为符合分布式光伏项目开出绿色优惠通道：

项目贷款年限原则上不超过15年，根据项目实际可延长3-5年，贷款利率在人民银行同期同档次基准利率基础上，对国家能源局认定的项目给予利率下浮5%-10%的优惠；项目受理部门从收到上报评审报告当日计算，最长不超过20个工作日，完成项目路演、审议。

此外，国开行将受益人范围扩大，光伏制造企业、发电企业、工程承包企业以及其它工商企业、事业单位，符合国开行直接申请贷款资格，信用等级不低于BBB-的，可以直接申请国开行信贷支持。

4、分布式商业模式仍需探索

我们对于未来分布式光伏的大发展充满信心，但在此之前，分布式的商业模式仍需进一步探索。

从目前来看，对于分布式而言，合同能源管理（EMC）是一个比较合理的商业模式，光伏开发商承担了节能服务公司（EMCo）的角色，用电单位相当于节能客户。

合同能源管理的本质就是以减少的能源费用来支付节能项目全部成本的节能业务方式。

对于工业园区来说，企业可能兼具厂房建筑的所有权和使用权，即企业既是业主也是用电单位；企业也可能仅仅具有使用权（通过租赁），企业不是业主而仅为用电单位。

如果是后者，那么光伏开发商需要与业主与用电单位两相关方商谈，项目开发难度有所加大。

我们认为上述难点并非不能克服，只是任何新模式的发展推广都需经历探索。

我们预计2014-2015年，分布式光伏的商业模式将日趋成熟，那么分布式光伏的巨大潜力将得到有效释放，行业将迎来爆发式的增长。

我们暂不上调国内新增装机量的预测值，维持此前2013-2015年8GW、10GW、12GW的预测装机量。

四、补贴资金保障大幅提高

市场此前一直担心，国内大规模发展光伏应用，可再生能源发展基金是否能够承担所需补贴。

《国家发改委关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价的有关事项的通知》将可再生能源电价附加标准由每千瓦时0.8分钱提高到1.5分钱，将彻底打消市场对于补贴资金的疑虑。

此前，光伏电站普遍存在补贴延迟发放的问题，这影响了电站的正常运营，提高了资金成本，使得电站投资的实际收益有所下降，而目前该问题已有改观的迹象。

据媒体报道，国家能源局已经就政策细则进行调研，涉及电量计量、电费结算、税收等问题，并有望于近期出台。

对于地面电站，脱硫脱销电价部分由电网按月发放，并无拖欠问题；而待补贴细则落地之后，补贴部分将按季度预拨给电网，并由电网按月转拨发放。

对于分布式电站，在明确电量计量方式之后（涉及光伏系统发电量、上网余电量、购电量），补贴及时发放亦非难题。

五、制造规范力阻新产能扩张

《光伏制造行业规范条件》对于企业的产能设定了底线，尽管门槛不高，主流上市公司（含A股、美股与港股）均满足要求，但至少可将部分中小企业拒之门外。

《光伏制造行业规范条件》还规定，每年用于研发及工艺改进的费用不低于总销售额的3%且不少于1000万元。

对于一二线企业来说，上述研发费用的要求并不构成障碍，但对于年销售额较小的中小企业来说，1000万的研发费用却足以成为一个高门槛，他们往往将精力更多地放在销售渠道和成本控制方面。

《光伏制造行业规范条件》的最大亮点在于，明确规定严格控制新上单纯扩大产能的光伏制造项目。

对加强技术创新、降低生产成本等确有必要的新建和改扩建项目，报行业主管部门及投资主管部门备案。

新建和改扩建光伏制造项目，最低资本金比例为20%；申报符合规范名单时上一年实际产量不低于上述产能门槛的50%。

更为关键的是，新建和改扩建光伏制造项目的技术门槛显著高于现有项目。

从目前市场的技术水平来看，多晶16%和单晶17%的电池转换效率对于现有产能相当于零门槛；然而多晶18%和单晶20%的电池转换效率却是难以逾越的高山，除去逐渐淡出市场的准单晶产品之外，只有N型单晶产品满足要求。

多晶硅制造方面，新产能要求的100kWh/kg的综合电耗已经处于国内一流大厂的水平。

保利协鑫、南玻（技改之后）、特变电工（新线）等一线大厂的冷氢化工艺均已将综合电耗控制在100kWh/kg之下，而大全新能源（新线）由于热氢化工艺耗电量较大，目前综合电耗仍在100kWh/kg之上；而二三线企业的综合电耗在150kWh/kg左右，甚至未达到现有产能的最低门槛。

我们认为《光伏制造行业规范条件》对于新产能较高的要求，将有效阻止非高效产能的扩张。

在《光伏制造业规范条件》基础之上，《光伏企业兼并重组实施意见》正在酝酿推出。

部分三四线中小企业由于达不到规范条件，将面临破产重组，《光伏企业兼并重组实施意见》将有力地推动光伏企业的兼并重组，加速行业去产能的进程。

六、投资策略

随着国内多项光伏新政的出台，电站投资收益的确定性大幅提高，电站开发企业受益明显，相关标的包括航天机电、特变电工、中利科技、阳光电源、海润光伏、东方日升、中环股份、爱康科技等。

已出台的《光伏制造行业规范条件》与即将出台的《光伏企业兼并重组实施意见》，利好各制造环节的龙头企业，尤其是高效硅片的相关企业，包括隆基股份、中环股份；另外，具有新技术的设备耗材企业有望在高效产能的下一轮扩张中受益，相关标的包括新大新材、晶盛机电等。

综合而言，我们维持强烈推荐航天机电、隆基股份，维持推荐特变电工、中利科技、东方日升、海润光伏、阳光电源、中环股份等。

七、风险因素

政策执行不达预期；地面电站并网或发电量不达预期；分布式项目推进不达预期；海外贸易壁垒。

附录

1、国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知

各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局：

为充分发挥价格杠杆引导资源优化配臵的积极作用，促进光伏发电产业健康发展，根据《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发[2013]24号）有关要求，决定进一步完善光伏发电项目价格政策。

现就有关事项通知如下：

一、光伏电站价格

（一）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，相应制定光伏电站标杆上网电价。

各资源区光伏电站标杆上网电价标准见附件。

（二）光伏电站标杆上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫等环保电价，下同）的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴。

二、分布式光伏发电价格

（一）对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元（含税，下同），通过可再生能源发展基金予以支付，由电网企业转付；其中，分布式光伏发电系统自用有余上网的电量，由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。

（二）对分布式光伏发电系统自用电量免收随电价征收的各类基金和附加，以及系统备用容量费和其他相关并网服务费。

三、执行时间分区标杆上网电价政策适用于2013年9月1日后备案（核准），以及2013年9月1日前备案（核准）但于2014年1月1日及以后投运的光伏电站项目；电价补贴标准适用于除享受中央财政投资补贴之外的分布式光伏发电项目。

四、其他规定

（一）享受国家电价补贴的光伏发电项目，应符合可再生能源发展规划，符合固定资产投资审批程序和有关管理规定。

（二）光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。

国家根据光伏发电发展规模、发电成本变化情况等因素，逐步调减光伏电站标杆上网电价和分布式光伏发电电价补贴标准，以促进科技进步，降低成本，提高光伏发电市场竞争力。

（三）鼓励通过招标等竞争方式确定光伏电站上网电价或分布式光伏发电电价补贴标准，但通过竞争方式形成的上网电价和电价补贴标准，不得高于国家规定的标杆上网电价和电价补贴标准。

（四）电网企业要积极为光伏发电项目提供必要的并网接入、计量等电网服务，及时与光伏发电企业按规定结算电价。

同时，要及时计量和审核光伏发电项目的发电量与上网电量，并据此申请电价补贴。

（五）光伏发电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存光伏发电项目上网电量、自发自用电量、电价结算和补助金额等资料，接受有关部门监督检查。

弄虚作假的视同价格违法行为予以查处。

（六）各级价格主管部门要加强对光伏发电上网电价执行和电价附加补助结算的监管，确保光伏发电价格政策执行到位。

国家发展改革委

2013年8月26日

2、国家发展改革委关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知

各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、电力公司，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司：

为支持可再生能源发展，鼓励燃煤发电企业进行脱硝、除尘改造，促进环境保护，决定适当调整可再生能源电价附加和燃煤发电企业脱硝等环保电价标准，现将有关事项通知如下：

一、将向除居民生活和农业生产以外的其他用电征收的可再生能源电价附加标准由每千瓦时0.8分钱提高至1.5分钱。

二、将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分钱提高至1分钱。

三、对采用新技术进行除尘设施改造、烟尘排放浓度低于30mg/m3（重点地区低于20mg/m3），并经环保部门验收合格的燃煤发电企业除尘成本予以适当支持，电价补偿标准为每千瓦时0.2分钱。

四、以上价格调整自2013年9月25日起执行。

五、在保持现有销售电价总水平不变的情况下，主要利用电煤价格下降腾出的电价空间解决上述电价调整资金来源。

各省（区、市）具体电价调整方案，由省级价格主管部门研究拟订，于2013年9月10日前上报我委审批。

国家发展改革委

2013年8月27日

3、光伏制造行业规范条件

为深入贯彻落实科学发展观，引导光伏制造行业加快转型升级，推动我国光伏产业持续健康发展，根据国务院《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发[2013]24号）和国家有关法律法规及产业政策，按照优化布局、调整结构、控制总量、鼓励创新、支持应用的原则，特制定光伏制造行业规范条件。

一、生产布局与项目设立

（一）光伏制造企业及项目应符合国家资源开发利用、环境保护、节能管理等法律法规要求，符合国家产业政策和相关产业规划及布局要求，符合当地土地利用总体规划、城市总体规划、环境功能区划和环境保护规划等要求。

（二）在国家法律法规、规章及规划确定或省级以上人民政府批准的基本农田保护区、饮用水水源保护区、自然保护区、风景名胜区、重要生态功能保护区和生态环境敏感区、脆弱区等法律、法规规定禁止建设工业企业的区域不得建设光伏制造项目。

上述区域内的现有企业应逐步迁出。

（三）严格控制新上单纯扩大产能的光伏制造项目。

对加强技术创新、降低生产成本等确有必要的新建和改扩建项目，报行业主管部门及投资主管部门备案。

新建和改扩建光伏制造项目，最低资本金比例为20%。

二、生产规模和工艺技术

（一）光伏制造企业应采用工艺先进、节能环保、产品质量好、生产成本低的生产技术和设备。

（二）光伏制造企业应具备以下条件：

在中华人民共和国境内依法注册成立，具有独立法人资格；具有太阳能光伏产品独立生产、供应和售后服务能力；具有省级以上独立研发机构、技术中心或高新技术企业资质，每年用于研发及工艺改进的费用不低于总销售额的3%且不少于1000万元人民币；申报符合规范名单时上一年实际产量不低于本条第（三）款产能要求的50%。

（三）光伏制造企业按产品类型应分别满足以下要求：

1.多晶硅项目每期规模大于3000吨/年；

2.硅锭年产能不低于1000吨；

3.硅棒年产能不低于1000吨；

4.硅片年产能不低于5000万片；

5.晶硅电池年产能不低于200MWp；6.晶硅电池组件年产能不低于200MWp；

7.薄膜电池组件年产能不低于50MWp。

（四）现有光伏制造企业及项目产品应满足以下要求：

1.多晶硅满足《太阳能级多晶硅》（GB/T25074）1级品的要求；

2.多晶硅片（含准单晶硅片）少子寿命大于2μs，电阻率在1-3Ω.cm，碳、氧含量分别小于16和18PPMA；单晶硅片少子寿命大于10μs，电阻率在1-3Ω.cm，碳、氧含量分别小于10和18PPMA；

3.多晶硅电池和单晶硅电池的光电转换效率分别不低于16%和17%；

4.多晶硅电池组件和单晶硅电池组件的光电转换效率分别不低于14.5%和15.5%；

5.硅基、铜铟镓硒（CIGS）、碲化镉（CdTe）及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别不低于8%、10%、11%、10%。

（五）新建和改扩建企业及项目产品应满足以下要求：

1.多晶硅满足《硅多晶》（GB/T12963）2级品以上要求；

2.多晶硅片（含准单晶硅片）少子寿命大于2.5μs，电阻率在1-3Ω.cm，碳、氧含量分别小于8和6PPMA；单晶硅片少子寿命大于11μs，电阻率在1-3Ω.cm，碳、氧含量分别小于8和6PPMA；

3.多晶硅电池和单晶硅电池的光电转换效率分别不低于18%和20%；

4.多晶硅电池组件和单晶硅电池组件光电转换效率分别不低于16.5%和17.5%；

5.硅基、CIGS、CdTe及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别不低于12%、12%、13%、12%。

（六）多晶硅电池组件和单晶硅电池组件衰减率在2年内分别不高于3.2%和4.2%，25年内不高于20%；薄膜电池组件衰减率在2年内不高于5%，25年内不高于20%。

三、资源综合利用及能耗

（一）光伏制造企业和项目用地应符合国家已出台的土地使用标准，严格保护耕地，节约集约用地。

（二）光伏制造项目能耗应满足以下要求：

1.现有多晶硅项目还原电耗小于80千瓦时/千克，综合电耗小于140千瓦时/千克；新建和改扩建项目还原电耗小于60千瓦时/千克，综合电耗小于100千瓦时/千克；

2.现有硅锭项目平均综合能耗小于9千瓦时/千克，新建和改扩建项目小于7千瓦时/千克；如采用多晶铸锭炉生产准单晶或高效多晶产品，项目平均综合能耗的增加幅度不得超过0.5千瓦时/千克；

3.现有硅棒项目平均综合能耗小于50千瓦时/千克，新建和改扩建项目小于45千瓦时/千克；

4.现有多晶硅片项目平均综合能耗小于60万千瓦时/百万片，新建和改扩建项目小于55万千瓦时/百万片；现有单晶硅片项目平均综合能耗小于40万千瓦时/百万片，新建和改扩建项目小于35万千瓦时/百万片；

5.电池项目平均综合能耗小于15万千瓦时/MWp；

6.晶硅电池组件项目平均综合能耗小于8万千瓦时/MWp；薄膜电池组件项目平均能耗小于50万千瓦时/MWp。

（三）光伏制造项目生产水耗应满足以下要求：

1.多晶硅项目水循环利用率不低于95%；

2.硅片项目水耗低于1400吨/百万片；

3.电池项目水耗低于1700吨/MWp。

（四）其他生产单耗需满足国家相关标准。

四、环境保护

（一）新建和改扩建光伏制造项目应严格执行环境影响评价制度，未通过环境影响评价审批的项目不得开工建设。

按照环境保护“三同时”要求，项目配套建设环境保护设施应依法申请项目竣工环境保护验收，验收合格后方可投入生产运行。

企业应有健全的企业环境管理机构，制定有效的企业环境管理制度，定期开展清洁生产审核。

（二）废气、废水排放应符合国家和地方大气及水污染物排放标准和总量控制要求；恶臭污染物排放应符合《恶臭污染物排放标准》（GB14554），对产生的工业固体废物要依法贮存、处臵或综合利用，应符合《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597）和《一般工业固体废物贮存、处臵场污染控制标准》（GB18559）相关要求，SiCl4等危险废物应委托具备相应处理能力的有资质单位进行妥善处臵；厂界噪声符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348）。

（三）鼓励企业通过ISO14001环境管理体系认证、ISO14064温室气体核证、PAS2050/ISO14067碳足迹认证。

（四）光伏制造项目应按照环境影响报告书（表）及其批复、国家或地方污染物排放（控制）标准、环境监测技术规范的要求，制定自行监测方案，开展自行