继往开来——单晶技术引领光伏行业新时代

2．利空政策

对处于发展初期、成本较高的光伏产业，政府通过政策扶持以及补贴等方式进行培育和引导。近年来，政府对光伏发电补贴力度一直较大，但也导致光伏投资热情过于高涨。政府补贴支出压力过重、光伏产品结构化产能过剩、光伏发电消纳难以保证等问题逐渐显现。近几年，国家在电价、装机规模等方面也出台多项相关政策，以抑制光伏行业发展过快而带来的消极影响。

表3 2015年以来光伏行业主要利空政策

资料来源：公开资料，联合评级整理

具体来看，电价调整方面，自2015年以来，每年国家发改委都于12月发布第二年的上网电价。此外，每年的电价调整通知还指出，自通知发布之日起下一年的1月1日之后备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目，执行新的年光伏发电上网标杆电价。自当年电价下调通知发布之后起下一年1月1日之前备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目但于下一年6月30日以前仍未全部投运的，执行新的上网标杆电价。

2015年为我国光伏发电电价退坡“元年”。行业的无序发展，光伏发电新增装机大幅扩张，电费补贴缺口持续增加系促成这一系列政策推行的主要原因。前七批进入补贴名录的光伏电站主要涵盖了2016年3月前并网的项目，总装机规模约为43GW左右。其中第六批补贴名录（涵盖项目范围为2013年9月至2015年2月并网的光伏电站）装机规模约为19.5GW左右，第七批补贴名录（涵盖项目范围为2015年2月至2016年3月并网的光伏电站）装机规模约为17.3GW，第七批次涵盖项目的时间区间不足一年，但进入名录的装机规模已接近第六批次（涵盖项目时间区间约为一年半）入补项目的装机规模。第六、七批次入补电站规模更是已占前七批全部入补规模的85%以上。光伏电站短期内的爆炸式无序扩张直接导致补贴支出压力过重问题显现。因此，为缓解补贴支出压力进一步扩大，发改委自2015年12月起，开始推行规律性电价退坡政策。

正是自2015年底开始的电价调整，导致了2016年和2017年的两次“630”抢装潮。值得注意的是，2015－2017年，均为每一年进行一次电价下调。但自2017底下调后仅半年，2018年5月，国家发改委再次进行电价下调。本次电价调整也打破了过去三年电价退坡的规律性，远超行业参与者对电价调整政策的预期。2018年5月的电价退坡对市场发展造成较大冲击，无法满足发电成本要求的落后产能被加速出清。电价下调政策的连续下发，表明我国对于光伏发电补贴退坡，以及调控光伏发电规模的推动意识进一步深化。

然而，由于光伏行业补贴缺口规模较大，仅依赖于电价退坡政策，财政支出压力较大的问题难以得到完全解决。根据统计，已经进入前七批补贴名录的光伏及风电项目每年所需补贴约为880亿元，其中光伏400亿元，风电480亿元。已入补项目的电费补贴已经陆续发放，但仍存在一定的补贴拖欠情况。未进入补贴名录的光伏及风电项目待补贴金额由2015年的156亿元快速增长到2018年的约900亿元。因此，2018年，国家在推行电价退坡政策的同时，还对新增装机规模进行限制，以政策调控的手段，抑制行业爆发式增长，力争使光伏行业进入健康有序发展的新阶段。明确限制新增装机规模，体现了国家加速光伏“平价上网”之决心，表明国家有序控制光伏发电规模的态度，意于减弱投机性的光伏投资热情。

3．竞价上网

如上文所述，为实现“平价上网”，我国逐步通过政策对行业发展进行干预。2019年，我国首次采用竞价模式组织光伏发电装机申报工作。具体来看，国家能源局发布了《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号），根据通知，各省进行了2019年光伏发电国家补贴竞价项目申报工作。

截至2019年7月1日，全国共有23个省份（吉林、黑龙江、福建、海南、云南、甘肃、新疆、西藏和新疆建设兵团未申报）组织4,338个项目申报光伏发电国家补贴竞价，总装机容量为2,455.90万千瓦。由下表可见，申报项目所属区域在区域经济发展、区域土地成本或是区域发电价格及利用小时数等方面具备某一方面优势或综合优势，未来装机分布将逐渐向具备上述优势的区域持续转移。

表4 截至2019年7月1日申报光伏发电国家补贴竞价（单位：个、万千瓦、%、个）

资料来源：公开资料，联合评级整理

国家可再生能源信息管理中心（以下简称“信息中心”）确定了拟纳入2019年国家竞价补贴范围的项目名单。2019年拟纳入国家竞价补贴范围的项目覆盖22个省份，共3,921个项目，较申报减少了417个；总装机容量2,278.86万千瓦，较申报减少了177.03万千瓦；测算年度补贴需求约17亿元，基本情况如下图所示。此次拟纳入国家竞价补贴项目，已并网项目容量86.46万千瓦，新建项目容量2,192.41万千瓦。

表5 拟纳入2019年国家竞价补贴范围的项目情况（单位：个、万千瓦、%）

资料来源：公开资料，联合评级整理

从项目电价看，I类资源区，普通光伏电站平均电价最低为0.3281元/千瓦时，较II类资源区普通光伏电站平均电价低0.0456元/千瓦时，较III类资源区普通光伏电站平均电价低0.1308元/千瓦时；全额上网分布式项目平均电价为0.3419元/千瓦时，较II类资源区全额上网分布式项目平均电价低0.0608元/千瓦时，较III类资源区额上网分布式项目平均电价低0.1398元/千瓦时。

表6 拟纳入2019年国家竞价补贴范围项目的电价情况（单位：元/千瓦时）

资料来源：公开资料，联合评级整理

从电价降幅看，普通光伏电站平均电价降幅最大的和全额上网分布式电站平均降幅最大的均为III类资源区。基本情况如下图所示：

表7 拟纳入2019年国家竞价补贴范围项目的电价情况（单位：元/千瓦时）

资料来源：公开资料，联合评级整理

此次拟纳入国家补贴竞价范围的项目只是今年全国光伏发电建设规模的一部分。除此之外，加上此前已安排和结转的户用光伏项目、光伏扶贫项目、平价示范项目、领跑基地项目、特高压配套外送和示范类项目等，2019年光伏发电项目建设规模在5,000万千瓦左右，预计年内可建成并网的装机容量在4,000~4,500万千瓦左右，能够保障光伏发电产业发展合理规模，实现光伏发电产业稳中求进。但纳入国家补贴竞价范围项目名单只是取得了补贴资格，项目最终能否享受国家补贴，还要以是否按《通知》要求按期全容量建成并网为准。对于逾期未全容量建成并网的，或将根据实际情况降低补贴或取消补贴资格。

三、产业链成本构成、价格走势及单多晶价差分析

1．产业链各环节成本构成

电力成本在硅棒成本构成中占比较大，间接影响全产业链的利润空间。硅料成本在产业链各环节成本构成中所占比重均属较高，降低硅料成本亦是全行业降本增效的重要手段。此外，除电力成本及硅料成本外，各产品生产环节中的非硅成本占比是评价行业内优秀企业成本控制能力的重要因素。

如下表所示，在硅棒生产环节中，金属硅、电力、蒸汽及折旧占生产成本比例较高，分别约为20%、45%、10%和15%，其他成本（包含其他及人工）占比较低，约为10%；在硅片生产环节中，硅料成本占比约为60%左右，其他成本占比约为40%，从硅片生产的其他成本细分来看，各类成本占比均较低，主要以坩埚（占7%左右）、金刚线（占6%左右）和冷却液（占6%左右）为主；在电池片生产环节中，硅片成本占比约为70%，银浆成本占比约为10%，其他成本（包含辅助设施、电力及人工等）占比约为20%；在组件生产环节中，电池片成本占比约为60%，铝边框和镀膜玻璃分别约占10%，其他成本（包括EVA、接线盒和背板等）占比约为20%；在光伏电站建设环节中，组件成本及安装费用占比分别约为40%和15%，其他成本占比约为45%，其中主要包括融资费用、前期开发费用、土地费用和电网接入费用等。

表8 光伏行业产业链成本构成情况

资料来源：公开数据，联合评级整理