【光伏行业产业链分析】

3.1光伏能源开发情况介绍

3.1.1与其他能源相比，太阳能是开发潜力最大但已开发比例最低的能源类型。2014年中，全球仅有0.9%的电力来源于光伏装机，而风电、水电及不可再生能源发电比例分别达3.1%、16.6%和77.2%，光伏仍然有巨大的可开发能力。太阳能在能量转换过程中不产生废弃物，不影响环境，也没有核废料泄露的隐患。光伏发电能够显著降低碳排放量，在当前雾霾日渐严重的情况下对改善空气质量至关重要。同时，现在光伏电站已经能够开发碳排放交易产品，在减排的同时可以增加收入。

3.1.2目前光伏能源的开发比例较低的原因有如下几条：

一是光伏行业大规模的生产应用在2004年以后才开始，最开始大规模发展是在欧洲。最近才在亚洲尤其是中国和日本大力发展起来。

二是因为光伏组件成本较高，造成光伏电站造价较高，加上能量转换效率通常不到20%，于是发电成本较高。目前光伏发电的成本约0.9~1元/度，与火电0.35~0.6元/度的成本相比较为高昂。

三是过度依赖政府补贴。较高的发电成本限制了光伏发电的经济性，目前光伏电站的发展依赖于政策。

3.1.3但随着光伏技术的不断进步，尤其是造价降低和能量转换效率的提高，使得光伏发电的成本将逐年降低，未来光伏与火电的成本差价将逐渐接近甚至于更低。根据我国资源综合利用协会发布的《中国光伏发电平价上网路线图》，到2020年前后，光伏就将实现发电侧的平价上网而不再依赖政府补贴，成为具备竞争力的能源。



3.1.4光伏电池能够大规模生产的另一重要因素就是制造成本的快速下降，一方面得益于制备工艺与技术的进步，另一方面得益于规模扩张致使的成本摊薄效应。

3.1.5全球光伏产业的大规模扩张使得成本呈指数级下降，根据历史数据测算，装机规模每增加100%，电池组件成本下降20.9%，价格从1977年时的76.67美元/瓦迅速降低到现在的0.7美元/瓦。在发电成本方面，晶硅电池的度电成本已降至约0.14美元/度。在用电成本较高的国家，光伏发电已实现居民用电侧的上网平价；在我国，也已经与工业用电价相当。

3.2光伏产业链介绍：

光伏产业链如下图：



3.2.1上游部分：

从晶硅开始，历经硅棒、硅片，到最终制成电池片，晶硅的价格变动一步步传导至中游的电池片环节。


在光伏电池种类方面，晶硅电池占据90%左右的份额，其中多晶硅是主流。随着晶硅材料的不断走低，其下游产品硅棒和硅片的价格也同步下跌。薄膜电池虽然有各种优势，但受限于产能和价格因素，至今仍处于初步发展期，还无法形成大规模商业化。2014年我国产出的电池中，多晶与单晶电池占比在87:13左右，而全球平均比例约为2:1。其原因在于，我国光伏电站以地面集中式为主，多晶硅成本相对较低而占据了主导地位；而国外以分布式的屋顶电站为主，所以大多数采用能量转换效率更高的单晶电池。

多晶硅原材料最近的价格走势如下：


2015年6月，国家能源局、工信部、国家认监委联合发布《关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见》，提出实施光伏“领跑者”计划，推广高效光伏组件，要求多晶硅和单晶硅光伏组件的光甴转换效率应分别达到16.5%和17%以上。实际上，最近几年单晶和多晶电池都保持了约每年0.3%效率的提升，2014年我国企业的单晶平均效率已达19.3%，多晶硅达17.8%，已经完全满足该意见的计划要求。国内部分优质厂商的多晶硅平均效率大多数超过上述标准，甚至达20%以上。

根据第三方机构PVinsights公布的数据，单晶和多晶硅片的价差持续缩小。单晶硅片从2015年1月的1.15美元/片（156mm*156mm规格）降到2016年1月0.89美元/片。而多晶硅片的价格一致维持在0.9美元/片附近。单晶电池的价格也从2015年1月的1.83美元/片（156mm*156mm规格）降到了2016年1月的1.6美元/片，已经和多晶电池的1.48美元/片极为接近了。

单晶产品相对不再“昂贵”的主要原因是成本的大幅下滑，尤其体现在硅片制造环节。从长远角度来看，未来单晶和多晶组件有望在每瓦成本和售价方面均实现平价，更加有利于分布式电站的发展。

3.2.2中游部分：

这部分组件中成本占比较大的为电池片、EVA胶膜、背板/背膜、玻璃、接线盒等，再加上逆变器、变压器、电缆等配套设施即构成下游的光伏应用系统，通常为大型集中式地面电站和小型分布式电站。参与企业主要分为EPC公司及运营商。

近几年来，电站装机成本已显著下降，主要受益于占装机总成本近半的光伏组件价格的持续下跌。

以背板/背膜为例，上市公司300393中来股份在其IPO招股说明书中描述：2011年、2012年、2013年及2014年上半年其背膜的平均销售价格为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/背膜领域，其2013年共销售414.88万平米，销售收入9240.14万元，折合22.27元/平米。

背板/背膜的主要原材料为PET膜和氟树脂。根据300393中来股份在其IPO招股说明书中的描述：2011年、2012年、2013年及2014年上半年其PET膜的平均采购价格27.65元/千克、18.68元/千克、14.78元/千克和14.12元/千克。而氟树脂期间的平均采购价格67.03元/千克、57.2元/千克、49.18元/千克和48.9元/千克。总体来说，这两种原材料价格都处于下跌中，但跌幅越来越小。因原材料价格下跌和国内产能较大的影响下，背板/背膜的整体价格呈现下降趋势。

在另一个主要组件EVA胶膜部分，上市公司福斯特(603806)在其IPO招股说明书中描述到：EVA胶膜的原材料为EVA树脂，在其生产成本中EVA树脂成本占比均在80%以上。而EVA树脂作为原油的衍生产品，其价格和原油价格存在密切联系，同时还受光伏行业市场供求关系的影响。福斯特的EVA胶膜在2011年、2012年、2013年及2014年上半年的平均销售价格为15.54元/平米、12.15元/平米、8.82元/平米和8.26元/平米。

总体来说，晶硅电池组件的生产成本中，约70~80%来自电池片，约3~7%来自EVA胶膜和背板。

3.2.3下游光伏电站运营：

根据前述，电池片、背板/背膜和EVA胶膜等重要组件的价格近年来持续下跌（但跌势趋缓），使得目前国内大型地面集中式电站的总装机成本已降至8元/W以下。而目前的标杆电价是在装机成本为10元/W的基础上制定的（补贴分为三类地区，分别实行0.9、0.95和1元/度的标杆电价，分布式电站统一补贴0.42元/度），因此目前电站运营的收益率较高。

在现有的上网电价加上补贴后，在III类资源区建设一个50MW以上的中型地面光伏电站，其自有资金内部收益率在12%左右。而贷款比例的提升、造价成本的降低以及贷款利率的降低都将提升项目的盈利性。

【光伏电站行业盈利分析】

4.1中国光伏发电增长速度

中国太阳能资源丰富，十分适合发展光伏发电。2002年“送电到乡工程”揭开了我国分布式光伏发电的序幕。2009年我国开始实施太阳能光电建筑应用示范项目和金太阳能示范工程，明确为光伏发电系统提供补助，我国光伏发电市场进入规模化发展阶段。


4.2集中式电站投资回报分析（不考虑限电和上网损耗）：

4.2.1Ⅰ类地区光伏集中式电站投资回报

由于集中式光伏电站一般规模比较大，因此造价可以有所降低，可按照8元/w进行计算。假设项目规模为20MW，位于宁夏地区，年机组运行小时数为1600小时。由于宁夏属于Ⅰ类地区，宁夏电价执行0.9元/kwh。本例依旧假设项目运行20年，则：

项目建设成本为：20，000，000W×8元/w=16000万元

项目年发电量为：20，000kw×1600h=3200万kwh

项目年电费为：30，000，000kwh×0.9元/kwh=2880万元

项目IRR为：17.25%

4.2.2Ⅱ类地区集中式光伏电站投资回报

假设集中式电站规模为20MW，建设成本为8元/W，位于Ⅱ类地区青海。Ⅱ类地区机组运行小时数劣于Ⅰ类地区，假设该项目年机组运行小时数为1500小时。Ⅱ类地区光伏上网电价为0.95元/kwh。本例依旧假设项目运行20年，则：

项目建设成本为：20，000，000W×8元/w=16000万元

项目年发电量为：20，000kw×1500h=3000万kwh

项目年电费为：30，000，000kwh×0.95元/kwh=2850万元

项目IRR为：17.05%

4.2.3Ⅲ类地区集中式光伏电站投资回报

假设集中式电站规模为20MW，建设成本为8元/W，位于Ⅲ类地区浙江。Ⅲ类地区机组运行小时数劣于Ⅱ类地区，假设该项目年机组运行小时数为1200小时。Ⅲ类地区光伏上网电价为1元/kwh。本例依旧假设项目运行20年，为保守起见，暂时不将地方政府补贴纳入计算范围。则：

项目建设成本为：20，000，000w×8元/w=16000万元

项目年发电量为：20，000kw×1200h=2400万kwh

项目年电费为：24，000，000kwh×1元/kwh=2400万元

项目IRR为：13.89%

在建造成本相同的情况下，集中式光伏发电项目的IRR由电费与年机组运行小时数决定，电费越高，项目IRR也越高。机组运行小时数越长，项目IRR越高。

4.3分布式光伏发电项目投资回报情况

分布式光伏发电是指位于用户附近，所发电能就地利用，以低于35千伏或更低电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6MW的光伏发电项目。

由于运营维护成本比较低，以下项目投资回报计算中均假设项目运行期间运营维护成本为0。

4.3.1应用端主体为自然人主体即一般居民

依据2013年统计数据，北京市人均住宅面积31平方米，在考虑公摊面积的基础上，按照最保守的6层普通住宅进行测算，1000平方米约可容纳60户（三口之家），户年均可用光伏发电量约为1600kwh，此电量低于北京市居民住宅阶梯电价最低档电量要求（240kwh/月），考虑到居民电价上涨因素居民用电电价，按照0.6元/kwh进行计算，此测算中假定光伏发电全部自发自用，则电价为0.6元/kwh加度电补贴0.42元/kwh进行计算。假设项目运行20年：

项目建设成本为：9元/w×80kw=72万元

全年满发电量约为：80kw×1200h=9.6万kwh

每年电费与补贴收益为：96000kwh×0.6元/kwh+96000kwh×0.42元/kwh=9.79万元

使用7%的折现率计算出来的NPV为29.66万元

4.3.2应用端主体为一般工商业法人

以一般工商业屋顶面积2000平方米计算，约可安装光伏系统160kw，单位安装成本约为9元/w，初投资约为144万元。由于一般工商业营业时间较长，同时对照明、温控等有较高的需求，因此自发自用比例按照100%计算。其他边际条件：项目运行20年、一般工商业销售电价0.517~1.0584元/kwh、分布式发电度电收入0.937~1.4784元、年发电小时数1200小时，则：

项目建设成本为：160kw×9元/w=144万元

项目年发电量为：160kw×1200h=19.2万kwh

年电费收入为：17.99~28.39万元

按0.517元工商业电价计算的IRR为10.92%

按1.0584元工商业电价计算的IRR为19.12%

4.3.3应用端为大型工业户

由于大工业用户一般用电需求大，同时从目前城市规划看，大工业一般相对集中，具备拥有较大面积的厂房的条件。因此基于分析的保守性考虑，按照分布式光伏发电单个项目容量上限6MW进行计算。由于大工业用户具有规模优势，因此单位造价可以有所降低，可按照8元/W进行计算。其他边际条件如下：项目运行20年、大工业电量电价0.453~0.7097元/kwh、分布式发电度电收入：0.873（0.453+0.42）到1.1297(0.7097+0.42)元、年发电小时数：1200小时，则：

项目建设成本为：6000kw×8元/w=4800万元

项目年发电量：6000kw×1200h=720万kwh

按0.453元/kWh计算的项目年电费收入：0.873元/kwh×7200000kwh=628.56万元

按0.7097元/kWh计算的项目年电费收入为：1.1297元/kwh×7200000kwh=813.38万元

按0.453元/kwh度电电费计算的IRR为11.65%

按0.7097元/kwh电费计算的IRR为16.09%

此处分布式项目投资回报计算中均未将地方政府补贴纳入计算范围内，加上地方政府补贴后项目IRR更高。经观察，项目建设成本与电费是决定分布式项目IRR的重要因素。建设成本越高，项目IRR越低。电费越高，项目IRR也越高。