深度解读《2019光伏发电建设规模管理新规征求意见稿》

　　各位投资人大家晚上好，今（18）天感谢安信的邀请，我们在这里跟大家共同探讨一下今天下午会议的精神。今天下午国家能源局新能源司主要组织了企业的代表对讨论稿进行探讨和提意见，明天下午还有专家和协会参加的讨论会，我本人明天也会参加讨论。这也意味着《2019年光伏发电建设管理新规告示意见稿》是讨论稿，很多细节和其他方面还有调整的空间。如果各位投资人有相关的问题和建议，也请大家提出来，明天我会带着这些问题明天跟主管部门的领导汇报二级市场或其他各方面投资人的一些关注点。

　　首先，我们看到能源局在光伏管理的职能将发生改变。从公开的信息中我们可以看到文件中有哪些重点，第一个重点是能源局现在提出的这五点，大家在很多新闻上也看到了就是财政部定补贴的总盘子，发改委定电价的上限。电价的上限是可以为户用和扶贫这些不需要竞价的项目来定电价。能源局来定电价竞价规则，企业根据自身的情况来申报电价，等于这个补贴的强度是按照企业自主申报来定的。产业最关注的就是市场规模，最终由这几项因素来决定的。这就意味着能源局的角色有很大转变，它从最开始的分指标、分配资源的管理机构转变成了一个类似于拍卖行的角色，能源局定的是竞价规则，企业来竞争。转变的基础也是因为财政部与各方向沟通确定的光伏2019年新增补贴规模就只有市场普遍预期的30亿。在前两次电价定价的沟通会议中，绝大部分企业明确表示优选考虑规模，也就是要降低补贴强度，进而获取一个更大的市场规模。

　　竞价是大势所趋，细节和执行层面会有一些调整。原因在于如果当前看不到有其他的可再生资源补贴资金来源渠道的话，既要考虑存量电站的补贴缺口，又要考虑新增补贴项目，我嘛还希望有比较大的市场规模来拉动制造产业链，势必要降低度电的补贴强度。这就意味着需要有一个新的项目分配办法，其实是大大增加了国家能源局和省能源局的管理难度。这次讨论稿把项目分成了5个类型，不同类型又做了不同的管理细则，刨去光伏扶贫和不需要竞价的补贴项目之外，像工商业、普通地面电站以及国家专项工程都要参与这个竞价，并且它还明确了工商业分布式是要<6MW。那这就意味着整个政策进展到细节方面，包括定价、如何竞价等等还需要一定的时间来明确。此外，基于当前的讨论稿，2018年和更早的历史遗留的、没有指标的项目也是允许参与这次指标竞价的，但怎么参与竞价的细节暂时还没有。

　　从文件上来看，国家能源局是希望能够2019年国内光伏市场稳中求进的。的措词严谨，稳中求进就是希望2019年的国内光伏装机市场不低于2018年同期水平，2018年的装机是43GW。从现有的情况来看，2019年新增的光伏装机总量要包括2019年完全新增的指标，加上光伏领跑者未建完的项目和扶贫，以及历年遗留的已建成但无指标项目。这个核算办法跟很多企业对市场的预估会有不同，制造业企业更关注出货量，已经建成但是没有指标，或者说也没有并网的项目不在考虑范畴之内，但是这些项目也会到2019年新增的规模中，所以统计口径的不同也侧面造成了大家对2019年市场预测的不同或者说一些小的分歧。

　　新政竞价的规则核心就是能源局要通过这个竞价来控制补贴总额，以让这个补贴总额尽可能的支撑更多的项目，所以现有组织竞价也是先由各省市组织项目申报的竞争，竞价结果上报到信息中心，会根据申报国家补贴上网电价较竞争上限电价的下降额由高到低进行排序，那就意味着你的标杆电价是0.4元，你申报的电价是0.3元，那你是下降0.1，但是如果你申报电价是0.29元，那么就下降了0.11元，那你的排序就会更靠前一些，它是按照降价的幅度来进行排序的，不完全是按照你申报的电价来的。

　　那排序之后会根据你预期的年发电小时数的电价乘以装机量，会看到你年度项目的补贴总量，这就意味着大概的预估出一个项目的补贴量是多少，按照下降额度从高到低排序，达到国家设定的补贴规模之后作为终点，等于你排不到前面去的线年的补贴名单。意味着各省还是会拼尽全力来基于标杆往下竞价。像2018年并网之后的分布式项目，本身不需要补贴也能够运转是比较有优势，它在没有补贴的情况下也已经可以维持项目的收益了，对它来说额外的补贴都都是它的额外收益，所以对于建成的项目如何来参与竞价，更细的方面还要等待进一步政策的细则出来。

　　另外，我希望大家在看到这个讨论稿的时候，还是要结合之前或者即将出台的政策来看，第一个就是电价政策的文件，现在我们讨论的是市场竞争中的一个方式方法，还要看电价政策的文件究竟是如何规定的。在之前电价文件也有过讨论稿，它也明确了每季度还要下调一分钱，按照德国这种模式进度下调，怎么看待电价政策和市场竞争办法的关系，还有待于进一步的观察。另外，我们还要等待明确补贴分配的文件，这是最重要的。之前我也讲到了传言是2019年项目的补贴将不再拖欠，那就是财政部把每年新增的可再生资源的附加费都拿来解决当年新增的项目，老项目暂时先放在那里，这对于大家来核算收益，包括现金流是非常关键的，我们需要有一个明确的政策信号。

　　还有一个文件就是之前正式发布的《市场环境监测机制》，那里面明确预警了红色区域是不新增普通指标项目，橙色的按照原来的办法是减半，绿色的是正常。在新的竞争模式下是否还会区分绿色和橙色地区的待遇也是要考虑的，现在也并不是特别明确。接下来，整个文件中除了刚才我们提到的电价非常关键之外，其实投产的季度也比较重要，以当前的时间来看，现在已经差不多是2月18日了，后面还要开会，2月底或者3月初之前国家的政策能够发布出来的话，各省还需要一定的周期来进行项目统计和安排一些其他的文件，如果能在二季度分完指标、明确电价已经是一个非常乐观的估计。如果要赶到今年年底之前实现并网的话，那就意味着只有两个季度的建设周期，这对国有企业来讲还是非常紧张的，如果没有按照预期建成就要按照新的电价政策实施电价和补贴同等幅度的退坡，如果超过两个季度还没有建成，那这个指标从讨论稿上来看就是要取消的。

　　投产的时间和市场的供应能力也是有季节性的波动的，这对全年2019年的新增市场也会造成一些业绩上面的波动。对于各省来讲，如果按照当前的文件来执行的话，对于各省能源局的行政管理能力的考验是很大，要求各省要组织自己的竞价，另外一块就是各省还要落实并网和其他的支撑性文件，所以在国家能源局明确文件之后，省级的重点区域市场如何发展还要进一步进行观察，这一轮组织电价已经比较类似像领跑者这种的开发模式了，第四批的领跑者预计不会再有了，全部的指标拿出来放到大盘子里大家统一来竞价，那也意味着国有企业在做领跑者方面的优势消失，也要跟其他企业在市场中统一竞争，开发模式如何转变我们还是要拭目以待，以上就是关于征求意见稿的大体的情况。

　　各位投资者大家晚上好，简单汇报下我们的观点和看法。18Q4到现在，从我们在产业情况了解的情况来看，尽管国内的电价政策和指标没定下来，但海外市场的需求非常旺盛。国内产能规模排名前十的组件企业，2019年上半年订单均已签满，甚至部分企业已开始签Q3和Q4的订单且大部分订单都是来自海外市场，进一步验证了在海外强劲需求的带动下Q1淡季不淡的事实。18年中光伏531政策以后，产业链价格下降了30%多，海外市场的需求很快就释放出来了。

　　中长期来看，海外多个市场已进入平价周期，随着光伏发电成本的进一步降低，海外将会涌现越来越多的GW级市场。之前我对全球主要区域的光伏项目的投资回报做了详细分析，按照2018年底的造价去算，美国的东海岸、西海岸、拉美、日本、南欧、澳洲和印度这些区域，基本上PRR都可以做到6.5%以上，有些可以做到8-10%。每个市场的资金成本不一样，大概算下来IRR水平都在10%以上，有的地方甚至可以做到15%以上。海外很多区域是需求驱动型市场，就是因为发电成本低了，装机意愿就释放出来了。从这个角度看，国内市场是40GW，多一点或者少一点，对于整体行业的影响非常弱。我们认为全球市场2019年的装机规模将会达到125GW以上，同比增长近30%。

　　由于需求旺盛，价格方面也出现小幅上涨。受春节因素影响，国内光伏制造企业出现减产甚至停产，而在海外旺盛需求的带动下，光伏产业链价格进一步企稳回升。节后首周单晶用致密料出现了1000元/吨的小幅涨价，海外单晶用料也有小幅调涨100美元/吨左右；多晶硅片价格已上涨至每片2.1-2.15元人民币，单晶硅片市场上的散单价格已提升至每片3.25元人民币；电池片及组件环节价格目前维持稳定。

　　投资建议：海外需求的持续强劲以及随着国内Q3旺季的到来，产业链相关环节价格有望维持坚挺，制造企业的业绩有望持续超预期。重点推荐通威股份、隆基股份、正泰电器、阳光电源、林洋能源等，另外建议重点关注东方日升、中环股份、福斯特、捷佳伟创、迈为股份等。

　　Q1：彭老师，前面您提到定价机制是要有一个预期的利润小时数来算需要的补贴规模，如果最终实际的利润小时数比那个高或者低的话会怎么样？有这方面的规定吗？

　　答：没有特别细的规定，而且预期小时数还是会相对比较准确的，误差能够控制在5%-10%以内。一方面会根据过去几年在当地光照情况以及电力市场的情况来核算小时数，另一方面也还是会考虑当前接网的情况，因此预计这个误差是会在能源局可以接受范围内的，不会对定价产生什么影响。

　　Q2：刚才提到领跑者会和普通的项目合并，另外一方面我觉得平价的项目加一分钱的补贴就能参与定价的话也是合算的，好像最终大部分的项目都会参与到定价中来，那么它定价平均需要的补贴就少了，对应的规模就越大，您觉得需要很低补贴的项目储备量大吗？比如说只需要五分钱才能更低的补贴。

　　答：对于补贴规模我们之前也做过一定的预测，现在平均的补贴强度在0.12元-0.15元/kWh，需要2019年和2020年两年的时间来消化这个补贴的强度。如果能够下降到0.05元/kWh，30亿的补贴意味着可以开发46GW项目，当然这里肯定是包了户用分布式的，户用项目不竞价补贴强度不止5分钱。因此，如果是平均度电补贴能控制在0.05元/kWh的话，满打满算新增市场规模是46GW。根据现有的数据来看,有一定难度，但是是可以争取的。但是现有的定价还有无补贴如何来区分，这两块市场现在并不明确，我们也在等待进一步的细节，按现有情况来看的线年国内市场新增规模维持在35-40GW的可能性是非常高的。

　　答：对装机市场是没有什么影响的。光伏的上网电价中包含的补贴是来自于电费中的可再生能源附加，用于支付高于火电电价的差额部分，这跟中美贸易谈判中讲的补贴是不一样的。并且，这部分补贴不仅仅是中国企业，如果是外国企业在中国开发光伏项目也一样可以领到这个补贴。

　　答：从现有情况来看，未来新增项目中比较有优势的还是光照资源比较好、火电的电价相对比较高的区域，这些区域是二类光照三类电价，或者是一类光照二类电价。此外，户用分布式在2018年下半年之后无补贴的情况下也具备开发能力了。整体来看，能源局现在出这个政策的想法，就是资源越好的地区优先发展，不像以前要照顾到各省区的方方面面。

　　Q5：您觉得会不会出现最后竞出来的都是光照小时比较好的区域，因为光照小时数比较多，反而需要的补贴就更多了？

　　答：对于能源局来讲，一方面希望在补贴总盘子控制的情况下装机规模可以大一些，同时也希望能够发出足够的量来实现我国的能源转型。以前讨论补贴的时候，都觉得补贴1度光伏的钱可以补贴3度风电，现在这都扭转过来了。即便是发电小时数非常高，现在每度电要的补贴还是比较少，虽然总量很大，但也生产出了更多的电，对于行业管理者来说这也是它们希望实现的目标。

　　答：竞价机制肯定是希望从制造业这边继续削减成本，但是现在中国基本占全球出货量的70%，海外市场对我们的影响会很大，现在来看价格还是非常坚挺的。这就形成了一个翘翘板，如果价格能降的更多，那市场规模更大，它会在整个规模和价格之间形成一个平衡。当然，还有土地、融资等一系列其他非制造端的因素。过去补贴力度比较大，导致很多光伏项目有足够的收益来支付更高的土地成本，伴随着竞价和各省自己组织协调消纳等一系列工作，其他非技术成本方面我们认为仍然有较大的发展空间，通过土地、融资这几方面来压缩一下成本，帮助整个项目更快的进行定价。

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