民生银行专家：中国光伏产业发展的现状及未来

全球金融危机爆发，光伏电站融资困难，加之欧洲如西班牙等国的支持政策急刹车等导致需求减退,中国的光伏制造业经历了重挫,产品价格迅速下跌，其中多晶硅的价格更是跌落到约40美元/公斤的水平。

 

爆发式回升期（2009~2010年）

 

德国、意大利市场在光伏发电补贴力度预期削减和金融危机导致光伏产品价格下跌的背景之下，爆发了抢装潮，市场迅速回暖。而与此同时，我国出台4万亿元救市政策，光伏产业获得战略性新兴产业的定位，催生了新一轮光伏产业投资热潮。作为光伏产业晴雨表的多晶硅价格也迅速回升到90美元/公斤的水平。

 

产业剧烈调整期（2011~2013年）

 

上一阶段的爆发式回升导致了光伏制造业产能增长过快，但是欧洲补贴力度削减带来的市场增速放缓，导致光伏制造业陷入严重的阶段性过剩，产品价格大幅下滑，贸易保护主义兴起。我国光伏制造业再次经历挫折，几乎陷入全行业亏损。多晶硅价格在此时期一度跌落到约15美元/公斤的历史最低位。

 

产业逐渐回暖期（2013年至今）

 

日本出台力度空前的光伏发电补贴政策，使市场供需矛盾有所缓和。同时，中欧光伏贸易纠纷通过承诺机制解决，中国以国务院24号文为代表的光伏产业支持政策密集出台，配套措施迅速落实。中国因此掀起光伏装机热潮，带动光伏产品价格开始回升，多晶硅价格微涨至约18美元/公斤。

 

光伏产业的核心问题——严重的补贴依赖

 

从中国光伏产业发展的在历史阶段中，可以明显地发现光伏产业对于补贴政策的依赖，以及由于对补贴的依赖，导致的补贴政策变化对产业周期和起落的影响。

 

随着过去十年光伏产业的迅速发展和技术水平提升，光伏发电效率不断提高，组件价格持续下跌，但是相比其他发电方式，光伏发电的成本仍然高居不下。其中，火力发电的成本大约在0.4元/度，水电的发电成本为0.2~0.3元/度，核电的发电成本为0.3~0.4元/度，同样的重要新能源之一的风电的发电成本为0.6元/度，然而，光伏发电的成本却仍然高达0.9~1.0元/度。因此，至少在目前的技术水平条件下，光伏发电仍然严重依赖政府的补贴支持，还没有具备脱离补贴、独立参与电源市场竞争的能力。

 

同时，对补贴的"唯马首是瞻"又进一步导致光伏产业链上下游之间的不平衡风险分配。一端是光伏发电应用环节的相对低风险，而另一端是光伏制造环节的相对高风险。

 

由于政策补贴力度容易受到宏观经济周期等因素的影响，经济疲弱就容易引致补贴力度的收紧，欧洲是摆在眼前最活生生的实例。

 

补贴力度的削弱，对于光伏电站的投资商有影响，但是充其量也就是让投资商削减投资规模或者不投资，最多是打乱投资计划，谈不上太大损失；而对于已经投产并享受了补贴政策的光伏电站而言几乎没有影响，所谓"老人老政策，新人新政策"，投产电站已享受的补贴政策一般都承诺了持续期，仍然可以保持原有收益水平。因此，虽然政策的变化给光伏产业发展带来不确定性，但是对光伏发电应用环节的影响是相对较小的。

 

然而，对于上游光伏制造业而言，补贴政策的变化却影响巨大。光伏制造业特别是以最上游的多晶硅制造业为例，属于高度资本密集型产业，投资金额巨大。在光伏发电补贴力度增加和持续的阶段，由于电站投资活跃，对于上游组件、原材料的需求旺盛，光伏制造业拥有相对稳定良好的收益空间，多晶硅产业甚至曾经经历暴利阶段。然而一旦补贴削减，电站投资会放缓节奏，或者要求上游产品降价。而在上下游的博弈中，由于上游巨大的产能摆在那里，制造商们与电站投资商之间的博弈高下分秒立见，风险很自然地就都转移到上游制造环节。在此情况下，光伏制造企业势必要调整价格加速销售，弥补巨大的固定成本，保持账面盈利，向资本市场"交作业"，同时，维持资金链运转。但是，如果补贴调整过大，需求疲弱导致产品价格下跌到连变动成本都无法覆盖，制造企业会产生现金性亏损。为防止过渡失血，企业无奈将只能停产，或者采用以次充好等不正当手段，但是这又无异于饮鸩止渴，无法持续。同时，企业经营业绩下滑，资金链紧张还会导致多米诺骨牌效应，如资本市场融资成本高企、再融资困难、上游原材料供应商的商业信用收紧以及金融机构防御性的信贷收缩等，这些对于光伏制造企业而言无疑都是雪上加霜。负能量积蓄到一定程度，企业最终就将破产倒闭。昔日的中国光伏产业先行者和佼佼者"尚德电力"的例子就在眼前。

 

中国光伏产业投资的前景

 

2013年下半年，国务院发布《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，即通常所说的24号文。之后各相关部门的配套措施、政策也纷纷到位。这其中最重要的几个文件和政策包括《财政部关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》、《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》和《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》等。这些支持性政策的核心内容包括："十二五"期间光伏装机量目标从21GW上调到35GW；确定补贴电价水平，大型并网光伏电站上网电价按照三个区域分别执行0.9元/度、0.95元/度、1.0元/度的上网电价，分布式光伏发电享受0.42元/度的全电量补贴，自用有余部分按照当地燃煤机组标杆上网电价上网的政策；明确补贴年限为20年；明确及充实补贴资金来源，即明确通过向非居民用电户收取可再生能源电价附加费的方式筹集补贴资金，并且把现有标准从8厘/度上调到1.5分/度。

 

简单一读，悉数皆是对光伏产业的利好，资本市场反应敏锐，看一看A股的光伏概念股在2013年政策前后的涨势便一目了然。

 

如今，距离政策出台已经半年有余，随着市场情绪的平稳，我们应该静下心来仔细推敲推敲这种利好到底是速效救心丸，还是延寿丹，再或是返老还童水。

 

光伏制造业较高的不确定性风险并未得到缓解

 

中国出台支持政策，拉动国内光伏装机市场发展，有助于改变我国光伏制造业市场几乎"两头在外，受制于人"的格局。相比中国光伏制造业早在2007年就已经跃居全球第一，中国光伏装机量的增长却相对缓慢。

 

2009年底，中国的光伏累计装机量仅仅为0.3GW。内需不足使中国庞大的光伏制造业除了依赖补贴，还严重依赖外部市场，从而面临双重的风险。

 

在经历了2008~2009年光伏产业的首度调整期后，2009年中国出台了"金太阳"示范工程，拉开了中国光伏装机加速的序幕。2011年新增2.5GW，2012年新增5.0GW。伴随着2013的新支持政策出台，当年新增装机容量10GW（新增量居世界首位），并且预计未来3年均新增装机量不会低于10GW。

 

10GW是什么概念呢？中国现有光伏制造能力大约为每年35~40GW，也就是说内需部分相当于中国光伏制造业现有年产能的25%~30%。虽然这个比例还不算太高，但是相比前几年九成以上依赖海外市场的局面来说，新政策对于降低中国光伏制造业的外部市场依赖风险肯定是有明显作用的。当然新增需求也有可能刺激一些落后产能死灰复燃，或者再次掀起光伏制造业增加产能的热潮，不过本次出台的政策实际是有扬有抑，除了鼓励光伏发电应用，同时也对光伏制造业进行了约束限制，明确提高了准入门槛，只不过市场更愿意提"利好"、提"鼓励"，这部分控制产能的政策比较少被媒体提到。

 

中国光伏制造业对外部市场依赖的风险有所降低，但是固有的补贴依赖风险，以及与下游光伏发电环节博弈的弱势局面并没有实质改观，依然显现出高风险的特质。

 

同时，光伏发电技术目前仍然处于比较快速的技术变革期，新的技术、工艺随时可能出现，比如多晶硅制备工艺路线的变革，或者薄膜材料方面的技术突破等，现有的技术和已投入产能的企业可能面临随时被替代的风险，这进一步增加了光伏制造业投资的不确定性。

 

因此，除了坐拥深厚的技术创新实力的业内巨头以外，其他机构如果考虑投资光伏制造业，还是要慎之又慎。

 

光伏电站投资的关键是财务杠杆，最大的不确定性风险是技术快速进步

 

再来说说光伏产业的下游，也就是光伏电站投资。

 

光伏电站投资的优点在于：一次投资，长期回报，后续运营维护成本低，收益稳定。特别是国内的最新补贴政策出台，明确了20年补贴期限，进一步巩固了投资收益的稳定性。

 

国内曾有众多的分析师、研究机构都基于国内的补贴电价水平、现有的电站投资水平等，对国内光伏电站投资的回报率进行了测算分析，结果显示光伏电站投资的项目回报率基本能到10%，资本金回报率甚至可以超过15%。

 

不过，既然是测算，就有一些关键的假设条件，比如说，关于项目的杠杆率和杠杆的价格。在详细阅读了几份知名的测算报告后，我们可以看到，这些都假设项目的总投资中能够拿到70%~80%的长期贷款支持，期限都在8~10年，并且贷款年化成本都采用的是国内中长期贷款的基准利率水平或稍有调整，在6%~7%的水平。

 

在现如今国内利率市场化的大背景下，如此的期限和资金杠杆成本实现的概率似乎比较小。杠杆的大小和成本高低是光伏电站投资能否成功的最关键因素。

 

此外，光伏产业技术更新快的特点，也使电站投资作为一项投资周期长达20年以上的项目面临着新技术带来的未来发电效率、并购技术、设备维护更新等不确定性风险。

 

对于光伏电站资产，A股定增退出溢价收益空间有限，跨境定增值得探讨

 

光伏电站投资收益的实现，无外乎持有运营到期和转让。

 

光伏发电项目平均有15~20年的期限，对于大多数投资商而言可能都太长。目前来说，除了"国家队选手"们，有意愿持有到期的投资商估计是凤毛麟角。因此，建成后通过转让或与资本市场对接获取收益是大多数投资商比较倾向的实现收益的方法。

 

在目前A股市场的并购重组热潮中，以定向增发方式将光伏电站资产装入上市公司，是很多电站投资商向各类"金主"争取融资时描述的首选退出渠道，并且电站投资商往往描述了溢价退出的美妙前景。

 

但是，基于市场日趋理性的假设，我们对于光伏资产的增发溢价，特别是在国内股票市场，还是持相对审慎观点。光伏电站资产收益稳定是其优点，但是从另一面看，这也意味着其缺乏让人想象的增长空间，限制了溢价空间。发电量都是稳定的，后续几乎没有什么维护成本，期限也是固定的，那么理论上，光伏电站资产的价值几乎可以用个非常简单的DCF模型就能算出来。

 

如果非要说出一些光伏电站资产的想象空间，那么无外乎电价上涨和再融资成本的下降。电价长期上涨的预期肯定是有的，但是回头看过去十年煤价和电价的涨落对比，我们还是相信电价仍然会处于政府的严格监管之下，毕竟对于中国这样一个制造业大国和人口大国，电价对通胀的影响太大。

 

而另外的一个想象空间是未来长期融资成本下降，通过再融资获得收益，但这需要市场对未来的国内宏观经济长期稳定增长构筑足够的信心，而在目前国内经济转型期间，构筑这种信心需要时间。考虑到以资产装入上市公司为目的的投资通常期限有限，平均2年左右，是否能等到国内经济形势真正企稳，确实还是个问号。

 

当然，降低融资成本的另一个方法是打通跨境融资的渠道，例如把资产装入香港或主要国际资本市场的上市公司，通过外币融资替换境内的融资，这在当前可能是一条可以探索的道路，特别是对于已经握有境外上市平台的投资者。

 

合适的资产就是"优质"的资产

 

长期看，在成熟的市场环境中，任何投资都绕不开"风险与收益匹配"这条投资的基本原理。即便某些投资有短期的套利空间，也会被市场迅速修复。因此，对于投资者而言，资产无分优劣，而只有合不合适，符合不符合自己的投资理念。能够匹配投资者的风险收益偏好，就是合适的资产，就是"优质"的资产。

 

因此，笔者认为具有长期性、收益稳定性的光伏电站投资，对于保险公司、社保基金等机构而言，无疑是非常合适的一种资产配置选择，有利于这些机构进行比较稳健的资产负债管理和投资组合。

 

当然，从操作层面看，引导保险公司、社保基金介入光伏电站的投资领域还有一些亟待解决的问题。

 

例如，资产的标准化。截至当前，由于光伏电站资产并非标准化的金融资产，如果保险资金或社保基金投资想介入，只能通过间接投资的方法，比如作为投资光伏电站基金的LP方式等。但是非标准的投资方式，在一定程度上会限制其参与的规模、决策的效率、资产的流动性、风险的快速考量等。同时，非标准资产的处置成本高、流动性差，不利于保险公司或社保基金调整投资组合。因此，通过证券化的方式将光伏电站资产稳定的现金流进行打包证券化，并将该证券放到主要的交易平台进行场内交易，将无疑会吸引和方便保险公司、社保基金更广泛的参与。

 

光伏电站资产的标准化过程中，还有一项必不可少的配套措施，这就是光伏电站保险。毕竟光伏发电虽然理论上收益稳定，但是有一些风险因素影响其成为标准化证券的基础资产，例如光照水平的异常变化、组件质量的长期稳定性等，而要解决这些问题，就离不开保险。

 

并且，通过引入和推广光伏电站保险制度，甚至将其作为一种强制手段，还可以让保险公司增加新的保险合约品种，扩大业务范围。同时，保险制度还将进一步对光伏电站的上游，即光伏制造业进行有效的激励和约束，通过强制保险制度下的产品准入考查，敦促上游制造环节提升技术水平和确保产品质量，从而令光伏产业上下游全产业链形成一种良性的互动和促进机制。

 

通过完善配套措施，引导保险公司和社保基金广泛介入光伏电站投资环节，用合适的钱做适合的投资，与前期已经投入的社会资金形成接力，这将大大促进我国光伏发电事业的发展，是一种一举多赢的尝试，为此进行尝试的机构也无疑将分得更丰厚的收益，给光伏产业带来更为稳定的可持续性发展。