万向首页-万向平台注册登录-【万向官网】-首页2018年531新政以来，我国光伏发电全面进入平价上网阶段。当前，在存量享受补贴政策的项目尚有部分未并网的条件下，2021年新增光伏项目(除户用光伏外)已全面实行平价上网政策。因此，当前光伏领域内投融资所重点关注的政策包括：2021年国家规划的可消纳的新增平价上网光伏装机规模、存量未并网项目补贴政策、2021年各省平价上网电价等。
2020年3月，国家能源局印发《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2020〕17号）。其中明确，我国风电和光伏核准建设工作要求为：省级能源主管部门根据国家可再生能源发展“十三五”相关规划和本地区电网消纳能力，按照2020年风电和光伏发电项目建设工作方案要求，规范有序组织项目建设；严格落实监测预警要求，以电网消纳能力为依据合理安排新增核准（备案）项目规模。
17号文要求，国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力公司要会同消纳监测预警中心做好新建风电、光伏发电项目与电力送出工程建设的衔接并落实消纳方案；发挥电网并网关口作用，严格按照规划和消纳能力合理安排项目并网时序。
2021年5月，国家能源局印发《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》（国能发新能〔2021〕25号）。其中明确：
（1）保障性并网规模：2021年各省（区、市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网，2021年保障性并网规模不低于9000万千瓦。保障性并网规模可省际置换，通过跨省区电力交易落实非水电消纳责任权重的，经送、受省份协商并会同电网企业签订长期协议后，根据输送（交易）电量相应调减受端省保障性并网规模并调增至送端省。保障性并网项目由各省级能源主管部门通过竞争性配置统一组织。
（2）自主落实消纳条件并网规模：对于保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。并网条件主要包括配套新增的抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、新型储能、可调节负荷等灵活调节能力。
（3）各地非水可再生能源电力消纳责任权重参照《国家发展改革委 国家能源局关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改能源〔2021〕704号），相关规定执行，具体目标如表1所示。
2020年1月，财政部、发展改革委、国家能源局印发了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）。该文件明确了2020年及以前核准（备案）的存量享受国家补贴政策的光伏发电和风力发电项目全生命周期合理利用小时数、补贴电量和补贴标准。
（1）按合理利用小时数核定可再生能源发电项目中央财政补贴资金额度。为确保存量项目合理收益，基于核定电价时全生命周期发电小时数等因素，现确定各类项目全生命周期合理利用小时数如下：光伏发电一类、二类、三类资源区项目全生命周期合理利用小时数为32000小时、26000小时和22000小时。国家确定的光伏领跑者基地项目和2019、2020年竞价项目全生命周期合理利用小时数在所在资源区小时数基础上增加10%。
（2）项目全生命周期补贴电量=项目容量×项目全生命周期合理利用小时数。其中，项目容量按核准（备案）时确定的容量为准。如项目实际容量小于核准（备案）容量的，以实际容量为准。
（3）按照《可再生能源电价附加补助资金管理办法》（财建〔2020〕5号，以下简称5号文）规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，全生命周期补贴电量内所发电量，按照上网电价给予补贴，补贴标准=(可再生能源标杆上网电价（含通过招标等竞争方式确定的上网电价）-当地燃煤发电上网基准价）/(1+适用增值税率)。在未超过项目全生命周期合理利用小时数时，按可再生能源发电项目当年实际发电量给予补贴。按照5号文规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。按照5号文规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，光伏发电项目自并网之日起满20年后，生物质发电项目自并网之日起满15年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证参与绿证交易。
2021年，仅剩户用光伏项目享受中央财政补贴政策。具体补贴标准参照《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》（国能发新能〔2021〕25号）执行，即021年户用光伏发电项目国家财政补贴预算额度为5亿元，度电补贴额度按照国务院价格主管部门发布的2021年相关政策执行，项目管理和申报程序按照《国家能源局关于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）有关要求执行。在确保安全前提下，鼓励有条件的户用光伏项目配备储能。户用光伏发电项目由电网企业保障并网消纳。
2020年4月，国家能源局关于发布《2019年度光伏发电市场环境监测评价结果》的通知，根据监测预警结果，针对光伏提出：监测评价结果为红色的地区，除已安排建设的平价上网示范项目及通过跨省跨区输电通道外送消纳项目外，原则上不安排新建项目。监测评价结果为橙色的地区，在提出有效措施保障改善市场环境的前提下合理控制新建项目。监测评价结果为绿色的地区，可在落实接网消纳条件的基础上有序推进项目建设。
2019年光伏发电市场环境监测评价结果如下：西藏为红色区域；天津、河北、四川、云南、陕西II类资源区、甘肃I类资源区、青海、宁夏、新疆为橙色区域；其他地区为绿色区域。
2019年4月，国家发改委发布《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2019〕761号），提出将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价，新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。
2020年3月，国家发改委发布《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2020〕511号），明确了2020年光伏发电上网电价政策，自2020年6月1日起执行。2020年各类光伏电价情况如表2所示。
2021年4月，国家发改委印发《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（征求意见稿），其中规定：
2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏和新核准陆上风电项目发电（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴。
（1）保障性并网：2021年，新建项目保障收购小时数以内的发电量，上网电价继续按“指导价+竞争性配置”方式形成。指导价统筹考虑2020年各地燃煤发电基准价和市场交易平均价分省确定（表4）。新建项目保障收购小时数（无保障收购小时数的按合理利用小时数）以内的发电量，上网电价由省级能源主管部门以国家确定的项目并网规模为基础，通过竞争性配置方式形成，不得超过当地指导价；保障收购小时数以外的发电量，直接参与市场交易形成上网电价。
（2）自主落实消纳条件并网：新建项目按照国家有关规定，通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，其保障收购小时数以内的发电量，上网电价按当年当地指导价执行，不参与竞争性配置；保障收购小时数以外的发电量，直接参与市场交易形成上网电价。
表3 2021年各省（区、市）新建光伏发电项目指导价（单位：元/kWh，含税）
2021年6月，《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号），2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电的绿色电力价值。新核准（备案）海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。该价格政策自2021年8月1日起执行。即为了鼓励光伏发电行业发展，取消征求意见稿中上网电价低于煤电标杆电价的规定，且需要竞争性配置的原则，光伏平价项目统一按照各省煤电标杆电价执行。
随着全球低碳发展浪潮的兴起，全球范围内光伏装机需求快速增长。预计2021-2022年全球光伏装机需求分别约160GW、190GW，同比增速分别约21%、19%，其中国内需求分别为60GW、75GW，同比增速分别为24%、25%。
2020年11月，国家能源局下发公告，批准了502项新的行业标准，包含关于光伏行业的《光伏发电系统效能规范（NB/T10394-2020）》。该规范对光伏电站容配比采取了新的规定，最高可达到1.8:1，同时新修订待发布的《光伏电站设计规范》同样也将光伏电站容配比限制提升至最高1.8:1。此前欧美等地区光伏电站一般已经按照1.2-1.4倍容配比设计，因此光伏组件需求有望进一步超过光伏装机需求。在2021-2022年全球光伏装机需求160GW、190GW的假设下，预计光伏组件需求有望分别达到约180GW、219GW。
当前，光伏设备制造产业链各环节因历史产能因素、扩产计划与扩产周期、技术进步等情况不尽相同，导致市场供需水平存在较大差异。
根据相关预测，在近两年各家头部厂商大量扩产计划的背景下，2021年底，国内硅料产能供应量47-48万吨，叠加部分进口供应量，全年硅料供应量大约可满足对应180GW组件下游生产需求。而根据现有主流设备厂商新建产能投资情况，至2021年底预计我国单晶硅片、电池片、组件产能分别有望达373GW、366GW和377GW，远远超过2021年乐观估计的180GW全球总装机需求。因此，当下硅片、电池片和组件在老旧产能与新产能共存的状况，供过于求的现象将越发严峻，小尺寸产能面临淘汰危机。相对而言，隆基股份、阿特斯短期内生产线汰换压力较小，天合光能，晶澳科技等存在一定压力。
从主流一体化厂商现有产能来看，未来两年晶科、天合光能、晶澳等厂商的部分电池片、组件产能面临淘汰风险。
光伏玻璃产能方面，2020年光伏玻璃供需格局紧张，在高价、高盈利能力的背景下，各家光伏玻璃企业均放出产能扩张计划，近期龙头企业新产能已开始释放。福莱特于2020年四季度投产1000吨/日的产线（越南海防），并完成嘉兴600吨/日产线吨/日的产能（安徽凤阳、越南海防），同时福莱特计划于2021年继续投放约3600吨/日新产能，2022年预计至少投放6000吨/日新产能。信义光能则计划于2021年投放共4000吨/日新产能。预计到2021年底，福莱特与信义光能光伏玻璃产能均将突破10000吨/日。据卓创资讯统计，2021-2022年，我国规划新增光伏玻璃产能460万吨左右，到2022年底我国光伏玻璃产能将达到1200万吨左右，可满足约240-250GW光伏组件的需求，近期光伏玻璃价格的快速下降已开始体现格局变化的影响。
胶膜方面，2020年光伏胶膜龙头福斯特实施2亿平方米POE产能、2.5亿平方米白色EVA产能技改等项目，并开始投建滁州年产5亿平方米光伏胶膜产能，预计2021年内整体投放3-4亿平米产能。海优新材、赛伍技术、斯威克等企业的产能扩张计划亦在推进，产能扩张总额超过11亿平米，对应组件供给超过110GW。预计随着光伏胶膜新产能的逐步投放，供给量将能够有效满足组件制造需求，价格有望呈现下降趋势。
进入2021年后，在硅片环节产能逐步释放、进口硅料主动提价、且硅料供应增量不及需求增量的预期等因素支撑下，硅料价格持续上涨，随着硅料价格的上涨，硅片环节由于与硅料环节直接相邻，且有硅料采购长单等因素的影响，对价格压力的传导相对主动，2021年至今各主流尺寸硅片价格涨幅超过40%。电池片环节由于供需格局相对不佳，对价格压力的传导相对被动，但亦出现明显涨价。
虽然玻璃成本有所下行，但在电池片等供应链成本大幅上升的挤压下，春节后光伏组件企业报价开始明显上调，各大央企组件集采中，组件报价基本保持在1.7元/W以上，有的最高价格甚至超过1.9元/W。
在2020年年中，光伏设备制造产业链各环节成本和毛利情况如图3所示。从盈利方面来看，硅料环节毛利率维持在适中水平，电池片、组件制造等环节毛利率较低，其中组件制造维持微利；硅片制造环节相对而言毛利率水平较高，是价值链的优势环节。
从2020年全年来看，硅料-硅片-电池片-组件产业链毛利率最高的环节为硅料、硅片，通威股份、隆基股份等龙头企业有近30%或超过30%的毛利率水平。电池片、组件毛利率水平较低，电池片龙头企业通威股份、爱旭股份不足15%，组件龙头企业晶澳科技、晶科能源在15%左右，上述两个环节是整个产业链价值相对较低的环节。在组件辅材方面，受益于供需失衡，光伏玻璃在2020年全年毛利率水平突出，两大龙头达50%左右，同时胶膜毛利率水平也相对较高。光伏逆变器环节毛利率维持稳定。
进入2021年，产业链的价格主旋律是硅料供需失衡导致的价格暴涨带来全产业链价格上调。2021年5月，随着上游硅料环节价格暴涨，各环节毛利率水平发生较大变化（图4）。目前，产业链全部环节产成品价格出现上涨，但各产品调价幅度不同，下游接受涨价能力存在差异，导致价值链在不同环节进行了重新分配。目前，硅料制造环节毛利率水平远远领先产业链其他环节；硅片制造环节受一定技术、规模垄断等优势影响议价能力相对较强，通过涨价维持住了相对合理的毛利率水平；电池片、组件制造环节因竞争激烈，下游成本传导通路不畅等问题导致毛利率水平较低，部分厂商出现亏损。
值得关注的是，2021年以来全产业链涨价将可能导致光伏装机需求承压，为光伏设备制造产业链发展带来不确定性。从国内需求端来看，组件报价的传导并非完全顺利，因为光伏电站运营商受限于投资内部收益率的要求，对组件价格存在承受的上限。进入6月~7月，上述终端需求不振已传导至硅片环节，中环带头下调硅片出厂价格，硅料价格上涨势头趋稳。
从硅料供需关系来看，需求端主要受硅片产能快速扩张，新增产能厂商原材料囤货需求增长而不断增加；供给侧受硅料前些年长期价格下行，行业盈利能力差扩产意愿弱，以及新建生产线建设周期长等影响，产能在短期仍然偏紧。但在组件涨价导致电站装机需求疲软的影响下，硅料囤货热情料将出现一定缓解，预计下半年硅料价格将很难再出现涨价行情，硅片、电池片、组件价格有望小幅回落。综合上半年新增装机形势来看，今年全年国内光伏新增装机规模料将不及预期。
