· 本周重点事件回顾与分析
(一)银星能源1.65亿元收购案闯关“借壳”
在目前的监管环境下,绝大多数公司对重组构成“借壳”之事宜唯恐避之不及,却有一家公司硬生生地冲着“借壳”而去。
银星能源今日发布重大资产重组预案,拟向控股股东中铝宁夏能源发行股份购买其持有的银仪风电50%股权,发行价格暂定为7.08元/股,交易总价约1.65亿元。由于银星能源已经持有银仪风电50%股权,本次交易完成后,银仪风电将成为银星能源的全资子公司。
这一交易方案看似简单,其实颇具看点,原因是银星能源明确表示,本次交易构成重组上市(即“借壳”)。细心的投资者不免生疑:本次标的资产的交易总价仅有1.65亿元,如何就构成借壳了?
购买资产总额占比超100%
关键就在于,尽管本次交易金额仅1.65亿元,且实际控制权并未发生变化,但银星能源自2013年2月控制权变更之日起的60个月(5年)内,累计向控股股东中铝宁夏能源购买的资产总额占2012年末公司自身总资产的比例已经超过了100%。根据最新的《重组管理办法》第十三条规定,上市公司自控制权发生变更之日起60个月内,向收购人及其关联方购买的资产总额占上市公司控制权发生变更的前一个会计年度经审计的合并财务会计报告期末资产总额的比例达到100%以上,则构成重组上市(即借壳)。
详细来看,银星能源的公告显示,以2017年5月31日为评估基准日,标的公司银仪风电净资产账面价值为32744.86万元,其100%股权的预估值为33022.43万元,增值277.57万元,增值率为0.85%。经交易各方协商,本次标的资产交易价格暂定为16511.22万元。
而查看历史资料可以发现,在本次收购资产前,银星能源曾在2014年做过一笔大买卖。2014年8月,公司向中铝宁夏能源发行股份购买其风电业务类相关资产及负债,标的资产总额达到49.53亿元。这样,前后两次收购的资产总额达到了51.18亿元,超过了银星能源2012年末资产总额51.07亿元。
不仅如此,银星能源今日在公告中还表示,根据中铝宁夏能源承诺,涉及预期合并的风电类资产还有贺兰山百万千瓦级风电场项目、陕西丰晟100%股权、陕西西夏能源51%股权以及定边能源49%股权。根据未经审计的财务报表,截至2017年5月31日,上述四块风电资产总额分别为2812.62万元、19855.64万元、42597.83万元、14594.49万元。执行预期合并后合计资产总额为59.16亿元,占银星能源2012年末资产总额51.07亿元的比例为115.85%。故此,本次交易构成重大资产重组暨借壳上市。
控制权变更大限仅剩半年
资料显示,2012年12月,中铝股份与各方签署《协议》,以股份受让、增资等形式入主银星能源。2013年2月相关股份完成过户,中铝宁夏能源正式成为银星能源控股股东,至此上市公司实际控制人也由宁夏回族自治区国资委变更为国务院国资委。
自成为银星能源的控股股东后,中铝宁夏能源就一直在谋求解决与上市公司的同业竞争问题。此次重组,正是兑现当初的承诺,解决双方风电类资产的同业竞争关系。据介绍,银仪风电的风电场主要设立在吴忠市红寺堡开发区及宁夏盐池县大水坑附近。目前,该公司已经建成运营的和正在建设的风电项目包括宁夏长山头风电场一期49.5MW 工程、宁夏红寺堡风电场一期49.5MW工程、盐池大水坑风电场一期49.5MW工程、盐池大水坑风电场二期49.5MW工程。
细查中铝宁夏能源正式成为银星能源控股股东的时间可以发现,截至最新公告披露日未满60个月,而“控制权变更60个月”恰恰是重组构成借壳的要件之一。更有意思的是,银星能源此次重组的时间离其控制权变更满60个月仅仅剩下半年时间。换句话说,如果银星能源等到2018年2月后启动重组,则完全可以规避借壳。不过,翻看银星能源以往的公告,公司筹划重大事项停牌时间是今年的3月13日,距深交所规定的6个月的停牌时间上限(重大无先例事项除外)还有不到半个月的时间。如此看来,银星能源迎着“借壳”之难而上,或是不得不为之。
(二)神华国电重组 “国家能源投资集团”诞生
8月28日农历是七夕。选择这一中国“情人节”宣布消息或许是巧合,但也令资本市场对合并后的能源巨头充满美好的期待。新成立的国家能源投资集团,将以超1.8万亿的资产和2.2万亿的发电装机规模,成为中国电力领域整合潮中诞生的首个能源巨无霸。中国神华在28日晚发布的公告中透露,作为重组第一步,双方将联合注资544亿成立一家火电合资平台。
巨无霸诞生 注资544亿成立火电平台
28日下午,国资委在官网宣布:国电集团和神华集团实施联合重组,合并后的新集团名为“国家能源投资集团”。
在全国能源圈翘首以待近3个月后,神华和国电重组合并的靴子终于落地。
28日晚,中国神华能源股份有限公司(601088.SH)在晚间公告中确认了上述消息“控股股东神华集团更名为国家能源投资集团有限责任公司,作为重组后的母公司,吸收合并国电集团。”
此外,中国神华还透露了这次重组中的重头戏:“为深化合作,形成长期稳定的煤炭供应关系,实现发电业务规模化经营等,中国神华拟以其持有的神华方出资资产与国电电力持有的国电方出资资产共同出资组建合资公司。本次交易完成后,国电电力拥有合资公司的控股权。”
21世纪经济报道记者梳理上述公告发现,这单备受资本市场和能源行业关注的大重组,将首先从火电业务板块开展。公告也强调,“此次双方出资资产为相关火电资产。”
根据公告,此次中国神华将18家(15家火电公司股权及3家火电分支机构)净资产合计约253亿的火电资产注入合资公司;国电电力则将22家(19家火电公司股权及3家火电分支机构)净资产合计291亿的火电资产注入。两家公司出资标的净资产合计超过544亿元。
中国神华方面提供的新闻材料称,交易完成后,合资公司在火电业务上将形成更专业化的平台管理,其在建及在运装机容量将超过7800万千瓦。这家新成立的合资平台势必将成为火电行业中的主力军。“在煤电去产能的大势下,此次化散为整的合资平台对化解以往的煤电产能过剩风险,提高煤电效率,同时更好地发展清洁能源,进一步深化火电供给侧改革。”
煤电央企整合是今年国企改革和新一轮电改的重头戏。在宝武大合并引出“中国神钢”、五矿中冶合并打造“中国神矿”后,在产能过剩的电力行业,谁将率先启动重组打造“中国神电”一直备受资本市场关注。
今年6月2日国企改革吹风会后,中国神华和国电电力两家上市公司就非常“默契”地公告因涉重大重组而双双停牌。
随后6月19日及7月、8月又“神同步”发布了内容极其相似的公告延期停牌至今。在此期间,关于双方重组合并的猜想不断流出。8月2日,国电集团安全生产部处长关维竹在某行业论坛上公开透露,“国电集团和神华集团的合并方案已上报国务院”。
如今,靴子落地,国家能源投资集团的名称也与此前传闻一致。对于深陷产能过剩、利润普遍下滑的火电行业,这则合并重组的消息给火电行业带来一场及时雨。
就在8月24日晚,国电电力刚发布了今年上半年的经营成绩单。财报显示,国电电力在今年上半年实现营收287.44亿元,同比增长1.83%;但归属于上市公司股东的净利润16.93亿元,同比减少53.83%。
上半年煤炭价格持续高烧不退的情况下,发电企业火电成本上涨成为业绩下滑的重要原因之一。为了缓解煤电顶牛困境,按产业链上下游实施煤电一体化重组成为火电企业与主管部门都乐见其成的事情。
按照神华和国电两大集团目前的业务范围,合并后的国家能源投资集团业务将广泛涵盖煤炭开采与销售、发电与热力生产、港口铁路航运、煤化工、金融、节能与装备制造等业务,横跨多个行业门类,未来将成为拥有煤炭、火电、风电及煤制油煤化工四大主业的国际一流能源企业。
不仅产业链布局丰富,在资产规模上,新的国家能源投资集团也将刷新国内发电企业的规模之最。
截至2017年4月底,神华集团的总资产达10143亿元,突破万亿。其2016年营业收入2479亿元,实现利润361亿元。而国电集团截至2016年底总资产达到8031亿人民币,2016年营收1828亿元。
按照上述数据估算,新的国家能源投资集团,其资产总额将高达1.8万亿,超过五大发电集团之首的华能集团(2016年底资产总额10029亿),其电力装机规模也将超过2.26亿千瓦。新的国家能投将成为中国最大的发电集团。
将对电力行业整合起示范效应
尽管28日晚发布的公告暂时未能透露更多整合方案信息。在装机规模最大的火电板块如顺利实施整合之后,风电、煤化工等业务整合将变得顺理成章,操作难度也相应较低。
一位不愿具名的电力行业分析人士向21世纪经济报道记者分析称,按照专业化整合的思路,两家集团火电资产注入火电合资平台后,未来两家集团旗下风电相关资产将大概率划至龙源电力(0916.HK)旗下。
届时,将诞生一家风电装机超过3300万千瓦的全球最大的风电巨头。国家能源集团在火电、煤炭、风电三个领域分别拥有三个世界第一。“但目前,在更细化的整合方案公布之前,火电之外的整合方案尚在酝酿中,仍存变数。”该人士强调。
在重组方案之外,未来谁将成为这家1.8万亿能源巨无霸的掌舵人,也成为能源圈热议的话题。
目前,国电集团董事长乔保平出任国家能投一把手的概率较大。此前彭博社曾在报道中提到,“目前已讨论让国电董事长乔保平领导合并后实体,神华集团总经理凌文为二把手”。此前6月份,还有消息称,乔保平担任重组合并的筹备小组负责人。
今年3月份,原神华集团党组书记、董事长张玉卓离开神华,出任天津市委常委、滨海新区书记。自此,中国神华副董事长、总裁凌文代行董事长职权,神华董事长一职目前仍空缺。而国电集团管理层也有空缺。去年12月,国电集团原党组副书记、总经理陈飞虎调任大唐集团总经理,至今国电集团总经理职位也空缺。
此前,上述这两个空缺的管理层岗位,也令外界对酝酿中的重组充满了猜想。但某央企内部人士向21世纪经济报道指出,央企高管的人士安排,要经过中组部及国资委等部门任命,不到最后都存在变数。
中国企业改革与发展研究会副会长李锦28日傍晚接受21世纪经济报道记者采访时指出,神华国电合并重组有两大方面的意义。首先,目前国资委管理的央企中拥有发电资质的能源企业有12家。相对于钢铁业,电力央企数量较多,集中度较为分散。此次国电和神华的重组合并,将提升电力行业的集中度,有利于缓解国电目前的困境。
“但更为重要的一点,是这次国电和神华首次尝试跨行业、上下游一体化的重组,这样的整合模式,不仅对火电行业的整合提供了可供复制的示范案例,也为我们打开了电力行业大整合的想象空间。未来火电与核电等也可以考虑实施跨行业甚至跨地区、依照产业链上下游进行的重组。”
在神华、国电停牌之前,业内一度传出中国神华与大唐发电、中广核等进行重组、合并的传闻。但随后,大唐发电和中广核方面分别进行了澄清。
安信证券首席策略分析师陈果在研报中表示:回顾2015年以来的各大央企合并重组情况,大型央企的重组主要集中在下半年发生,“上半年主要以规划为主,下半年是正式的操刀实施时间。我们认为,2017年下半年央企大概率会继续发生重组合并,重点关注业务趋同的企业。”
事实上,就在中国神华与国电电力停牌期间,电力圈儿还传出五大发电企业中,国家电投和华能集团方面正就重组可能性展开接洽的传闻。
国家电投董事长王炳华7月初在该公司社会责任报告发布会后向21世纪经济报道记者表示:“因为一些信息不是太好披露,还在推进当中。大家都有意在往一起想吧。”对于潜在的中国电力行业重组大潮,王炳华称“大戏在后头,静观其变。”
对未来实施完一轮整合后的电力央企总数,长城证券在研报中分析,大概率将是“五变三”和“五变二”两种情况。
在“五变三”方案中,重组后的新集团资产规模将大致在1.5万亿元以上,稍高于意大利电力公司等国际能源企业水平;而“五变二”方案,则可能形成发电行业超级“巨无霸”,资产规模在2万亿元以上,接近或超过法国电力集团的水平。
上述电力行业分析人士还向21世纪经济报道记者预测称:“相信随着神华国电重组合并落地,今年下半年,不仅国企改革和混改将提速,电力行业内的发电整合、电网改革等进程也将全面提上日程。”
· 本周重点政策跟踪分析
(一)充电桩强推广下的亏损困局
随着购买新能源车的用户越来越多,人们对于新能源充电桩的需求也愈发旺盛。近日,北京市政府出台《关于进一步加强电动汽车充电基础设施建设和管理的实施意见》(以下简称《意见》),首次对新建、既有建筑的停车位配建充电桩等充电设施做出了明确的量化要求。可以预见的是,随着政策落地,一批新能源充电桩即将上马,不过,与此同时,充电桩企业经营压力能否因此得到缓解仍是未知数。
新建小区100%车位需配建
《意见》明确,北京将充电设施配建指标纳入规划设计规程,其中,办公类建筑按照不低于配建停车位的25%规划建设;商业类建筑及社会停车场库(含P+R停车场)按照不低于配建停车位的20%规划建设;居住类建筑按照配建停车位的100%规划建设。
“这个政策对于新能源充电设施企业来说,肯定是利好消息”,主营新能源充电桩的北京电庄科技有限公司总裁先越告诉北京商报记者,随着政策落地,市场对于充电桩的需求会出现大量增长。不过他也表示,无论是办公楼、商场还是小区,能否按照配额顺利配建充电设施,还要根据既有设施目前的电力情况来看。他解释说,如果要为新小区的每一个停车位配建充电桩,就必须在小区规划之处预留足够的电力条件,满足所有充电桩同时充电的需求,如果老旧小区和已经建成的办公楼、商场希望重新配建充电桩,就可能需要对电网进行一定的改造,避免大量用电后出现跳闸的现象。
除了电网负荷的担忧之外,还有业内人士对车辆的实际使用需求表达了担忧。一位不愿具名的资深充电桩运营商告诉北京商报记者,虽然现在新能源车数量在不断增长,截至今年7月底,北京市新能源汽车数量达到14.14万辆,但是这些新能源车分散在北京全市,这就导致了热门商场、办公楼和部分小区新能源充电桩供不应求,但偏远商场与小区充电桩无人问津的情况。这位运营商表示,未来北京新建的小区主要将集中在土地资源供应更加充足的区域,而这些区域往往位于城市的四环以外,周边商业布局还在不断完善中,充电的客流量短期内不会出现大幅增长,如果按照停车位100%的比例配建充电桩,或将出现闲置的情况。
每桩每天充电8辆车才能回本
实际上,业界之所以对充电设施的利用率如此关注,正是因为目前大多数充电设施运营企业都难以盈利,而提高使用效率又恰好是企业扭亏为盈的关键所在。目前,北京包括重资产与轻资产在内的充电设施运营企业总共约40家。
业内人士向北京商报记者透露,现在企业购买一个交流充电桩需要数千元,安装充电桩的工程费少则几千,贵则几万元,如果是直流充电桩成本则在6万元以上,而小区充电桩按照基础电价收费,算上成本后,到企业手上的费用所剩无几,只有依靠大量汽车刷卡充电,薄利多销。
普天新能源(北京)有限公司总经理刘峰则表示,经过测算,如果每个直流桩利用次数为每天8次,那么这座桩才能实现盈亏平衡。但有知情人士向北京商报记者透露,现实情况是,大部分充电桩平均每天被使用的频次在4次左右,这也意味着,企业每天只能通过充电收回运营成本的一半。多位业内人士都向记者表示,按照目前的收费标准,一根桩收回成本至少需要五年时间。
充电桩企业普遍亏损,充电站的情况也不容乐观。先越表示,虽然充电站中的充电桩比较集中,容易进行统一的运营管理,但也正因如此,充电站需要付出额外的管理费用,且需要面临更高额的土地成本、新建大量配电网设施,还有与充电桩无异的损坏风险,这些都是充电站难以盈利的症结所在。
不仅如此,充电站的维护也出现了难题——企业额外增加了的成本。日前,有媒体对北京核心六城区的42处公共充电站进行实地调查,这42处公共充电站共有340个充电桩,其中,充电站内充电桩损坏和故障的比例达到了10.2%,被占位但不在充电的比例达到了27%,二者相加,无法使用的充电桩占比近四成。
正是由于上述种种原因,在消费者提出“充电难”的同时,运营企业也叫苦不迭。国家电网相关负责人公开表示,目前国网建设的充电站严重亏损,南方电网相关负责人则回应媒体称,充电站运营数据“太难看”,不方便透露,星星充电华北大区的充电设施使用率数据在20%左右,尚未达到收支平衡。
运营期补贴将成大势所趋
在成本难回收的背景下,不少企业将目光投向了政府补贴。据了解,目前北京的充电设施建设单位可以申请政府补助,最高不超过项目总投资30%。不过,有企业透露,由于充电设施补贴的操作流程尚未完全明晰,申报手续和验收流程比较复杂,有企业对政策了解度不够,且地方政府对于补贴发放比较谨慎,所以补贴落地并没有想象中快,北京仅有少数企业拿到了建设成本30%的补贴。
不过另一方面,专家也指出,企业不能仅靠补贴“输血”,还要自身具备“造血”能力,充电站运营商可以利用移动互联网售卖周边产品、广告投放等多种方式增强消费者消费的可能性,也可以采用减免停车费、充电优惠等营销手段,吸引周边新消费者。
除了增加运营能力之外,对既有充电设施进行智能化改造也成为了最近的新风口。就在本月,北京市印发了《关于进一步加强电动汽车充电基础设施建设和管理的实施意见》,提出要推进“互联网+充电基础设施”。上周,国家电网宣布已经建成了全球覆盖范围最广、接入设备最多、技术水平最高的智慧车联网,接入充电桩超16.7万个,未来,用户可以通过手机App查找区域内是否有空闲充电桩可以使用,拉近了用户与充电桩之间的相对距离。
但业界也指出,接入十几万充电桩的智能车联网其实运营成本十分高昂,中小型企业或难以承担设备、后台、数据互联互通所产生的巨额费用,这一市场如何不被垄断、中小企业如何寻找生机将成为下一个命题。而在刘峰看来,未来几年,充电桩企业将迎来一轮洗牌,部分长期亏损的小型企业倒闭或重组,投入大、布局合理的充电桩将迎来盈利的临界点。
(二)我国天然气市场化价格改革进入新阶段
天然气管道运输价格属于重要的网络型自然垄断环节,其价格一直由政府监管。权威专家表示,此次管道运输价格是在国家首次对天然气跨省管道运输企业开展成本监审的基础上核定的,有利于帮助企业降低用气成本,为推动天然气市场化价格改革积累经验。更重要的是,这标志着科学透明的管道运输价格监管体系基本建立,管道运输价格监管向制度化、精细化迈出了实质性步伐
8月30日,国家发展和改革委员会公布了天然气跨省管道运输价格核定结果。核定后,13家天然气跨省管道运输企业管道运输平均价格比此前下降了15%左右,新核定价格自9月1日起实施。
根据这一核定结果,以及天然气增值税税率调整情况,国家发展改革委同步将各省(区、市)非居民用气基准门站价格每千立方米降低100元;居民用气门站价格则不作调整。
价格核定准确合理
天然气管道运输价格属于重要的网络型自然垄断环节,其价格一直由政府监管。目前,我国共有跨省管道运输企业13家,拥有长输管道4.5万公里左右,2016年共输送天然气1950亿立方米左右。
今年上半年,国家发展改革委按照统一方法、统一原则、统一标准,对13家企业开展了成本监审,并在此基础上核定了跨省管道运输价格。经过成本监审,共剔除13家企业无效资产185亿元,核减比例7%;核减不应计入定价成本总额46亿元,核减比例16%,核定准许成本242亿元。在此基础上,进一步计算确定了各管道运输企业的准许收益及年度准许总收入,结合各企业管道负荷率水平,核定出各企业的管道运输价格。
在此次价格核定中,不同企业的管道运输价格水平差异明显。例如,中石油西北联合管道有限责任公司经营的“西三线”等管道运输价格为0.1224元/千立方米·公里;山西通豫煤层气输配有限公司经营的山西沁水至河南博爱煤层气管道的运输价格则为3.5047元/千立方米·公里。
国家发展改革委有关负责人表示,天然气管道运输单位成本和价格受管径和运输气量因素影响较大。一般而言,管道管径越大、运输气量越多,单位成本和价格越低;反之单位成本和价格越高。山西通豫煤层气输配有限公司和张家口应张天然气有限公司经营的管道在建设时,由于沿线目标市场需求较小、运输距离短,采用了小口径管道,运输气量少、单位成本高,其运价率水平也较高。
价格监管科学透明
“此次价格核定,标志着我国天然气管道运输价格管理的科学化、精细化水平进一步提高,天然气价格朝市场化方向迈出了坚实有力的一步。”国家能源专家咨询委员会副主任周大地说。
中国人民大学经济学院副院长郑新业认为,这是在国家首次对天然气跨省管道运输企业开展成本监审的基础上实行价格核定,其重要意义不仅仅是降价,而是使管道运输价格调整机制化,也是价格监管工作在制度化、精细化方面迈出实质性步伐的重要标志。“通过理顺天然气跨省管道运输价格,既可以引导管道运输企业主动降本增效,也可以降低下游企业用气成本,这为我国扩大天然气消费,促进清洁能源消费提供了重要抓手。”郑新业说。
中国国际经济交流中心信息部研究员景春梅指出,过去我国天然气消费增长缓慢,这与国内天然气价格机制没有充分理顺有很大关系。近年来,我国在天然气价格改革力度和速度远远超出市场预期,这对于促进能源结构转型升级有着重大意义。目前,我国天然气市场气源多元、主体多元的市场格局正在加快形成,与之相匹配的监管机制也亟待建立。此次天然气跨省管道运输价格核定,标志着天然气领域“管住中间、放开两头”的价格治理框架基本建立,也开启了价格改革中成本监审的新阶段。
“此举也有利于天然气生产经营企业与用户公开透明交易,促进天然气市场化交易。”郑新业表示,核定出各管道运输价格后,每个入口到出口的价格清晰明了,天然气生产经营企业和用户可以约定运输路径并按此结算运输费用,这为天然气市场化交易奠定了基础。
价格降低企业减负
根据天然气管道定价成本监审结果,核定调整管道运输价格,加之天然气增值税税率调整,为降低非居民用气基准门站价格提供了空间。因此,国家发展改革委决定将各省(区、市)非居民用气基准门站价格每千立方米同步降低100元。值得注意的是,居民用气门站价格自2010年以来一直未作调整。
国家发展改革委有关负责人表示,天然气是重要的基础性能源,气价降低可以有效降低企业用气成本,减轻实体经济企业负担。此次降低非居民用气基准门站价格,是降低实体经济企业成本的具体举措。基准门站价格调整后,天然气生产经营企业供应各地的门站价格原则上同步等额降低,惠及下游。
《经济日报》记者了解到,按政府管理价格的非居民用气约700亿立方米测算,我国每年将直接减轻下游工业、发电、集中供热、出租车,以及商业、服务业等用气行业企业负担70亿元左右。如果考虑由此对市场化定价天然气的带动影响,则占国内消费总量80%左右的非居民用气价格都有望降低,降价总额可达160亿元以上,将有效降低企业用气成本。
记者了解到,为进一步发挥市场在资源配置中的决定性作用,增强价格手段调节供需的作用,扩大天然气市场交易规模,国家已经允许所有进入上海、重庆石油天然气交易中心等交易平台公开交易的天然气价格完全由市场交易形成。这是推进天然气价格市场化的重要尝试,也将为天然气价格市场化积累经验,创造条件。
· 本周聚焦
(一)光伏企业喜迎丰收季 下半年仍将延续火热态势
走过几年前的低落和萧条,光伏行业发展的曲线自去年开始一路上扬。仅在2017年上半年,光伏行业继续延续了快速发展的势头,从上游的硅片生产到中游的电池片、电池组件制造,再到下游应用系统环节,均实现了稳步增长。下半年,随着国内下游应用市场的不断扩大,光伏企业或将迎来新一轮暖春。
光伏企业喜迎丰收季下半年仍将延续火热态势
在政策引导和市场需求驱动下,光伏产业快速发展。比往年来得要晚的630抢装潮,带动了2017年上半年光伏业整体向好,并呈现出规模增速快、产能布局优、应用市场活、产业化水平高的特点。
根据证券公司调研,今年“6·30”抢装期过后,进入7月份光伏需求和产品均价均未出现市场此前预计的显著下跌。据经济参考报近日报道称,2017年上半年,我国多晶硅、硅片、电池和组件产量分别达到11.5万吨、36GW、32GW和34GW,分别同比增长21.1%、20%、28%和25.9%。
2017年1至5月,全国新增光伏装机量超过10GW,同比基本持平,而6月全国新增光伏装机量近13GW,超过1至5月新增装机量之和。这拉动了行业整体向好。根据国家能源局发布的数据,上半年新增光伏发电装机24GW。其中,光伏电站17GW,同比减少16%;分布式光伏7GW,同比增长近3倍。
国内机构认为,上半年受电价调整时间节点的影响,今年6月30日前企业必须并网才能享受当年标杆电价,导致市场需求集中爆发。同样地,光伏“6·30”抢装潮刺激了光伏上下游产业链的需求,带动了光伏企业业绩的上涨。光伏行业专家赵玉文指出,“企业业绩大幅上涨的原因是‘6·30’抢装潮刺激了光伏上下游产业链的需求,带动了光伏企业业绩的上涨。”
据中国光伏行业协会统计数据显示,从今年上半年光伏企业的财报看,有超过八成的光伏企业实现了业绩大幅上涨。迄今,A股37家光伏上市公司有27家披露了半年业绩预告,超过12家净利润同比预增。据中国证券报此前报道,在上述12家半年报净利润同比增长的公司中,科华恒盛、方大集团的净利润增幅在1倍以上;拓日新能、科士达、通威股份等10家公司净利润增幅在30%至90%。
除A股上市公司外,在新三板挂牌的光伏企业,同样取得了不俗的业绩——35家新三板挂牌的光伏企业今年上半年实现盈利。截至8月25日,70余家新三板光伏企业中,有38家披露了2017年半年报,其中近6成的企业上半年盈利实现同比增长。而从目前公布的半年报情况看,有16家企业上半年营业收入超过1亿元。
随着光伏发电技术进步、产业升级、市场规模迅速扩大,光伏发电成本有望持续下降。仅考虑目前可预见的晶硅光伏电池的技术进步和产业发展,在近中期光伏发电成本仍具有较大的下降潜力。业内人士认为,2017年—2018年将提前实现用户侧的平价上网,到2020年将实现发电侧的平价上网,光伏上网电价将低于火电上网电价。
也正基于此,领跑者计划、扶贫项目、分布式市场、海外市场等需求都会落在三季度,下半年光伏市场不太可能出现去年的断崖式暴跌。随着三季度领跑者基地装机期限到来,以及新增光伏电站装机计划的发布,下半年光伏终端需求将超预期。同时,技术竞争将进一步加剧,产业升级将加速,预计2017年我国光伏电池产量将超过60GW,达到历史新高。
上半年“6·30”抢装潮,其实在一定程度上释放了全年的产能,那么下半年光伏企业业绩如何也成为关注的焦点。具体来看,四季度将进入传统的旺季,预计全年光伏装机45GW—50GW,超过市场预期。进入上行周期后,光伏产业链上整合最充分、供给过剩程度最低的环节将最为受益,主要是上游企业(多晶硅/硅片)和光伏玻璃制造商。
(二)弃风限电那点事儿
1、新能源大规模集中快速开发方式是造成“三北”地区弃风(光)限电形势严峻的根源。
近年来,我国“三北”地区弃风(光)限电形势严峻。2015年甘肃、新疆、吉林弃风率分别为39%、32%、32%,2016年甘肃、新疆、吉林弃风率分别为43%、38%、30%。另外,西北地区还出现了弃光现象。2015年甘肃、新疆弃光率分别为31%、26%;2016年甘肃、新疆弃光率分别为30%、32%。
弃风(光)限电的“三北”地区有几个共同特点:一是拥有丰富的风力资源、充足的光照环境和土地资源优势。二是新能源爆发式增长,装机集中规模大,且远离负荷中心,电力就地消纳空间有限。三是发电装机容量整体过剩,煤电机组中供热机组占比大。此外,部分区域自备电厂装机占比大。
有如北极的风、赤道的光还不能被人类有效利用的道理一样。鉴于新能源间歇性、随机性、波动性特质,“圈地运动”式的大规模集中快速开发方式是造成“三北”地区弃风(光)限电形势严峻的根源。区域新能源开发建设在规模和节奏上存在盲目、无序、过度、失控状况,对区域新能源行业的健康发展产生了严重损伤。
反思当年“建设河西风电走廊,打造西部陆上三峡”的提法值得商榷。打个不太文明也不完全准确的比喻,现在解决“三北”地区弃风(光)限电是在干“擦屁股”的事,而且一时擦不干净。或者说超速了你不能一股脑埋怨路不平,高弃风限电拉响了刺耳的警报,现在不得不“急刹车”,开展停车清障等事后处理了,只不过大家都要为此“埋单”了。
能否就地消纳和实现外送是大规模集中开发新能源必须考虑好的两个问题。河西新能源消纳中两个问题都不好解决。要实现2020、2030年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%的能源发展战略目标,必须优化调整新能源开发布局。
2、相煎何急,新能源与火电起“争执”。
为了价格的煤电“顶牛”由来已久,大家对此已然有些疲惫。如今,“三北”地区的新能源与火电为了消纳空间又“争执”起来。“煮豆燃豆萁”呀,为了“地盘”,双方各说各的道理,透着些许“火药味”。
“三北”地区新能源的抱怨主要集中在:保障性收购小时得不到保障,认为煤电机组挤占了本应属于新能源的优先发电空间并导致弃风限电加剧,以及“三公”调度与相关信息不够透明等方面。可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩还认为:新能源为火电厂的计划电量“调峰让路”。
以甘肃为例,从下表可以看出:含自备的火电发电量近两年连续下降,不含自备的火电发电量更是从2011年579亿千瓦时的最高点下降到2016年的454亿千瓦时;新能源发电量逐年增加,其装机短期内爆发式增长,至2016年底新能源装机是最大用电负荷的1.5倍。
2015年,甘肃公用纯凝煤电机组基数利用小时仅261小时。从2016年起,除自备电厂自发自用外,甘肃就没有安排1度非保障性煤电发电计划,纯凝煤电机组除安全约束电量以及市场化外送电量之外,再无任何电量。把新能源弃风限电加剧的主因归结于政府电量计划、电网运行调度、火电挤占空间的说法,有点罔顾事实。当然,改善电力运行调节促进清洁能源消纳不是一点空间都没有。如:利用跨省区互济能力与调峰资源,通过市场手段打破省际壁垒,促进新能源更大范围的更多消纳。
无论是计划体制还是市场体制,煤电都应充当“清道夫”的角色,承担电力系统调峰、调频、水电丰枯调节以及系统容量备用作用。对于新能源而言,煤电要“让路”还要“托底”,关键是看煤电能否持续“负重前行”。免费的午餐不会有,同样没有回报的煤电“让路”和“托底”一定不可持续。譬如,即便技术上可行的煤电机组灵活性改造,在低利用小时下如果“活”不下去,有人说那就是瞎折腾。
新能源和煤电的“姻缘”注定不会太完美,也注定不会天长地久。煤电有煤电的命运,一些地区的煤电注定难以优雅地活到该活的年限。新能源前途光明,光明之路上有天然气、有储能、有更加灵活的电力系统以及完善的电力市场,大家和谐共处且都是自由身。然而不要忘了,能源转型之路上的主要担心集中在电力价格承受能力和电力可靠性上,潜在的风险、不确定性来自众多方面。
当下,“三北”地区新能源与煤电与其相互埋怨,不如调整调整一下情绪,好好反省反省自己,出远门哪能不“抬头看路”,怎么吃的“冷亏”各自心知肚明,最好相互体谅一下,相煎何急呢。
3、能源转型需要空间和时间,同时要最大限度的减少代价。
卓尔德环境研究中心首席能源经济师张树伟在《揭秘“弃风限电”的真相》一文中提到,通过近年来全国电力需求增速与平均弃风率变化分析得出:风电弃风率跟电力需求增长之间,并不存在明确的相关(乃至因果)关系,而可能更多地受其他因素的影响。同时以美国和欧盟为例得出:电力需求饱和情况下,新能源份额也可以增加。
这种分析推理有明显的瑕疵。如果锁定影响弃风限电的装机及其结构变化等因素,电力需求增长一定会降低弃风率。至于“电力需求饱和情况下,新能源份额也可以增加。”那是推动能源转型的必然结果。
电力需求增长肯定更有利于为我国能源转型提供空间和时间。只不过“三北”地区因为各种原因没有很好地抓住机会,其中一个重要的原因是煤电(包括自备电厂)与新能源之间没有统筹发展,而且有点各自为政。后果自然是煤电利用小时的大幅下降以及高弃风限电率的并存,谁的日子都没法过。这说明区域煤电与新能源都过剩了,白话说就是面和水都多了。
总结“三北”地区弃风限电的经验教训,对促进我国新能源行业乃至整个能源行业今后的健康发展非常必要和重要。横看成岭侧成峰,远近高低各不同。如果片面性的或选择性的提取数据进行分析,那么弃风限电的真相就找不到,应对措施也就找不准,甚至是“南辕北辙”,也难免让大家觉得专家们又“忽悠”了。
我国弃风限电率高企,主要是“三北”地区弃风限电的绝对数在增长。弃风限电严重的“三北”地区必须先行停建、缓建各类新增电源项目建设,部分地区过剩煤电的“去产能”已经是必然,抓紧规范自备电厂管理也到了动手的时候。所谓“亡羊补牢、为时不晚”。
说到部分地区过剩煤电的“去产能”,这儿再啰嗦两句。如果不是国有企业性质,部分区域煤电企业破产关闭潮恐怕早已涌现。现在看来,是到了下决心、打报告的时候了,主动比被动好,早关比晚关好。对那些连年亏损、资不抵债、无电可发、扭亏无望的“僵尸”煤电咬牙关停吧。当然关停时,不能忘了讨价还价,讨点补偿总是应该的,毕竟还要安置职工。如果投产年限短,实在不忍心一关了之,那就先“封存”几年再看。
4、新能源优先发电与市场化不是非此即彼的选择。
优先发电是指按照政府定价或同等优先原则,优先出售电力电量。优先发电制度的实质是实现节能减排。可再生能源发电保障性收购制度在强调保障新能源优先发电权的同时,保障其上网电量按照国家确定的上网标杆电价进行收购,即所谓的“保量保价”。
然而,国内外的实践经验表明,没有市场就必定要付出弃风限电的代价。“保量保价”条件下,如果没有弃风限电,按理说新能源开发是个稳赚不赔买卖。天上不会掉馅饼,稳赚不赔的买卖必然导致一哄而上,其结果是只能通过“弃风率”反映新能源是否“过剩”,而不是通过价格反映是否“过剩”。
优先发电制度的实现途径绝不单单是计划手段,甚至不是优选途径。相反,市场化电力电量平衡机制才是保障新能源优先发电的最佳途径。计划改良不是出路,市场化改革步伐必须加快,现货市场要抓紧起步试点和推广,否则众多的弃风限电应对措施都将难以得到有效的落实以及取得预期的效果。
在保持对新能源发电适度补贴的条件下,建立和完善新能源消纳市场机制,让市场去进行配置资源并决定价格,可以实现:保障边际成本几乎为零的可再生能源其优先发电,促进清洁能源在更大区域范围的消纳;改善电源结构,提高系统灵活性,充分挖掘系统调峰调节调频能力;引导用户合理用电和需求侧优化用电负荷特性,实现负荷移峰填谷;促进清洁替代和电能替代;促进输配电线路投资以及煤电灵活性改造等决策的科学化。
全额保障性收购制度对促进新能源的快速发展起到的“扶上马、送一程”的作用。但长期执行“保量保价”违背市场规律,违背改革方向,现在是到了对带补贴的新能源开展市场化起步的时候了,这是国际经验,也是能源转型的必走之路。如果硬拿现有的法律条文或政策规定说事,那么不合时宜的条款就应该及时修订。“一鸟多巢”,既要、又要、还要,放在哪儿也说不过理,“爱”是不能发电的。