光伏电站掀新一轮扩张潮 “弃光限电”苗头已现

在政府强力推进以及产业自然蜕变的大背景下,本轮结构调整的力度和深度前所未见,并将对未来中国的产业格局构成深远影响。尽管经济结构调整等多重因素导致我国经济增速下滑,但中央适时、适度推出的一系列微刺激政策

在政府强力推进以及产业自然蜕变的大背景下,本轮结构调整的力度和深度前所未见,并将对未来中国的产业格局构成深远影响。尽管经济结构调整等多重因素导致我国经济增速下滑,但中央适时、适度推出的一系列微刺激政策,让经济增速“下限”得以保全,为中国经济大转型提供了坚实的基础。

在“微刺激、大转型”的宏观经济背景下,为了解当前热点行业最新动态、演进路线、机遇风险,《每日经济新闻》分布在全国各地的四十多名记者深入工厂、矿山、医院、港口、市场、研究机构、实验室,从产业一线获得了大量当前实体经济的珍贵信息,并据此制作出了“微刺激　大转型——2014焦点行业生态调查”专题报道。今天推出第一期——光伏地面电站。

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现象篇

成本政策“两轮”驱动　资本抢滩光伏电站

每经记者　江然　发自成都

国内光伏发电市场将迎来爆发式增长。

随着各项补贴政策落地、上游产品成本大幅下降,中国光伏行业已由过去的产品制造走向装机阶段。在分布式发电尚未完全成熟的情况下,地面电站凭借模式相对成熟、现金流稳定等优势,成为光伏产业链中最受益的环节,引得各路资本为之折腰。

截至2013年底,全国22个主要省市区已累计并网741个大型光伏发电项目,主要集中在西北地区。据《每日经济新闻》记者不完全统计,仅在2014年7月,上市公司公布的在建或拟建光伏电站项目至少10个,规模达1.1GW。

不过,资本青睐光伏电站的同时,不得不面对“资源稀缺”的现状。据《每日经济新闻》记者了解,由于国家能源局规划2014年地面电站新增装机量仅为6GW,目前各地路条发放趋紧,上半年装机情况并没有达到预期。

上市公司扎堆投资光伏电站/

7月30日,乐山电力发布消息称,将与国际光伏巨鳄SunPowerCorporation、中环股份,以及有政府背景的两大投资方四川发展　(控股)有限责任公司、天津津联投资控股有限公司合作,拟在四川省开发建设装机容量为3GW的高效光伏中心项目,其长期目标是开发建设超过约10GW的装机容量。

而就在半月前,中利科技(002309,SZ)也发布公告称,旗下子公司宁夏中利腾晖收到宁夏发改委出具的相关光伏发电项目登记备案通知,该项目位于石嘴山,规模为100MW;7月18日,隆基股份(601012,SH)公告显示,旗下全资子公司同心隆基收到宁夏发改委通知,同心隆基30MW光伏电站项目符合登记备案条件,予以登记备案。

不断向下游延伸产业链、大手笔投资光伏地面电站的还有爱康科技(002610,SZ)。继6月底刚宣布计划斥资不超过8.5亿元建设甘肃金川光伏电站后,爱康科技近来又出资1000万元收购新疆一家光伏企业。

除了民营资本,国有资本亦钟情于光伏电站。今年3月,航天机电(600151,SH)发布公告称,拟对旗下两个电站项目增资2.72亿元。这已是近一年来,航天机电第10次公告宣布投资及增资光伏电站项目,涉及总金额超过20亿元。

投资界认为,光伏产业由制造迈入装机环节,下游地面电站需求已进入增长阶段。

光伏电站需求爆发的背后,是政策引导与成本下降两大推手。

据《每日经济新闻》记者统计,自2013年7月至2014年4月,国内新增光伏行业政策至少17条。通过明确标杆电价补贴20年、补贴资金按季拨付按月结算、增值税即征即退50%等具有针对性的政策,光伏电站未来收益的不确定性大大减弱,也刺激了更多资金进入光伏电站领域。2013年,全国新增并网光伏发电达11.3GW,中国一跃成为全球最大的光伏终端市场。

除了政策拉动以外,制造环节成本的不断下降,亦为国内光伏发电市场的形成奠定了良好的基础。据瑞银证券统计,多晶硅价格从2008年的400多美元/公斤一度下滑至20美元/公斤以下,未来数月还将保持该价格水平;组件价格则从4美元/瓦下滑至目前的0.6美元/瓦左右。

“在多晶硅、组件等成本降下来之后,国家开始给上网电价补贴。”国金证券新能源电力设备高级分析师姚遥告诉《每日经济新闻》记者,“成本已经降到一个能补得起的程度。”

瑞银证券的一份研报亦指出,整个光伏产业链成本不断下降,至少带来两方面利好:其一,在政策驱动市场的情况下,所需要的补贴额度在减少;其二,随着成本继续下降,光伏发电度电成本有望逐步实现用户侧平价上网,甚至最终实现与传统能源的发电侧平价上网,从而使得具备经济性的光伏发电脱离政策补贴影响,转向市场化驱动。

地面电站装机量不如预期/

眼下,电站建设环节盈利水平吸引力及确定性增强,加上2014年标杆电价下调带来的抢装因素,国内光伏地面电站市场迅速爆发,处于产业链上中游的企业开始扎堆投资下游电站。如爱康科技、中利科技等上市公司,均成为坚定向下游延伸的民企代表。

“由于过去几年的低谷,中上游环节相对产能较多,为了稳固产品在下游的需求,一些上中游环节的企业开始做电站。”NPDSolarbuzz高级分析师廉锐向《每日经济新闻》记者指出,“此外,这几年价格下跌厉害,上中游利润不高,往下游延伸也是为了寻求更多利润。”

实际上,去年光伏产业政策加码的初衷就是希望“开启下游市场从而解决中上游产能过剩”,当时有分析指出,只要同时落实并网、补贴、信贷、监管等政策,也可规避下游电站过剩。

“从前两年看,光伏企业加码下游确实是为了消化自己的库存。”国金证券新能源电力设备高级分析师姚遥也持相同看法。一名长期从事多晶硅制造的业内人士告诉记者,近一年来国内光伏电站的建设潮,明显带动了上游多晶硅市场。

“现在电站补贴政策也明确了20年支持,越来越多的企业认识到光伏地面电站是一门能够稳定赚钱的生意,不管是开发还是持有运营,企业乐得去做。”姚遥解释。

廉锐亦表示,相比之下,只要政策稳定,投资一个光伏电站能获得20年～25年的长期稳定收益。“光伏电站是长期优良资产,只要资金没有问题,发电就有稳定现金流,利润很快就会有所体现。”

根据能源局规划,2014年全国光伏新增装机总量为14GW,其中地面电站6GW,分布式发电8GW。但这个规划似乎远远无法满足各路资本对光伏电站的胃口。

“有统计显示,按照各大光伏电站运营商的规划,2014年需求量　(包括分布式和地面电站)达30GW,对应投资规模在2700亿元左右。”一位长期关注光伏行业的资深投资人士告诉《每日经济新闻》记者。

另据多位业内人士透露,激烈的竞争亦导致今年光伏电站装机量并不如预期。

“1～7月装机量在3GW左右,以地面电站为主。”姚遥告诉《每日经济新闻》记者,“由于全国2014年地面电站仅有6GW的新增装机量,各地都呈现一种‘僧多粥少’的局面,竞争激烈让各地不知如何核准,因而出现路条发放延迟等情况。”

“总量只有6GW,每个省又给了一个备案规模的指导,原则上不能超过这个量。”廉锐告诉　《每日经济新闻》记者。“由于‘总盘子’不大,各地政府也没怎么下单,上半年完成的量也都是去年拿到核准项目。”

据记者了解,项目开发方通常利用上半年完成跑路条、规划、环评等一系列前期工作,电站建设潮往往于第三季度启动,只需三个月即可完成修建。“6、7月以来,新的核准已开始发放。7月后,西部电站招标量就会上来,建设也普遍启动。”姚遥表示。

单一模式存隐患/

由于商业模式成熟,光伏地面电站被看做是目前产业链中最受益的环节,但也有观点认为,单一的建设模式也为光伏电站的盈利能力埋下了隐患。

据　《每日经济新闻》记者了解,目前国内光伏电站开发、建设领域主要有BT/EPC等模式。BT模式主要指公司自己作为电站项目的开发商,进行项目前期开发、路条获取以及项目融资,然后通过EPC建设方　(可以自己做EPC或找第三方EPC)进行项目的设计及施工建设,建设完成后开发商负责电站并网和申请国家补贴,最终将电站产品出售给运营方。航天机电、中利科技等上市公司就是以前期项目开发为主。

EPC模式即工程总包,总承包商与电站项目开发商签订工程总包合同,负责电站项目的设计、采购、施工、试运行服务等工作,不包括项目的前期开发和后期并网及销售,因此利润率也低于BT模式。

“这样(即EPC)也有好处,既不用担心前期垫资,对融资没有那么高的要求,也不需要操心电站后期的转让渠道。”一位长期关注光伏电站的投资人士告诉记者。据了解,EPC环节比较领先的公司包括特变电工等。

“目前国内光伏电站开发的商业模式几乎没有差异。”姚遥解释道,“从产业链来看,主要是上述三种参与形式。对企业而言,具体采用哪一种形式,需要看其自身有哪些方面的资源优势。”

由于商业模式无太大差异且可复制性,有人担忧,“未来如果光伏电站开发商迅速增加导致竞争加剧,行业利润率可能下滑。”

“但只要建设成本和补贴一定,利润率也会保持不会下滑。”上述投资人士认为。

眼下,国内光伏电站仍属于相对较新的行业,由于光伏电站的收益要在其整个生命周期(20～25年)中通过电费逐步实现,如果光伏电站质量问题造成发电量低于预期　(如组件衰减过快)或运维成本高于预期,可能会对电站收益产生较大的影响。

“电站开发表面上看很简单,但要做好高质量电站,需要专业技术支撑。未来大家会越来越看重发电质量,行业走向集中也是必然。”某基金新能源分析师告诉《每日经济新闻》记者。

与此同时,国内光伏电站运维市场还不成熟,尚未出现专业的运维企业。“目前,多是一些企业在做了很多电站以后,内部成立一个团队来运维电站。一些简单的业务也有可能外包,比如清洗。”廉锐表示,“但总的来说,国内运维电站市场还未被开发。”

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挑战篇

光伏电站集中装机甘肃去年弃光率达13%

每经记者　江然　发自成都

“弃风限电”之痛尚未消除,光伏电站又将遭遇同样的风险。

在分布式光伏商业模式尚未成熟的情况下,地面电站仍将是国内光伏新增装机的主要形式,但短时间内大规模装机,会使得新增的发电量无法通过现有电网消纳。“弃光限电”已现苗头。国家能源局7月18日发布的一份监管报告显示,甘肃一些地区由于配套送出工程没有与风、光伏发电项目同步规划建设和改造,送出能力不匹配,受限比例最高可达78%。

“是否遭遇限电取决于电网建设速度是否跟得上电站建设速度。当很多电站要挤在一个变电站升压上网,变电站的扩容速度比不上电站扩容速度时,电网输送能力就会出现瓶颈,增加限电风险。”国金证券新能源电力设备高级分析师姚遥告诉《每日经济新闻》记者。

除了　“弃光限电”这一挑战,《每日经济新闻》记者通过采访多位业内人士了解到,如何获得路条与并网核准,以及企业的融资能力,也是光伏企业有待解决的难题。而解决这些难题的能力,恰恰就是发展光伏电站的核心竞争力。

电网输送能力不足增加限电风险/

由于光照资源丰富以及土地成本相对较低,目前国内大型光伏地面电站主要集中在西北地区。

“西北地区工业较落后,当地用电需求小,所发电量不能就地消纳,只能进行远距离输送,因此对电网向外输送能力依赖性较强。”姚遥表示。

在西北地区,可再生能源发电装机规模爆发性增长。但随之而来的是电网输送能力达到瓶颈,从而导致限电风险。

“光伏电站与风电面临同样的问题。”NPDSolarbuzz高级分析师廉锐指出。据统计,2009年国内风电新增装机量达到13.8GW,同比增长高达124%,一举成为全球第一大风电市场。随着2009～2011年国内风电持续高企的新增装机量,东北、西北和华北等风电资源丰富的地区出现严重的“弃风限电”。

瑞银证券研报显示,截至2013年底,全国22个主要省市区已累计并网741个大型光伏发电项目,项目主要集中在西北地区。甘肃、青海和新疆是目前国内累计装机容量排名前三的省区,占到全国光伏电站总量的60%以上。

半个月前的7月18日,国家能源局发布了　《可再生能源发电并网驻点甘肃监管报告》(以下简称《报告》),《报告》提出的六方面问题就包括“电源、电网建设配套衔接不够”、“存在弃风、弃光现象”、“电网企业办理接入系统、并网验收工作不完善”等。

《报告》显示,作为全国重要的新能源基地,甘肃风电、光伏等可再生能源在2008年后就已进入规模化快速发展阶段。截至2013年底,甘肃省发电总装机容量3489.32万千瓦,其中风电装机容量702.81万千瓦,居全国第三位;光伏发电装机容量429.84万千瓦,同比增长1025.24%,居全国第一位。但在快速发展的同时,甘肃风电、光伏出现了就地消纳和送出困难,且“这些情况在我国华北、东北、西北风电基地中具有一定代表性”。

以酒泉风电基地外送通道制约电量送出为例:截至2013年底,甘肃河西电网总装机容量1589万千瓦,当地用电负荷约380万千瓦左右,输电能力450万～520万千瓦。按照目前甘肃河西电网装机容量、消纳和送出能力分析,现有输电通道无法满足已投产发电企业富余电量的外送需要,夏季最大受限容量308万～378万千瓦,最大受限比例26%～31%;冬季最大受限容量198万～268万千瓦,最大受限比例18%～24%。在武威皇台地区,2013年夏电力受限容量31万千瓦,受限比例达79%,冬季受限容量29万千瓦,受限比例达78%。此外,酒泉、嘉峪关、武威等局部电网,也存在高压电网输送能力不足导致可再生能源受限较为严重的情况。

“主要是外送通道不够多。如果发了电,本地消纳不了又外送不出去,就只能放弃掉了。”廉锐告诉记者,“大规模长距离的高压输送线路总量有限,如果同时有很多光伏电站、风电都要升压送电,就会因为电网输送线路不够,导致限电。”

上述《报告》还指出,根据甘肃省各发电企业弃风统计数据汇总,甘肃省2013年弃风电量31.02亿千瓦时,占全国弃风电量的19.11%,占西北地区弃风电量的85.86%,弃风率20.65%,较全国平均10.74%的弃风率高出近一倍;2013年弃光电量约为3.03亿千瓦时,弃光率约为13.78%。

“这也是为什么能源局或地方政府在项目审批时,持相对谨慎的态度。因为输电能力和就地消纳能力有限,中央、地方政府一方面相对抑制地面电站的发展速度,另一方面则加快东部分布式电站发展速度。”廉锐表示。

值得注意的是,能源局已经开始关注光伏电站大规模建设后可能产生的限电风险,并强调“对于甘肃、青海、新疆(含兵团)等光伏电站建设规模较大的省(区),如发生限电情况,将调减当年建设规模,并停止批复下年度新增备案规模。对于青海省海西地区、甘肃省武威、张掖和金昌等地区,青海省和甘肃省能源主管部门安排新建项目时应关注弃光限电风险。”

电站融资创新大势所趋/

除了“弃光限电”的风险,融资能力也考验着光伏电站开发和运营者。

业内人士指出,光伏电站开发属于典型的资本密集型产业,融资能力是开发者的核心竞争力之一,也是一个巨大的门槛。

据　《每日经济新闻》记者了解,光伏电站成本投入价为8～8.5元/瓦,一座100MW的电站投入约8亿元以上。瑞银证券指出,每100MW的光伏电站建设需要资金8亿～10亿元,未来随着进入光伏电站的开发商数量增多,是否拥有畅通的电站转让渠道并迅速回笼资金,提高利用效率,将成为企业投资决策的重要考量。

目前,银行仍是光伏电站的主要融资渠道。“在中国内地融资,要有抵押物,自有资本金达到20%～30%,银行才会放款。”廉锐告诉《每日经济新闻》记者,这样资本金消耗非常快,加上融资成本比较高,对企业的回款能力要求更高。

“对于光伏电站,几乎只有国开行能够提供长期贷款。”姚遥指出,“但随着行业成熟,商业银行会逐渐介入。。”7月18日,顺风光电(01165,HK)旗下全资子公司江西顺风光电与招商银行签订授信协议。根据该协议,招行同意向江西顺风光电批出不超过20亿元人民币的循环综合授信额度。

“到后期,商业银行大规模介入应是趋势。”姚遥补充道。

不过,越来越多的人已意识到,仅仅依靠银行融资还远远不够,电站融资创新是大势所趋。

今年2月底,联合光伏与中兴租赁公司订立为期12年、总价约为1.5亿美元的融资租赁协议。在租期内,设备所有权归中兴租赁公司所有,租期届满后,联合光伏出资100美元即可从中兴租赁公司手中购买设备所有权。根据协议,联合光伏以旗下的若干太阳能电站和抵押发电站产生收入的权力作为抵押。

这类“光伏融资租赁”,被业内看做是前景较好的一种新型融资模式。虽然利率较高,“但可提高电站项目的财务杠杆比例(二次加杠杆),提升资金使用效率,盘活电站资产,对电站运营商突破融资瓶颈具有重要意义。”国金证券指出,这种方式“适合快速扩张、抢占资源的民营企业。”

“在产业链利润格局重构的背景下,电站是本轮光伏周期最受益的环节,兼具高增长和高盈利。未来光伏电站的金融属性会越来越强,依托较高的投资回报率　(无杠杆内部收益率10%左右、70%贷款下内部收益率15%～20%)和收益明确的特点,电站类似于高收益的固定收益产品,具备证券化的基础,未来会激发各种商业模式和融资模式的创新。包括互联网金融、融资租赁、与信托/基金合作、境外低成本资金等,各种类型的公司都可以找到合适的融资渠道。”国泰君安在近期的一份研报中评价道。

“目前已有类资产证券化的探索,比如电站建好了,有了稳定现金流,开发商可以把它做成一个金融产品卖出去,获得现金后再继续滚动地开发。”廉锐解释。多位业内人士亦向　《每日经济新闻》指出,光伏电站资产证券化需要更多政策环境来完善,比如说引入第三方保险,“如果做证券化销售,发电量、收益率、电站质量等,必须要有第三方做担保。”

显然,保险的介入将是改变银行对光伏电站态度的关键。健全的保险体制能降低运营商的风险,打消银行的部分顾虑,是光伏电站实现资产证券化的重要基础。值得注意的是,2014年6月初,安邦财产保险向保监会提交了一份光伏行业新险种的备案文件,涉及光伏电站发电量的险种。英大泰和、怡和立信也在进行尝试。

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样本篇

航天机电背靠央企转型拥两大优势　光伏电站销路成首要风险

每经记者　江然　发自成都

在众多发力光伏电站的上市公司中,航天机电(600151,SH)是为数不多初尝甜头的一家。这家原本主营汽车零配件与新材料应用的公司,自2000年进入光伏领域后,一路追逐行业“热点”,截至2013年底,光伏业务已占其总业务的八成左右。

从2012年斥巨资押注光伏电站,到如今依托航天品牌资源成为行业龙头,航天机电在光伏行业触底之时华丽转身,并背靠央企拥有“路条”之便和融资便利两大优势。到2013年底,公司已累计销售光伏电站150MW,且计划在“十二五”期间累计销售光伏电站超过1000MW,2014年完成销售400MW。

7月12日,航天机电发布业绩预减公告,预计上半年公司出售光伏电站仅50MW,比上年同期减少100MW,导致上半年净利润同比下滑八成。业内人士指出,由于光伏电站属于典型的资本密集型产业,若公司无法开拓畅通的电站转让渠道,迅速回笼资金,在未来激烈的竞争中,其龙头地位或将面临严峻挑战。

押宝光伏电站/

航天机电最近一次对西部光伏电站项目的投资,是在今年6月12日。

当日,航天机电公告称,参股子公司上实航天星河能源已完成200MW西部光伏电站项目的收购。航天机电董事会同意按股比(15%)向上实航天星河能源增资2.125亿元。上市公司认为,此次对外投资“将有利于公司继续开拓多元化光伏电站投资通道,实现光伏电站滚动开发,同时放大投资杠杆效应,提升光伏产业整体盈利能力”。

实际上,早在今年3月,航天机电公告称,拟对旗下两个电站项目增资2.72亿元时,就有媒体报道称,这已是公司近一年来第10次公告宣布投资及增资光伏电站项目,涉及总金额超过20亿元。

自2000年进入光伏产业组件生产环节后,航天机电通过多种方式先后进入多晶硅、硅片生产环节,并逐步形成“多晶硅-硅片-电池片-组件-电站”的完整产业链。而在近两年整个光伏制造环节都产能过剩的情况下,公司又不得不退出多晶硅及硅片生产环节以求“保身”。

“作为大浪淘沙后幸存下来的光伏企业,航天机电成为押注光伏终端市场的典型代表之一。”一位业内人士在接受《每日经济新闻》记者采访时表达了这一观点。

2012年11月20日,一则公告将航天机电推到台前。彼时,正处于光伏行业低谷煎熬的航天机电作出了一个重大决定:变更募集资金投资项目,把原本用于制造环节两项技改的部分资金,转投西部光伏发电项目。转投金额共计3.89亿元,分别投向嘉峪关100MW、高崖子滩50MW、张掖甘州区南滩9MW及安阳滩9MW的光伏电站项目。

在外界看来,这无疑是航天机电的断腕之举。此前,受光伏业务的拖累,公司2011年净亏损达1.09亿元,2012年上半年,公司综合毛利率为-10.80%,其中光伏新能源业务的毛利率为-25.40%。

“受光伏行业市场增长放缓影响,光伏产品价格大幅下跌,产品制造环节的利润率也在大幅下降”,航天机电对变更募投项目作出这样的解释,“而光伏电站业务环节由于具有一定的投资门槛,因此保持了较为稳定的投资收益。”航天机电的判断是:光伏电站将成为行业热点。

实际上,在变更募投项目之前,航天机电就已做了一系列剥离多晶硅业务的工作。2012年10月,该公司将旗下持有的神舟硅业公司29.7%股权,以4.88亿元底价,在北京产权交易所挂牌转让。

砍去亏损的上游业务,转而押注光伏终端市场,航天机电的转型很快获得回报。2013年上半年,公司实现营业收入12.10亿元,同比增长77%;实现净利润1.70亿元,同比大幅增加4.72亿元,成功扭亏为盈。

“(2013年)上半年公司新增光伏电站开发项目路条459MW,已核准项目正加速开工建设,并取得了150MW光伏电站出售的较好业绩。”航天机电把业绩大涨归功于光伏电站的业务优势开始显现。

背靠央企航天集团/

2013年,航天机电实现营业收入33.59亿元,同比增加18.29亿元,增幅119.62%;实现归属于上市公司股东的净利润1.44亿元,同比增加10.33亿元。

航天机电认为,这一方面是受益于国内多项光伏扶持政策及国际新兴市场快速崛起,光伏市场止跌回暖,组件出货量同比上升89.54%;另一方面则是由于公司加快国内电站项目的开发与投资,创新盈利模式,电站EPC(工程承包)业务大幅增长1111.28%。

据NPDSolarbuzz发布的2013年中国光伏项目承包商　(EPC)排名,航天机电以超过600MW的承包安装量成为全国第二大光伏EPC企业,仅次于特变电工(600089,SH)。

据《每日经济新闻》记者了解,航天机电制定出2014年　“自建光伏电　站500MW,　承　接EPC工　程100MW,核准或备案批复450MW,并网投运400MW,分布式发电项目开发实现零突破”的计划;并实现电站出售400MW,形成不低于年400MW的光伏电站滚动开发能力,快速达成规模效应。此外,航天机电把“十二五”期间累计销售光伏电站的目标,从700MW调高至超过1000MW。

业内人士指出,航天机电的雄心背后,正是其作为中国航天科技集团下属新能源光伏业务平台而拥有的得天独厚的优势:项目开发与融资能力。

“大股东上海航天工业(集团)的品牌以及背景,让航天机电在政府关系方面更具优势。”一位不愿具名的基金人士向　《每日经济新闻》记者指出,“尤其是在目前西部电站路条核准获取难度加大的背景下,航天机电开发项目的能力优势更为明显。”

实际上,在无数民企或中小企业还在为取得光伏电站项目路条辛苦奔波时,航天机电已充分利用自己的品牌资源优势,与地方政府、大型电力集团合作,目前已将其光伏电站市场布局从甘肃、青海拓展至宁夏、新疆、河北、山西、陕西、云南等多个省份。

“航天机电在国内电站开发方面一直做得很好,”NPDSolarbuzz高级分析师廉锐告诉记者。“该公司原来的组件业务也不算小,保持在第二梯队,但它一向比较重视下游。”公开资料显示,航天机电在2000年时就承建了西藏日喀则地区无电乡通电工程的42个光伏电站,至今已建设各类电站600余座。

值得注意的是,目前光伏电站业务相对较新,尚难以直接进行项目融资,而是需要其他资产担保或其他主体进行连带责任担保,且通常融资成本较高,这对民营或中小型企业的融资能力提出了很大挑战。而航天机电依托航天集团的央企背景,融资优势尽显。

记者梳理航天机电财报发现,公司目前金额最大的一笔长期贷款为6亿元,是公司通过航天系统向航天集团第八研究院申请所得。该委托贷款期限为5年,年利率仅5%;此外,航天机电还通过大股东担保,以基准利率6.55%的优厚条件获得国家开发银行15年长期贷款。

瑞银证券根据航天机电报表披露的长期借款信息,计算出其长期借款的加权利率约为5.66%,远低于同行水平。此外,航天机电2013年年报显示,其资产负债率仅为51.42%,亦处于同业中较低水平,具备较大的融资空间。瑞银证券指出,航天机电在融资能力方面的优势有助于提升电站开发业务的盈利能力。

上半年电站出售仅50MW/

值得注意的是,7月12日,航天机电发布业绩预减公告,预计2014年上半年度实现归属上市公司股东的净利润3389万元左右,同比减少80%。航天机电对此的解释是,公司上半年出售的光伏电站比上年同期减少100MW。不过公司同时表示,计划今年出售光伏电站400MW,上半年已出售50MW,其余尚在建设中,将于下半年转让销售。

尽管航天机电并未更改2014年的出售目标,但公司依然把电站项目无法出售列为第一风险:因项目收益率不能完全满足投资者需求,或双方对交易条件未达成一致,公司电站无法按计划实现销售,导致最终获利不确定性增加。

今年3月,有媒体报道称,自去年底至今年初,航天机电在产权交易所两度挂牌打包转让旗下两个光伏电站项目的股权,迟迟未找到受让方。《每日经济新闻》记者亦从其他消息源核实到,航天机电第一季度仅售出50MW光伏电站。

“一般电站开发企业都在下半年转让,尤其会集中在第四季度,这也是行业的季节性特征。”一位长期关注光伏电站的投资人士告诉记者,但对于开发商而言,无法及时转让电站会造成资金沉淀,影响现金流。而现金流承压将使电站开发商面临巨大挑战。

此外,亦有观点认为,若找不到买家,开发商将不得不转成运营商,前期投建电站所耗巨资的回报周期将被拉长,项目开发面临长期风险。

研究机构Solarzoom的统计数据显示,到去年8月,国内已披露达成意向、签约以及正在开发建设的光伏项目达到13万MW,比国家新拟定的到2015年装机达3.5万MW的“十二五”目标超出逾3倍之多,其中多数为大型地面电站项目。这意味着,未来一段时期,光伏电站开发竞争白热化状态仍将持续。

瑞银证券亦指出,每100MW的光伏电站建设需要投入资金8亿～10亿元,未来随着光伏电站开发商数量增多,是否拥有畅通的电站转让渠道,能否迅速回笼资金提高利用效率,“也将成为重要的影响因素”。

此外,航天机电还明确提出,光伏产业或面对应收款无法回收的风险,如受部分客户信用不高或地方电费拨付政策实施不到位的影响,导致货款回收期不确定或难以收回。

“实际上,开发商对客户也会进行选择的,主要就是看回款能力。”上述投资人士告诉《每日经济新闻》记者。对此,航天机电方面表示,将严格执行客户信用评级、授信管理制度和海外信用担保政策等,紧密跟踪可再生能源附加费征收与补贴发放情况,电站并网后及时办理可再生能源的补贴申请,同时合理安排融资结构、还本付息及工程款账期,保障光伏电站项目正常运营。