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研究报告|2018年光伏行业信用风险与展望

 我国光伏装机量维持较高速增长,但光伏电站容量及发电占比仍处于较低水平;“823”号文提出削减光伏建设规模指标对国内光伏行业造成较大冲击。随着国内光伏行业整合、过剩产能出清以及抢装效应下市场景气度的回升,2015-2017年我国光伏装机量分别为15.13GW、34.54GW和53.06GW,同比增速分别为42.74%、128.29%和53.62%,维持较高速增长。截至2017年末,光电装机容量占全国发电装机容量的比重为7.33%,当年光伏发电占全国发电量的比重为1.82%,均处于较低水平。2018年5月,国家发展改革委、财政部和国家能源局联合发布《关于2018年光伏发电有关事项的通知》(发改能源〔2018〕823号,以下简称“823号文”),明确提出削减光伏建设规模指标,对国内光伏行业造成较大冲击。

分布式光伏电站具备综合电价更高、补贴回款更加及时、资源利用率高、审批程序相对宽松、就近消纳等特点,近年来装机量持续增长,但国内占比仍较低,存在较高的提升空间,后续发展潜力较大。分布式光伏电站以厂房建筑物屋顶等闲置资源作为发电场地,不需要额外占用土地,资源利用率更高,且规模较小,容量灵活,大部分电量可实现就近消纳,从光伏发电行业发展趋势来看更具优势,近年来装机量持续增长,后续发展潜力较大。截至2017年末,国内分布式发电装机量为29.66GW,占光伏装机量的22.77%,较上年末提升9.44个百分点,但远低于国际平均水平,存在较高的提升空间。

光伏制造规模化程度不断提高,技术进步与成本降低同步演进,用电侧实现平价上网的目标可期。截至2017年末,国内前十大多晶硅企业产量行业占比达82.6%,行业已进入高壁垒、规模化竞争的发展阶段,并逐渐从高速增长市场向大体量稳定市场转型。受益于光伏行业技术水平不断提升,先进工艺技术产业化进程加快,光伏组件造价持续降低和能量转换效率不断提高,带动光伏发电成本逐年降低,实现《太阳能发展“十三五”规划》提出的在用电侧实现平价上网的目标可期。

光伏上网电价及补贴逐渐下行,短期将使得企业利润有所下滑,长期来看,区域布局良好、成本控制更强的光伏企业能够顺应新的政策环境,获得长足发展。近年来光伏标杆上网电价及补贴逐渐下行,2015年至2018年6月,I、II、III类资源区上网电价分别下降44.45%、36.84%和30%,“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏发电补贴下降23.81%。从短期来看,电价下调使得企业利润有所下滑,并且对企业的现金流产生不利影响;从长期来看,补贴退坡实质是在倒逼光伏企业降低成本,区域布局良好、成本控制更强的光伏企业能够顺应新的政策环境,获得长足发展。

光伏企业[1]资产规模、营业收入和净利润均呈持续增长态势,但平均销售毛利率和总资产报酬率小幅下滑,且盈利对债务的保障程度较差,后续经营或面临较大的政策风险。受益于下游光伏电站装机规模快速增长及行业景气度提升,近年光伏企业资产规模、营业收入和净利润均呈持续增长态势,资金周转效率有所提高。但是,需要关注的是光伏企业应收款项规模较大,对营运资金有一定占用,光伏产品价格持续走低,平均销售毛利率和总资产报酬率小幅下滑,盈利对债务的保障程度较差。此外,随着“823号文”对光伏电站装机规模的控制,光伏企业经营或面临较大的政策风险。

正文

一、行业分析

近年来我国光伏装机量维持较高速增长,但光伏电站容量及发电占比仍处于较低水平;“823”号文提出削减光伏建设规模指标对国内光伏行业造成较大冲击

光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应将光能直接转变为电能的一种技术。这种技术的关键元件是太阳能电池,太阳能电池经过串联后进行封装保护可形成大面积的太阳电池组件,再配合上功率控制器等部件就形成了光伏发电装置。光伏发电的最基本元件太阳能电池根据所用材料的不同,可分为晶体硅电池、薄膜电池和聚光电池;其中晶体硅电池按材料的结晶形态分为单晶硅电池和多晶硅电池两类,晶体硅电池光电转化效率最高,是目前发展最成熟的。薄膜电池和聚光电池尚处于探索阶段,转换效率低、衰减快、成本低,短时间内难以实现技术突破。在大规模应用和工业生产中,目前晶体硅电池占据80%左右的市场份额,为市场主流产品。

光伏产业链主要包括硅料、硅片、电池片、光伏组件、电站运营等环节,其中上游为硅料、硅片环节,中游为电池片、光伏组件环节,下游为电站运营环节。硅料行业的集中度较高,为技术密集型行业;硅片的技术含量略低于硅料,主要依靠设备,属于资本密集型,行业的集中度亦较高;电池片技术含量较高,但行业集中度不高;光伏组件作为电站的直接上游,集中度低,竞争激烈,整体议价能力不高,受需求波动影响明显。


 

与其他能源相比,太阳能是开发潜力最大但已开发比例最低的能源类型。根据国家统计局公布的数据,2017年全国发电量6.5万亿千瓦时,同比增长5.9%,其中可再生能源发电量1.7万亿千瓦时。可再生能源发电中,光伏发电1,182亿千瓦时,同比增长78.6%,占全国发电量的1.82%,而水电、风电分别占比18.33%和4.54%。从装机量来看,2017年末全国发电装机容量177,703万千瓦,比上年末增长7.6%,其中火电、水电、核电、风电、光电装机容量分别占比62.24%、19.20%、2.02%、9.21%和7.33%。可以看出,我国光伏电站容量及发电占比处于较低水平,由于太阳能在能量转换过程中不影响环境,光伏发电仍然有较大的开发空间。

国内光伏电站装机量方面,随着国内光伏行业整合、过剩产能出清,2014年光伏制造企业逐渐从亏损中走出,但由于上半年地面电站审批仍暂停、分布式光伏以市场为导向的商业模式仍未完全建立,当年新增装机同比增速仍回落至-17.96%。自2015年下半年以来,我国光伏行业在国家光伏电价补贴将于2016年6月开始下调的影响,在抢装效应下市场景气度出现了超预期回升。2015年,我国光伏总装机量达到了43.18GW,新增装机容量15.13GW,成为全球光伏发电装机容量最大的国家。2016年我国新增光伏装机容量34.54GW,累计装机容量77.42GW,新增和累计装机容量均为全球第一。2017年新增光伏装机量53.06GW,同比增长53.62%,其中集中式光伏电站33.62GW,同比增长10.92%;分布式光伏电站19.44GW,同比增长3.7倍,占比达36.64%,同比大幅提升。从新增装机布局看,由西北地区向中东部地区转移的趋势明显。华东地区新增装机14.67GW,同比增加1.7倍,占全国的27.7%;华中地区新增装机为10.64GW,同比增长70%,占全国的20%;西北地区新增装机6.22GW,同比下降36%。截至2017年末,我国光伏累计装机容量130.48GW,集中式光伏电站和分布式光伏电站装机容量分别为100.59GW和29.66GW。总体来看,2014年以来我国光伏装机量维持较高速增长。

光伏电站装机量规划方面,2016年12月,国家能源局发布《关于印发太阳能发展“十三五”规划的通知》,该规划明确指出到2020年底,光伏发电装机达到105GW以上(2017年末已超额完成),其中分布式光伏电站60GW,考虑到2017年末分布式光伏电站累计装机量为29.66GW,因此2018-2020年分布式电站预计新增装机量为30GW左右。2017年7月19日,国家能源局发布《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》,该意见中提到,根据国家发展改革委、国家能源局发布的各类能源规划和经国家能源局批复的各地区能源发展规划以及各省(区、市)能源主管部门报送的“十三五”风电、光伏发电分年度规模建议,国家能源局将各省(区、市)分年度建设规模方案予以公布,各省(区、市)能源主管部门按此方案做好规划实施工作。在这个公布的年度建设规模中,2018年光伏电站新增建设规模合计2,190万千瓦,其中领跑技术基地800万千瓦,各地区其他普通电站1,390万千瓦,分布式光伏发电项目、村级扶贫电站以及跨省跨区输电通道配套建设的光伏电站不限建设规模。

2018年5月31日,国家发展改革委、财政部和国家能源局联合发布《关于2018年光伏发电有关事项的通知》(“823号文”具体影响的分析参见鹏元评级公众号2018年6月19日发布的《“严苛”新政还是变革机遇?——解读823号文对光伏行业的影响》),在装机规模方面明确提出暂不安排2018年普通光伏电站建设规模;2018年安排1,000万千瓦左右规模用于支持分布式光伏项目建设,各地5月31日(含)前并网的分布式光伏发电项目纳入国家认可的规模管理范围,未纳入国家认可规模管理范围的项目,由地方依法予以支持。按照“823号文”,1,390万千瓦的普通电站建设规模被叫暂停了,除已取得2017年指标并在6月30日前并网的普通地面电站、技术领跑基地建设项目或者光伏扶贫项目外,已经开工投资建设的相关电站项目,在无法纳入补贴目录的预期下,可能面临损失;分布式光伏发电项目从不限建设规模缩减到1,000万千瓦。根据国家能源局统计,今年1-4月份国内分布式光伏并网规模达8.75GW,考虑5月份仍有大量分布式光伏项目并网,目前年内分布式光伏指标已基本用完,之后大量工商业和户用屋顶项目将处于搁置状态。由此可见,“823号文”对今年国内的光伏装机量将会造成较大的冲击,这将直接影响光伏上游及中游产品的需求量。

分布式光伏电站具备综合电价更高、补贴回款更加及时、资源利用率高、审批程序相对宽松、就近消纳等特点,近年来装机量持续增长,后续发展潜力较大,但国内占比仍较低,存在较高的提升空间。

从光伏电站类别来看,光伏电站可分为分布式光伏电站和集中式光伏电站。分布式光伏电站是指位于用户附近,所发电能就地利用,以低于35千伏或更低电压等级接入电网,且单个并网点总装机容量不超过6MW的光伏发电项目;集中式光伏电站主要利用大规模太阳能电池阵列把太阳能直接转换成直流电,通过防雷汇流箱和直流配电柜,把多路直流汇入到光伏逆变器,光伏逆变器把多路直流电变换成交流电,再通过交流配电柜、升压变压器和高压开关装置接入电网,向电网输送光伏电量,由电网统一调配向用户供电。

从光伏发电行业的发展趋势来看,分布式光伏电站更具优势,分布式发电将接棒地面电站成为光伏发展的主要形式,后续发展潜力较大,国内存在较高提升空间。首先,分布式光伏电站电价为当地脱硫煤电价+国家补贴+地方补贴,其综合上网电价较标杆电价更高,且相比集中光伏电站补贴拖欠严重的问题,分布式光伏补贴由国家电网垫付,补贴到位更加及时,投资收益更佳;其次,分布式光伏电站的资源利用率更高,不需要额外占用土地,且可根据不同的屋顶等空间进行专门的设计开发,具有较高的土地集约性,审批程序也更加宽松。另外,分布式光伏电站规模较小,容量灵活,相对易于建设,其发电无论自用还是并网销售都具有较大的便利性且分布式光伏电站采用“自发自用、余电上网”的模式,弃光率低,大部分电量可实现就近消纳,对局部区域用电压力起到较好的缓解作用,经有效调度调剂,能够降低区域电网的运行压力。2013-2016年分布式光伏电站发展相对缓慢,年均新增装机为2.53GW,但随着分布式光伏电站优势的凸显,2017年分布式光伏发电呈现爆发式增长,截至2017年末,国内分布式发电装机量为29.66GW,占光伏装机量的22.77%,较上年末提升9.44个百分点,但远低于国际上平均67%的水平。

光伏制造规模化程度不断提高,技术进步与成本降低同步演进,用电侧实现平价上网的目标可期

经过行业低谷期的残酷竞争及大洗牌,大量早期涌入的中小企业纷纷被淘汰,无效或低效产能纷纷被挤出市场。据统计,截至2017年末,国内前十大多晶硅企业产量占比达82.6%,行业已进入高壁垒、规模化竞争的发展阶段,逐渐从高速增长市场向大体量稳定市场转型。截至目前,中国在多晶硅、硅片、太阳能电池、组件、光伏电站建设等光伏产业链上的各主要环节的产能产量均跃居全球首位。在“一带一路”战略指引下,不少光伏企业也在积极实施全球布局,通过投资、并购等方式向外扩张,目前国内企业在外设立的工厂已遍布全世界20多个国家,生产布局全球化趋势明显,逐渐改变国际光伏贸易格局。

受益于光伏行业技术水平不断提升,先进工艺技术产业化进程加快,光伏组件造价持续降低和能量转换效率不断提高,带动光伏发电成本逐年降低。根据工信部发布的《2017年我国光伏产业运行情况》,P型单晶及多晶电池技术持续改进,常规产线平均转换效率分别达到20.5%和18.8%,采用钝化发射极背面接触技术(PERC)和黑硅技术的先进生产线则分别达到21.3%和19.2%。多晶硅生产工艺进一步优化,行业平均综合电耗已降至70kwh/kg以下。2014-2017年间晶体硅组件价格显著下降,根据Wind数据库公布的多晶硅组件(230W)国内一线厂商市场价,多晶硅组件价格上涨至2014年一季度末的4.75元/瓦,之后多晶硅组件价格持续下降,直至2015年下半年,多晶硅组件价格企稳回升,但回升幅度仍然较小;2016年上半年,多晶硅组件价格较为平稳,下半年受需求透支影响,价格大幅下降至2016年9月末的3.01元/瓦,2017年以来,多晶硅组件价格一直低位波动,截至2017年8月末,多晶硅组价为3.02元/瓦。未来这一进程仍将持续,根据中国光伏行业协会发布的《中国光伏产业发展路线图(2016年版)》,预计到2020年,系统投资平均成本将从2016年的7.3元/W下降到5.7元/W,下降空间22%,可充分保证实现《太阳能发展“十三五”规划》提出的在用电侧实现平价上网的目标,从而成为具备竞争力的能源。


光伏“领跑者”计划是国家为了加快实现2020年光伏发电用电侧平价上网目标,自2015年开始计划每年通过制定激励政策,鼓励选用同类可比范围内能源利用效率最高的光伏产品。该计划启动后,光伏标杆上网电价大幅降低,收效显著。2017年8个应用领跑者基地的中标结果显示:吉林白城项目中,中广核太阳能开发有限公司以0.41元的申报电价中标部分项目,仅比当地脱硫煤电价高出4分钱,值得提出的是,申报但未中标的企业中华能给出的报价是0.39元,比火电价格还低0.0169元,已经达到发电端的平价。

光伏上网电价及补贴逐渐下行,短期将使得企业利润有所下滑,长期来看,区域布局良好、成本控制更强的光伏企业能够顺应新的政策环境,获得长足发展

上网电价方面,2013年8月,国家发展改革委出台了《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》,根据各地太阳能资源条件和建设成本,首次将全国分为三类资源区,对光伏电站实行区域的标杆上网电价政策,三类区域分别执行每千瓦时0.9元、0.95元、1元的电价标准;对分布式光伏发电项目,实行按照发电量进行电价补贴的政策,电价补贴标准为每千瓦时0.42元。

但随着国家新能源补贴资金缺口的增加,国务院于2014年11月出台的《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》,明确提出到2020年光伏发电与电网销售电价相当,实现发电侧平价上网,2015年12月,国家发展改革委发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》,将全国I类、II类、III类资源区2016年的标杆电价下调至每千瓦时0.80元、0.88元和0.98元,其中2016年1月1日以后备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目,执行2016年光伏发电上网标杆电价,2016年以前备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目但于2016年6月30日以前仍未全部投运的,执行2016年上网标杆电价,因此该项政策自2015年末引起了光伏发电企业的抢装潮。2016年9月国家发展改革委《关于调整新能源标杆上网电价的通知(意见稿)》对光伏上网电价的进一步下调再一次引发新一轮抢装潮。2016年12月,国家发展改革委发布《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》,将全国三类资源区2017年的标杆电价下调至每千瓦时0.65元、0.75元和0.85元,未来光伏标杆上网电价暂定每年调整一次。2017年12月,国家发展改革委发布《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》,2018年1月1日之后投运的光伏电站标杆上网电价,I类、II类、III类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.55元、0.65元、0.75元(含税)。2018年5月,“823号文”提出,自发文之日起,新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时统一降低0.05元,I类、II类、III类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元(含税),新投运的、采用“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏发电项目,全电量度电补贴标准降低0.05元,即补贴标准调整为每千瓦时0.32元(含税),采用“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源地区光伏电站价格执行;同时鼓励各地根据实际出台政策,自行安排各类不需要国家补贴的光伏发电项目。为实现2020年平价上网的政策目标,未来几年光伏上网电价补贴将逐渐下行。

从短期来看,电价下调使得企业利润有所下滑,并且对企业的现金流产生不利影响;且下调预期也会引发光伏行业抢装潮,光伏开发运营企业为锁定更高上网电价,将加快项目并网。而从长期来看,补贴退坡实质是在倒逼光伏企业降低成本,以期实现平价上网,长期看将有助于提升光伏行业竞争力。从光伏行业未来的发展趋势来看,区域布局良好、成本控制更强的光伏企业能够顺应新的政策环境,获得长足发展;而规模小、区域布局不善、盈利能力偏弱的光伏企业将面临被整合的风险。

二、行业内企业财务风险变化分析

(一)数据选取

以下财务分析选取申银万国行业分类下的SW光伏设备上市公司为样本,共21家,剔除建造光伏组件自动化生产线的金辰股份(603396.SH),光伏业务规模较小的天龙光电(300029.SZ)和存在退市风险的*ST海润(600401.SH),有效样本数据共18家。

(二)企业财务风险变化分析

2017年样本企业资产规模高速增长,资产结构相对稳定,但应收款项占比较高,需关注行业景气度下行带来的坏账风险。

受益于下游光伏电站装机规模快速增长,光伏企业规模也呈快速增长态势,2015-2017年样本企业平均总资产同比增速分别为71.53%、29.52%和22.41%,平均净资产同比增速分别为57.61%、37.84%和20.37%,但随着光伏装机规模增速的下降,样本企业规模增速也有所下滑。截至2017年末,样本企业平均总资产为149.06亿元,平均净资产为61.55亿元,2017年平均营业收入为66.68亿元。

从资产结构上看,货币资金、应收款项、存货和固定资产是样本企业的主要资产,资产结构相对稳定。近年来,样本企业货币资金规模持续扩大,其占总资产的比重由2015年末的15.12%提升至2017年末17.86%,主要系样本企业融资规模扩大所致;应收款项主要为应收商品销售款,近年占总资产的比重呈下降趋势,但仍处于较高水平,对企业营运资金有一定占用,未来需关注行业景气度下行带来的坏账风险;存货主要为库存商品、在产品和原材料,其占总资产的比重逐渐下降;固定资产主要为生产设备及厂房,光伏行业属于技术及资金密集型行业,企业对生产设备的投入大,因此固定资产成为样本企业占比最高的资产构成部分,且随着光伏企业产能的扩张,固定资产占总资产的比重也有所提高,2017年占比为31.57%,较2015年提高2.62个百分点。

近年样本企业平均营业收入和净利润高速增长,但随着光伏产品价格持续走低,平均销售毛利率和总资产报酬率有所下滑,未来需要更多依靠改良生产技术来保持盈利空间

近年来,光伏行业保持快速增长,2015-2017年样本企业的平均营业收入分别为36.85亿元、48.88亿元和66.68亿元,同比增速分别为37.08%、32.65%和36.40%,持续保持在较高水平。净利润方面,2015-2017年样本企业的平均净利润分别为2.84亿元、3.71亿元和5.01亿元,同比增速分别为6.75%、30.48%和35.12%,增速显著提高。

但随着光伏产品价格持续走低,样本企业的平均销售毛利率和总资产报酬率小幅下滑,2017年销售毛利率、营业利润率和总资产报酬率分别为21.15%、8.45%和3.70%,其中销售毛利率和总资产报酬率较2015年分别下降1.01个百分点和0.12个百分点,营业利润率较2015年提高0.74个百分点。不同企业的毛利率虽存在一定差异,但仍相对集中,毛利率在15%-30%之间的公司最多。值得关注的是光伏产品价格未来持续下降的可能性较大,光伏企业需要更多依靠改良生产技术来保持盈利空间。

近年来样本企业期间费用率总体均呈下降趋势,2015-2017年期间费用率分别为12.69%、12.49%和12.11%,主要系规模经济效应有所显现,管理费用是期间费用最主要的构成,主要为研发支出及职工薪酬等,财务费用主要为融资利息支出,销售费用主要为运输费。

近年来样本企业存货周转天数和净营业周期呈下降趋势,资金周转效率有所提高,但随着“823号文”的落地,未来光伏电站装机规模将大幅萎缩,未来光伏企业存在营业收入大幅下降导致资产周转效率继续下降的风险。

运营效率方面,近年来样本企业存货周转效率有所提高,存货周转天数由2015年的78.41天下降至2017年的59.07天,主要系近年光伏行业景气度好,下游光伏电站装机规模逐年增长,公司产品周转效率提高。2017年样本企业应收账款周转天数和应付账款周转天数分别为124.35天和84.43天,较2015年分别下降12.15天和12.06天,应收账款周转效率有所提高,但应付账款周转效率有所下降,但受益于存货和应收账款周转效率的提高,净营业周期有所下降,2017年净营业周期为98.99天,较2015年下降19.42天。

此外,光伏行业属于技术及资金密集行业,生产设备的成本相对较高,固定资产和总资产周转效率相对偏低,随着行业规模的快速扩张,2017年样本企业固定资产周转天数和总资产周转天数分别为224.50天和731.10天,分别较2015年提高17.50天和4.19天,固定资产和总资产周转效率均有所下降。值得关注的是,随着“823号文”的落地,未来光伏电站装机规模将大幅萎缩,对光伏企业营业收入具有较大冲击,未来存在营业收入大幅下降导致资产周转效率继续下降的风险。

2017年样本企业经营活动现金流净额总体呈现流入状态,但随着国家对光伏电站装机规模的控制,经营活动现金流净额或面临一定下滑风险。

样本企业处于光伏产业链的中游,受到行业竞争相对激烈的影响,2017年样本企业平均收现比为0.78,业务回款情况表现一般;近三年经营活动现金流持续呈净流入状态,但经营活动现金流净额波动较大,考虑到样本企业良好的经营活动现金流是建立在下游光伏电站装机规模高速扩张的基础上,随着国家对光伏电站装机规模的控制以及光伏发电补贴缺口逐年扩大,未来经营活动现金流净额或面临一定下滑风险。投资活动现金流出主要系机器设备投资支出,近年来随着样本企业为满足下游需求大幅扩张产能,投资活动产生的平均现金流均呈净流出状态,2015-2017年投资活动净流出额分别为9.02亿元、12.25亿元和9.42亿元。

行业投资金额的增加使得企业外部融资需求增强,近年来样本企业筹资活动现金流均为净流入状态,2015年-2017年筹资活动现金净流入额分别为12.00亿元、15.86亿元和11.21亿元。值得注意的是,随着国家对光伏规模的控制,未来下游光伏电站装机规模将大幅缩减,光伏企业将面临巨大的经营压力,使得偿债压力有所加大,需密切关注其债务压力。
近年样本企业负债规模快速增长,短期偿债能力一般,因样本企业属于资金密集型行业,资产和负债规模较大,但盈利能力较差,导致样本企业盈利对债务的保障程度较差

随着样本企业业务规模不断扩大,净资产和负债规模均保持快速增长,2017年末平均负债总额为92.26亿元,同比增长23.89%,资产负债率为58.71%,近三年负债水平处于偏高水平。

 
债务结构方面,样本企业负债以流动负债为主,近年其流动负债占总负债比重维持在65%-68%之间,其中短期借款占总负债比重在17%左右。近三年有息负债占总负债比重相对稳定,2015-2017年有息负债占总负债的比重分别为61.92%、62.79%和64.27%。
 
从短期偿债能力看,近年样本企业流动比率和速动比率整体相对稳定,2017年末其流动比率和速动比率分别为1.38和1.19,短期偿债能力一般。从长期偿债能力来看,近年样本企业产权比率存在小幅波动,但总体呈稳定趋势,2017年末其产权比率为1.42,所有者权益对负债的保障程度一般;EBITDA/有息负债仅为0.18,EBITDA对有息负债的保障程度差。现金流是债务偿还的最直接来源,近年来样本企业经营性净现金流/流动负债、经营性净现金流/总负债波动较大,2016年样本企业经营性净现金流/流动负债、经营性净现金流/总负债分别仅为0.94%和0.61%,2017年分别上涨至5.98%和4.01%,但仍处于较低水平,经营性现金对债务的保障能力较差。总体看,近年样本企业流动比率和速动比率相当稳定但短期偿债能力一般;因样本企业属于资金密集型行业,资产和负债规模较大但盈利能力较差,受此影响,样本企业盈利对债务的保障程度较差。
 
三、2017年光伏行业信用级别分布与变迁分析

根据Wind资讯的统计,截至2018年5月末,光伏行业的发行债券企业共12家。从级别分布来看,12家发行债券企业的主体信用级别集中在AA至AA+之间,其中级别为AA+的5家,级别的AA的7家;主体信用评级展望均为稳定。截至2018年5月末,无企业被评级机构列入可能降级观察名单。
 
从信用级别来看,截至2018年5月末,12家光伏行业发债企业的主体信用级别均未发生变动。尽管光伏行业近年发展迅速,资产规模和盈利水平快速增长,但同时考虑到光伏行业竞争较为激烈,行业盈利一般,且面临较大的政策风险,故级别集中在AA及AA+。

四、光伏行业信用展望

“823号文”分别暂停、缩减普通光伏电站和分布式光伏电站建设规模,下调补贴标准,使高速增长的市场突然萎缩。在政策收紧下,产能扩张叠加需求萎缩,进而导致供需严重失衡,高负债、高杠杆、高成本产能因此面临着严峻的生存考验。对于光伏产业链上游硅料及硅片环节,由于下游装机量规模的政策性限制,将加剧行业内供需不平衡的现状,淘汰一批落后产能,预计在成本端有竞争优势、现金流状况良好的企业有望突出重围,进一步提高市场占有率,行业集中度将会得到提升。对于中游电池片及光伏组件环节,由于补贴退坡力度加大,将使中游环节价格压力加剧,而目前光伏产业中游企业业务毛利率相对较低,下游市场需求萎缩将给其带来更大的运营压力;同时,分布式和领跑者项目将是装机量的主要来源,对电池片及光伏组件的转换效率等要求不断提高。但随着光伏终端产品价格的下降,光伏电站项目将逐步迈入平价区间,行业自然成长的空间将逐步打开。龙头企业有望凭借研发、技术以及规模优势推动生产成本下降从而实现毛利率的回升,最终实现盈利的改善。

总的来说,“823号文”并非全盘否定光伏产业多年来的发展,消化产能、优化配置、降低成本并最终平价入网一直是国家的政策导向,加速提升光伏产业自主性的要求不会降低,但是政府支持、扶持产业整体健康发展的政策出发点也不会改变。2018年光伏行业将进入新的发展阶段, 将从快速成长期逐步进入成熟期。“十三五”累计光伏装机容量发展目标已经实现,行业发展重点从市场规模的快速增长逐步转为市场结构优化、技术进步和成本下降。



18-07-17 10:26    回复
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