全球能源结构转型成全球共识 光伏将实现平价上网

  中国经济进入新常态,经济速度变化、结构优化、动力转化,需全面深化改革。国有企业改革提高国有资本效率、增强国有企业活力,电力体制改革以市场化的力量、渐进化的方式来改变现有的电力工业格局;从电的角度讲,供给侧改革为清洁能源提供不竭动力。
  国企改革:上市是实现混合所有制的手段之一。2015
年,混合所有制是国有企业的关注重点,提高资产证券化率是重要实现手段,各省政府分别出台了资产化率目标。展望2016
年,国有资产证券化率的提升将继续,但将侧重于供给侧改革。从电的角度讲,一方面发电集团将继续提升资产证券化率,另一方面将进行供给侧改革即用核电、新能源等清洁能源替代技术落后、不经济、不清洁的小火电。国家电投资产证券化率仅38%左右,关注以清洁能源为发展目标的河北公司东方能源,以及潜在的核电资产注入公司中国电力新能源。
  电改:激活用户侧能源服务市场并催生新的电网形态。中发【2015】9
号出台后,电力体制的改革将继续以市场化为核心进一步深入进行。发电企业、配用电设备供应商以及节能服务公司等主体加入万亿配售电市场,增添市场活力。另一方面,由传统能源与新能源相结合的循环经济电网形态将逐步成熟并得到推广。新形态下的电网资源利用效率高,资源价格完全由市场定不需要国家一分钱补贴,新能源等可再生能源无限电问题,解决了一系列电力行业发展面临的重要问题。关注积极准备售电业务的节能服务公司智光电气、用户侧设备运维公司中恒电气和用户侧用电信息化服务商新联电子。
  风光:补贴、降价、限电等不影响国家发展决心。为达到2020
年的减排要求,国家大力发展风电、光伏的决心是不会改变的。燃煤发电上网电价的下降为上调可再生能源电价附加创造了条件;风电、光伏上网电价下调扩大补贴范围,有利于长期发展;特高压以及配套设施的建设速缓解新能源限电压力,不限电地区的新能源发展将是未来主要的发展动力。推荐光伏逆变器龙头阳光电源、风电整机龙头金风科技。
  核电:二代加落幕三代成主流,核电进入又一个建设高峰。核电建设满足电力中长期需求以及结构调整需求。今年是核电重启之年。2016
年将开启继2008 至2010
年之后的又一个核电开工高峰。CAP1400
示范项目核准、国家电投核电资产上市以及明年更多核电项目获得核准将不断刺激板块估值。推荐核电球阀、蝶阀100%市场占有率的江苏神通、具有三代核电主管道全流程生产能力的台海核电、核电风机市场占有率近70%的上风高科。
  光热:示范项目将落地,行业迎来爆发性增长机遇。行业发展进入实质性阶段。1GW
示范项目预计年底前落地,明年9 月前开工建设,为2018
年行业的加快发展和十三五期间10GW的装机规划奠定较为成熟的技术基础和制造基础。在光热产业链中,EPC
工程业务对企业业绩增厚大,电站运营业绩弹性大,推荐光热核心设备、EPC
和运营全产业链布局的首航节能、与美国亮源合作为国家电投德令哈6*135MW
塔式电站提供EPC
服务的上海电气、受益于张家口可再生能源示范区的潜在光热电站运营商东方能源。
  新能源汽车:产销量屡创新高,产业链持续受益。 2015
年,国家各部委新出台了超过10
项新能源汽车的鼓励支持政策,包括减免新能源车船购置税、开放电动乘用车准入、完善充电基础设施建设等。在持续加码的鼓励支持政策的推动下,2015
年1-11
月我国累计生产新能源汽车27.92
万辆,同比增长4
倍,延续了去年的爆发式增长态势。未来稳健的补贴政策和日趋成熟的充电网络将保证新能源汽车行业的成长性,新能源汽车产销量的井喷式增长将带动产业链上动力电池、驱动电机等核心零部件和充电桩配套设施需求的快速提升,产业链相关公司将持续收益。推荐国网旗下主要的充换电设备供应商和总包商许继电气、新能源汽车电机控制器龙头汇川技术、动力电池龙头国轩高科,动力电池及上游电解液、隔膜龙头长园集团。

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如今,以化石能源为主体的能源消费结构带来了环境污染和气候变化等严峻挑战,全球能源结构转型已经成为全球共识。大力发展清洁能源,不仅可以逐步改善能源结构、保障能源安全,而且可以减少温室气体排放、促进环境保护,对于推进生态文明有重大意义。光伏作为新能源的代表,在过去十年中累计装机规模增长了
25 倍。同时光伏成本也在急速下降,从 2010 年至今已经下降
70%。我们可以看到,光伏在不久的将来,将实现平价上网,并成为能源组成中的重要部分,本篇文章,兔子用全面的数据为大家列列举市场,技术,成本以及政策,详细讲述光伏的平价上网之路。

能否平价上网是判断新能源发展前景的唯一标尺电力同质性决定成本领先战略优先
我国现存的新能源发电技术包括风电、光伏、生物质能等,核电也被归类于新能源,目前风电、光伏和核电的发展规模较大。
新能源发电位于电力系统发电、输电、配电、售电四个环节中的发电侧,其产品同火电、水电等传统电力具备极高的同质性,仅在电压、频率等方面有少许区别。
对于绝大多数用户而言,不同电力产品仅存在价格区分,这意味着在不考虑其他因素的条件下,成本领先战略是发电企业必然也是唯一可行的竞争战略。
新能源发电行业由于产业发展初期成本较高,必须依赖政策补贴才能维持一定的发展规模,此时新能源在能源结构中作为补充性能源,而补贴规模的大小决定了新能源空间的上限。
只有当新能源发电成本与传统能源具备可比性,也就是实现并网侧的平价上网,才能在市场竞争中扩大份额,并逐渐在能源结构中由补充性能源变为替代性能源。
市场竞争力取代产业政策成为行业发展的核心驱动力,其发展上限也由补贴规模变为能源总需求。
新能源在能源结构中的份额提升意味着能源结构的优化。
我国已经充分意识到推动新能源发电并网侧平价上网的重要性:国家“十三五”规划明确提出光伏并网侧、用户侧平价上网的目标,并要求发电侧成本进一步下降
30%、40%;同时要求到 2020 年风电实现并网侧平价上网。
平价上网含义及标准设定
通常所说的电价是指销售价格,其成本组成包括发电厂的发电成本、输配电成本等。
我国的销售电价分为三类:工商业电价,一般在 1 元/kWh
左右;大工业电价,一般在 0.6——0.9 元/kWh
之间;居民和农业售电电价,由于享受国家的交叉补贴,价格较低。
主要的几种新能源技术,风电目前的标杆电价为 0.40——0.57
元/kWh,集中式光伏为 0.65——0.85 元/kWh,分布式光伏 0.7——0.9 元/kWh
左右,核电约为 0.43
元/kWh,低于大多数电力售价,初步具备用户侧平价上网的条件。
判断新能源能否在发电侧与火电上网电价相竞争的方法:是比较新能源发电度电成本与火电成本,衡量度电成本最为常用的指标是平准化电力成本,LCOE=电站生命周期内的成本现值/电站生命周期内发电量贴现。
目前的新能源应用中,除分布式光伏之外,风电、集中式光伏及核电设备距离负荷中心距离较远,实现用户侧平价上网意义不大,真正能够促进产业发展的是实现发电侧平价上网,即在发电侧能够与火电的上网电价相竞争。
目前国内不同地区脱硫煤电价格在 0.26——0.5
元/kWh,由于不同地区脱硫煤电价格差距较大,新能源不要任何补贴、实现全面的平价上网并不现实。

 

1.1、 光伏席卷全球,替代传统能源正在加速

我们认为在高电价地区,平价上网标准可以设置为脱硫煤电价格,而在低电价地区,考虑到新能源发电的正向外部性和煤电的负外部性,将平价标准设定为
0.43 元/kWh 较为合理。

2009 年全球光伏总装机规模为 23GW,2017 年累计装机规模达到
400GW,十年的时间光伏行业正在突飞猛进的发展。已经成为清洁能源的主力军。光伏的快速增长,一方面是全球对新能源的认识提高,环境恶化对新能源提出更高的需求;另一方面光伏发电系统成本在
2010 年开始快速下降,截止 2017
年系统成本下降约70%。未来随着上游各个环节扩产的落地,光伏成本还有下降的空间。

内化外部成本,新能源已初具竞争力
新能源从起步到如今已经历了几十年,如果仅考虑发电的商业成本,新能源发展还需要政策扶植。
对不同能源项目的商业成本核算一般包含其建设成本及运营成本。
就当前情况而言,如果仅考虑新能源发电的商业成本,在短时间内实现全面的并网侧平价上网并不现实,在新能源发电技术商业成本优势欠缺的情况下,国家适当对新能源电价采取补贴政策相当必要。
而如果将外部成本内化,新能源发电成本已初具竞争力。我国的电力结构以火电为主,火电具有商业成本低、能量密度高等优点,但也是造成大气污染的罪魁,并且排放大量的温室气体,目前的火电价格中并未考虑上述负外部作用。
新能源的清洁特性使其具有较好的环境正外部性,同时,如果内化火电的环境负外部性,其成本优势将被削弱。
煤电企业要想达到国家规定超低排放标准,脱硫脱硝效率需从 80%上升至 95%和
90%,火电度电成本约增加 0.4 分/kWh。 同时,2017
年我国计划全面推行碳交易机制,为碳排放定价。2011 年 10
月,国家发改委决定在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳市设立 7
个线上碳交易试点,并于 2014 年全部启动。 截止 2017 年 5
月,碳交易市场共纳入排放企业超过 1900 家,累计成交碳配额接近 1.6
亿吨,交易额 37 亿元,预计 2017 年我国有望全面推行碳交易市场。 如果将
2017 年启动的碳交易因素纳入考虑范围,火电度电成本将继续增加约 4
分/kWh。未来伴随着超低排放标准及碳交易等政策的限制,火电成本竞争优势将显著下降。

不仅是中国市场的一家独秀,光伏已经在全球引起热浪,多个 GW
级新兴国家开始崛起。印度在 2015 年 7
月宣布将贾瓦哈拉尔尼赫鲁国家太阳能计划中 2022 年并网装机目标由原先的
20GW 提高到 100GW,包括 40GW 屋顶分布式和 60GW 大中型电站。2016
年印度全年光伏新增装机量首次超过
4GW,成为全球第四大光伏装机市场。由于印度 100GW
国家太阳能计划和政府补贴政策等刺激市场发展,我们预计印度市场每年的新增装机约在
8-9GW。

同时,“绿证”等新政策的开展将有效引入市场机制,补偿新能源的正外部性,加之新能源成本的逐渐下降,新能源发电将逐渐实现平价上网。

墨西哥作为拉丁美洲第二大电力需求国,政府在政策方面大力支持发展可再生能源电力。政府公开颁布国家可再生能源目标为
2024 年可再生能源电力占比达到35%、2036 年可再生能源电力占比达到 45%。自
2016 年起,墨西哥已经举行 3
次全国范围的可再生能源电站招标项目,其中光伏电站项目中标总装机量为
5.9GW。头两次招标中获得的光伏电站项目预计在 2017 年和 2018 年并网。

补贴压力日增,平价上网助力新能源二次腾飞
近几年,随着新能源扶植政策的紧密出台和大力推进,中国可再生能源发电产业取得快速发展,在一次能源结构中的比重不断增长,从
2011 年的 8%上升至 2016 年的 13%。 根据《能源发展“十三五”规划》要求,到
2020 年可再生能源占整体能源消费比重将不低于 15%。 2016
年可再生能源总装机容量达到 584GW,2005 至 2016年可再生能源总装机量 CAGR
达到 15%。 根据《中国能源展望 2030》,到 2030
年,可再生能源发电总装机规模有望达到 1440GW。

荷兰能源研究中心(Energieonderzoek Centrum
Nederland,ECN)与荷兰中央数据局(CBS)联合公布的《2017
国家能源报告》中称,至 2035 年荷兰的光伏装机容量可达
20GW。据称如果该国大型光伏及可再生能源
SDE+方案下,分配给太阳能的容量中有三分之二能真正建成,那么 2020
年荷兰的运行中光伏容量就能达到惊人的 6GW。

新能源大肆扩张之后,日益增长的电价补贴缺口表明新能源当前依赖政策扶植的发展模式不具有可持续性。
我国实行新能源固定上网电价制度,对风电及光伏发电的补贴来自可再生能源补贴附加费。从
2006 年至今,可再生能源电价附加征收标准从 1 厘/kWh 提高到 1 分 9
厘/kWh。 2016 年预计征收额可达到 1100 亿元,但实际征收额不足 700
亿元。随着风电及光伏发电行业上网电量不断扩大,补贴基金面临巨大的资金缺口。2016
年全年可再生能源电价补贴缺口超过 100 亿元,累计缺口超过 600 亿元。

可以看到光伏行业的发展是全球能源结构转型的重要手段,随着度电成本的不断下降,许多能源短缺的国家,可以依靠本国优质的光照条件,发展太阳能,既能解决用电问题,也可以直接迈过传统石化能源的过程。

现状总览:降本空间释放,距平价上网一步之遥风电:步入稳定发展期,成本已大幅下降,行业由市场驱动

全球光伏市场预测

我国行业的发展主要可划分为三个阶段,2005 年以前的积累阶段;2006-2010
年的爆发阶段,及 2011 年至今的稳定阶段。 2006 至 2009
年期间风电装机容量连续 4 年实现翻倍增长,2006 到2010 年 CAGR 达到
105%,政策扶持是该阶段行业发展的核心驱动力。 然而 2010
年以前的高速增长催生了风电行业并网难、消纳难、机组质量事故频发等一系列问题。2011
年弃风限电量超过 100 亿 kWh,弃风率达到 16%,随后弃风量一直居高不下。
弃风限电俨然成为制约风电行业发展的重要因素。自 2011
年开始,风电装机增量出现放缓,维持在 20%左右,2011 至 2016 年 CAGR 为
22%,行业进入成熟期。
另外,得益于风电行业规模化效应形成,以及风电设备企业激烈的市场竞争,风电行业上游成本大幅下降。
据估计,从 2010 年到 2015 年,全球陆上风电的投资成本下降了约 30%,而根据
BNEF 的预测,陆上风电建设成本会在 2040 年前下降 47%左右。
投资成本下降带来的度电成本下降促进了风电项目收益率的提升,推动行业走出衰退期迎来稳定增长,2014-2016
年全国风电装机容量超过 75GW。

1.2、 成本不断下降,光伏“平价”唾手可得

光伏:政策仍是核心驱动力,系统成本快速下降 2001
年,施正荣博士在无锡创立尚德电力,开启了中国光伏产业元年。之后的十年里,在欧洲国家高昂的补贴政策带动下,全球光伏行业经历了
2003-2004、2006-2008 以及 2010-2012 三轮装机热潮。
中国光伏制造业沿着产业链不断向上延伸,完成了从多晶硅原料到电池组件的全面覆盖,但国内下游装机并未大规模启动,产业严重依赖国外市场,这种局面持续到
2010 年,该阶段也可视为我国光伏行业的市场培育阶段。

1.2.1、 光伏发电度电成本不断下降

2011
年国家发改委发布《关于改善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》,明确规定
2011 年 7月前核准的项目上网电价为 1.15 元/kWh,之后执行 1
元/kWh,在强有力的政策扶植下,光伏发电行业得到快速发展; 特别是 2012
年光伏产业遭受欧美“双反”冲击,国家出台光伏的标杆电价制度,下游装机容量迅速爆发,行业进入高速发展期,从
2011-2016 年,国内累计光伏装机容量增长了 85 倍。
然而到目前为止,由于光伏发电的成本仍显著高于其他发电方式,光伏行业仍然主要由国家产业政策驱动。2016
年国家颁布《太阳能发展“十三五”规划》,明确指出到 2020
年,光伏发电电价水平在 2015 年基础上下降 50%以上,实现用户侧平价上网;

2016 年下半年全球光伏平均度电成本已经从 2016 年下半年的$100/MWh
下降至$86/MWh,降幅为
15%。光伏度电成本下降的主要原因是受技术成本下降与全球项目竞争加剧的影响。

并于 2017 年下调三类地区光伏标杆电价至 0.65 元,0.75 元及 0.85
元,维持分布式光伏 0.42 元/kWh
的补贴力度。这些举措充分说明国家引导光伏行业由政策扶植向市场主导转移的决心。
同时,随着光伏发电行业规模化效应的凸显和光伏组件行业激烈的市场竞争,光伏系统装机成本明显下降。
目前国内集中式光伏电站的装机成本已下降至 7 元/W 以下,2008
年至今装机成本已经下降超过 80%,组件成本下降约
90%,并仍处于快速下降之中。
虽然光伏补贴存在退坡现象,但成本端的同步下调一定程度上保证了光伏电站的整体收益,加之在每次补贴退坡新政执行日期前出现的“抢装潮”现象,2014
年以后光伏行业增长速度并没有出现明显下滑。
系统成本:价格跌跌不休,平价上网才是终点
光伏系统成本主要包括组件、逆变器、支架、变压器、线缆、建筑工程费用、项目征地费用等,其中太阳能电池组件费用占整体成本的
50%左右,BOS 成本占比接近 30%,其他成本包括土地、基础建设和 EPC 费用等。

全球光伏度电成本

得益于光伏累计装机规模的不断增长以及技术进步,光伏系统的成本从超过 50
元/W 下降至约 7元/W,其中组件的价格从 2006 年近 30 元/W 下降至当前的 3
元/W 左右。
组件价格下降的动力有二:一是全产业链产能扩张带来的规模效应大幅降低了各环节的成本;二是技术进步不断提高组件效率从而摊薄了整体的成本,其中规模效应主导了过去十几年光伏产业链成本下降的进程。
目前,产业链各环节产能都出现过剩,组件企业的盈利十分微薄,因此规模扩大的边际效应大幅减弱,提高电池和组件效率以降低成本的作用日益凸显。
目前多晶及单晶电池效率由 2009 年的 16%和 17.5%提高至 2016 年的 19.2%和
21%,在光照条件相等情况下,BOS
成本、其他组件成本等都与电池效率相关,电池效率每提升
1%,每瓦系统成本能降低约 5-6%。
度电成本:用户侧平价上网已近实现,发电侧平价任重道远
与风电不同,光伏系统由于装机容量非常灵活,既可以在并网侧建设大型光伏电站,也可在用户侧安装容量较小的分布式系统,其平价上网的标准也包括用户侧平价和发电侧平价两种。
我国对分布式光伏系统电力采用“自发自用、余量上网”和“全额上网”两种购电模式,“全额上网”模式实际上和集中式电站没有分别,因此我们只讨论集中式电站和分布式的“自发自用”模式。
以一个典型 I 类光伏电站为例,项目各项参数如下表,根据表中假设,该项目的
LCOE 为 0.58 元/kWh,假设上网电价为 0.65 元/kWh,该项目的 IRR 约为
14.2%。 能否实现用户侧平价上网取决于我国分布式光伏项目的度电成本
我国的分布式光伏项目大多位于中东南部的用电负荷区,光照资源多属于 II 类和
III 类资源区,参考图表 21 的计算结果,我国分布式光伏项目的 LCOE 约为
0.70——0.82 元/kWh。我国的居民生活用电价格约 0.4——0.67 元/kWh,平均约
0.53 元/kWh;工业用电价格多为 0.7——0.9 元/kWh,商业用电价格高达 1 元/kWh
以上。
因此,分布式光伏在工商业用电已基本实现用户侧平价上网,对于居民用户而言,光伏发电的成本还需要进一步下降。

度电成本简单的来讲就是对项目生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的发电成本,即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。从计算公式中我们可以看到,对度电成本影响最大就是初始资金投入、运营成本和发电量。

度电成本常用计算公式

I0:项目初始投资 A0:第 n 年的运营成本

VR:固定资产残值 Pn:第 n 年的利息

i:折现率 Yn:第n 年的发电量

就我国的光伏成本来看,初始投资成本中占比最大的就是组件占比达到
43%,另外还有安装成本包括:逆变器、支架、电缆、监控保护装臵和建筑工程等。这两块的费用占比达到近
80%。光伏成本的大幅下降,主要得益于组件成本的大幅下降。

初始投资成本构成

运营期间成本构成

运营期间成本中,我们可以看到除折旧外,土地和银行利息占到总成本的
30%。因此为了进一步降低光伏的度电成本,国家也是提出了很多规范,来降低土地和资金的使用成本。《国家能源局关于推进光伏发电“领跑者”
计划实施和 2017
年领跑基地建设有关要求的通知》文件中专门提到:“基地场址必须属于国家允许建设光伏电站的土地,产权清晰,土地流转价格较低(或不收取土地租金的国有未利用土地)。基地所在市(县)政府应确认基地光伏阵列所占用土地属于不征收城镇土地使用税和耕地占用税范围,并明确按用地面积计列的所有费用以及土地足额交付使用的期限。在同等条件下,优先选择基地规划总规模较大、集中连片的基地。”领跑者可以说是我国光伏的先进示范项目,就是要带动光伏的整体水平,未来领跑者中的新技术、新标准、新规定都有望用在一般光伏系统中,因此我们认为未来光伏的运营期间成本也会有所下降。助力光伏平价上网。

光伏发电系统成本情况及预测

1.2.2、 产业新一轮扩产,带来新的成本下降空间

2018
年上游多晶硅料和硅片产业环节大举扩产。尤其是硅片环节,多晶硅片完成金刚线切割改造,产能被动增加
30%,单晶硅龙头企业隆基股份、中环股份和保利协鑫都纷纷扩产单晶硅片产能。从供需的角度来看,电池片和组件环节的盈利能力有望得到改善,同时进入
2018 年以来,产业链各个环节又进行了一轮完整的价格下调。

近期多晶硅料价格情况(美元/千克)

近期单晶硅片价格情况(美元/片)

近期电池片价格情况(美元/瓦)

近期组件价格情况(美元/瓦

2018 年单晶硅片龙头隆基股份三次调价,目前单晶硅片国内报价 4.55
元/片、国外报价 0.63 美元,总降价达到 0.85 元/片。同时 2018 年 1-2
月份多晶硅价格呈现出明显的“断崖式下跌”走势,2
月初开始,多晶硅价格瞬间断崖式下跌,2 月底价格为 12.46 万元/吨,降幅高达
18.6%。2 月均价 12.96 万元/吨,环比下滑
15.3%。电池片和组件的环节较为平稳。进入 4
月后,由于需求的回暖,各个环节价格开始企稳。

2018 年硅片端率先扩产,新增产能逐步释放,2019
年以通威股份、协鑫新能源、大全新能源、特变新能为代表的多晶硅料企业产能将集中释放,届时产业链将进行新一轮的调价。光伏发电的初始成本会继续下行。“平价”已经唾手可得。

1.2.3、 “领跑者”频出低价,距离平价上网只有“1 毛钱”

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。目前
8
个应用领跑者基地的中标结果全部公示。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,这个价格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。八个领跑者基地项目中,陕西渭南最低中标价格比当地火电电价高出
0.1255
元是差价的最高的一个项目。我们可以看到目前,领跑者项目距离平价只有“1
毛钱”的距离。

领跑者项目中标电价和当地火电电价比较

1.2.4、 单晶双面技术路线已经成为主流技术路线

在 8 大光伏应用领跑者基地中标企业、38 个项目招标中,共计 54
次申报双面技术。其中,单晶 PERC 最高,共计 19 个;次之单晶 PERC
双面,共计 10 个项目申报;再者为 N 型单晶双面、单晶 PERC 双面双玻,分别有
7 个项目中申报。此外,MWT 多晶技术,在本批次 8 个基地中,也有 8
个项目申报。

根据公布的中标结果,400MW 项目一共采用了 6 种技术类型的组件:1)单晶PERC
组件;2)P 型单晶双面 PERC 组件;3)N
型单晶双面组件;4)单晶双面半片组件;5)多晶 MWT 组件;6)多晶黑硅组件。前 4
中为单晶,后两种为多晶。其中,前 3
种份额较大,后三种份额相对较少。可以看到单晶双面技术已经成为现在光伏的主流技术路线,P
型单晶 PERC 技术的申报比 N 型稍多,同时 MWT
技术也出现在大规模装机中。从领跑者的技术路线,可以看到未来光伏转换效率还有提升的空间。

1.3、 限电改善、弃光率下降,助力平价

从度电成本的计算公式可以直观的看到,发电量与 LCOE
成反比。国家能源局同发改委在今年 3
月颁布《关于有序开发用电计划的通知》中明确指出要解决目前可再生能源严重限电问题,确保可再生能源发电保障小时数逐渐增加。国家电网在国家解决限电问题政策下印发公开《2017
年促进新能源消纳工作安排通知》,并提出(1)对弃风弃光比例超过
10%的省份提高电网接入条件;(2)压缩火电,加强市场交易;(3)提高重点省份弃光率上限如西北重点限电地区等,主动提高电网调度技术以保障可再生能源发电小时数。

解决限电问题的政策文件

国家能源局数据显示,2017 年,全国光伏发电量 1182 亿千瓦时,同比增长
78.6%。全国弃光电量 73 亿千瓦时,弃光率为 6%,同比下降 4.3
个百分点。由于光伏电站布局以西部为主,电网外送能力不足以及发电并网系统调节能力不高等原因,我国弃光限电问题依然存在,2017
年新疆和甘肃弃光率分别高达 22%和
20%。未来国家对新能源消纳提出更高的要求,弃光、限电比例会得到进一步改善,增厚光伏发电收益率。

1.4、 分布式光伏助力中国领跑全球

2017 年是中国光伏发展出乎意料的一年,也是分布式光伏装机井喷的一年,预计
2017 年光伏全年新增装机量 53.1GW 中,分布式全年新增装机为 21.9GW,同比
2016 年分布式全年新增装机量 4.2GW 增长 4 倍以上。2017
年分布式新增装机量中,20MW
以下的地面电站和村级扶贫电站的全年新增装机量接近
10GW,工商业屋顶分布式全年新增装机约 9GW,户用分布式项目约 3GW。
地方扶持政策叠加靠近用电负荷,光伏建设将向消纳情况好的中东部转移。中东部地区经济增长迅速,是我国用电负荷集中区,而我国集中式地面电站大都分布在远离用电负荷的三北地区,面临电力远距离送出的问题。在中东部地区发展分布式电站能够充分消纳新能源所发电量,各级地方政府推出多项鼓励政策支持当地分布式电站发展。

1.4.1、 2018 年国补、地补依然在高位,保证分布式光伏收益率

根据 2017 年底《国家发改委关于 2018
年光伏发电项目价格政策的通知》(发改价格规„2017‟2196
号),文件对引导新能源投资,促进光伏发电产业健康有序发展提出了指导意见。根据通知,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、0.66元、0.75 元(含税)。自 2019
年起纳入财政补贴年度规模管理的光伏发电项目全部按投运时间执行相应的标杆电价。
分布式光伏的补贴也做了调整,2018 年 1 月 1
日之后投运的,采用“自发自用,余量上网”模式的分布式光伏发电项目,补贴标准调整为每千瓦时
0.37 元(含税)降低 0.05 元。根据通知,村级光伏扶贫电站(0.5MW
及以下)标杆电价,户用分布式光伏扶贫项目度电补贴标准保持不变。

2018 年全国光伏发电上网电价表

0.37
元是国家的补贴,另外全国多个省市为了促进当地的清洁能源发展,扶持地方企业,提高当地人民收入,也出台了地方的补贴政策。

2018 年 2018 年各省市分布式光伏补贴政策汇总

国补+地补”保证分布式光伏收益率:可以看到我国多个省市地区对分布式光伏给出了优厚的补贴政策,我国户用式光伏上网模式根据地方政策和户用的选择可以分为两种,“自发自用、余量上网”和“全额上网”。两种上网模式略有不同,但都享受国家和地方政策补贴,一定程度上保护了用户的投资利益。

2017 年补贴和上网电价情况

补贴调整后的上网电价情况

可以看到补贴调整之后,全额上网的光伏标杆电价低于居民电价+国补和脱硫煤电价+0.37,也是鼓励分布式电站采用“自发自用,余量上网”的并网方式,这样可以让电力就近消纳。在《分布式发电管理办法(征求意见稿)》中,提到了工业商分布式光伏电站取消全额上网,也可以看到国家政策的导向。鼓励就近消纳,未来多种电力交易方式共存,隔墙售电走入市场中,分布式能源的消纳渠道更多的打开。就近消纳减少电力输送的损耗,提高用电效率,另一方面也能够减轻主网负担,同时缓解国家财政补贴的压力。

这种模式与欧洲早年提出的“自消费”理念契合,鼓励光伏用户自发自用,适用于分散型家庭用户。产品中有消费品和投资品的双重属性。因此用户在选择经销商时,会对产品的个性化和品质提出一定的要求。“全额上网”上网结算模式。

这种模式类似于美国提出的“净电量结算政策”,此时的户用式分布光伏功能就成为家庭的投资品,安装的户用主要是希望通过光伏上网来为家庭或中小企业带来稳定的收益。因此户用会更加看重产品的长期收益属性。度电成本下降,灵活的上网模式,稳定的补贴政策是户用式光伏作为“消费品+投资品”进入寻常百姓家的重要保证。

1.4.2、 2018
年分布式政策解读:不限指标、工业商取消全额上网、补贴及时结算

进入 2018
年国家对分布式发电相继出台若干重要文件或征求意见稿:《分布式发电管理办法(征求意见稿)》、《光伏扶贫电站管理办法》、《分布式发电管理办法(征求意见稿)》、《关于完善光伏发电建设规模管理的意见》等。对
2018 年分布式光伏市场发展有重大意义。

不纳入国家光伏发电规模管理,需求依然强势:分布式光伏发电项目不纳入国家光伏发电规模管理,由各省(区、市)实施规模管理。各省能源主管部门会同发改、国土、环保、规划、价格等部门和电网企业制定本地区分布式光伏发电规划和年度建设计划,同时结合发展实际及时滚动修编。分布式光伏发电项目不纳入国家光伏发电规模管理,意味着分布式的装机规模不受国家指标限制,规模管理由地方政府进行规划,我们认为分布式光伏发电项目作为发展清洁能源、刺激经济发展、提高人民收入的投资项目,对地方的发展利大于弊。因此我们认为
2018 年分布式光伏需求依然强势。

户用光伏可以全额上网,其余可选择“全部自用”或“余电上网”:文件提出除户用分布式光伏可选择全额上网模式外,其余小型分布式光伏发电设施可选择“全部自用”“自用为主、余电上网(上网电量不超过
50%)”两种运营模式;如余电上网电量超过 50%,上网功率超出其备案容量
50%部分的电量按基础电价结算,不再支付补贴。取消工商业屋顶的全额上网,一方面可以促进电力的就近消纳和电力市场化交易,另一方面也是减轻国家补贴压力。户用式光伏可选方式较多,利好行业发展。

按月足额结算电费和转付国家补贴资金:享受电量补贴政策的分布式光伏发电项目,由电网企业负责向项目单位(含个人)按月足额结算电费和转付国家补贴资金,电网企业应优先做好分布式光伏发电项目补贴资金使用预算和计划,保障分布式光伏发电项目的国家补贴资金及时足额转付到位。享受电量补贴政策的分布式光伏发电项目并网验收后,由电网企业按规定向财政部、国家发展改革委和国家能源局上报项目补贴资格申请。补贴及时结算,也是为分布式光伏的发展保驾护航。

2018年分布式或出现抢装,支持我国光伏行业高景气:文件中也提到了“该管理办法发布前已完成备案,并在备案有效期内建成并网的,按原政策执行”可见还是存在一些备案的全额上网分布式发电项目,并且考虑到
2018 年底补贴还会继续下调,因此备案的项目会在 2018
底之前完成并网,户用依然会保持高景气,加上领跑者也会在年底前并网,我们认为
2018 年分布式光伏会保持高增长,带动我国光伏行业需求。