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平价上网时代下的光伏产业推演

关键词 光伏 , 平价上网|2019-06-13 09:25:47|来源 SOLARZOOM新能源智库
摘要 近日国家发改委、能源局下发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》,正式于2019-2020年间开展平价上网项目和低价上网试点项目建设。【政策背景】(1)可再生能...

       近日国家发改委、能源局下发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》,正式于2019-2020年间开展平价上网项目和低价上网试点项目建设。

       【政策背景】

       (1)可再生能源补贴缺口日益扩大,补贴模式下的可再生能源发展已经无以为继。

       (2)风电光伏发电成本不断降低,度电成本相比火电优势已逐步开始显现。

       (3)国家对可再生能源行业长期支持,也不希望可再生能源行业出现断崖式的下跌。

       【政策要点】

       (1)全国各地在不引发大规模限电的前提下开展不设额度限制的平价上网、低价上网试点。为此,要求地方政府和电网公司应当从降低非技术成本、保证消纳的角度分别支持上述试点。

       (2)平价上网、低价上网项目分为三大类:本省消纳的集中式,跨省跨区消纳的集中式,就近直接交易的分布式。

       (3)本省消纳的集中式项目,原则上按照申报时的火电标杆电价签20年购售电合同,且不要求参与电力市场化交易。但如果在并网后确实出现限电的,限发部分可以转为优先发电计划,参与发电权交易(市场价值低于火电标杆电价扣减当地火电的度电可变成本,一般不会高于0.15元/度)。红色预警区域不安排本类模式的项目。

       (4)跨省跨区消纳的集中式项目,按照不超过受纳省份的火电标杆电价扣减输配电价的价格签订20年固定电价购售电合同。严格落实优先上网和全额保障性收购政策。

       (5)就近直接交易的分布式项目,交易电量征收的输配电价仅限于所涉电压等级,且免收政策性交叉补贴。

       (6)鼓励在绿证交易政策出台后通过绿证交易获得合理收益补偿(但当前绿证政策还没有出台)。

       【政策点评及对光伏行业的影响分析】

       (1)本次政策的出台意味着可再生能源补贴时代的正式结束和平价上网时代的正式开启。两个时代切换的本质差异在于:在补贴时代,推动行业装机增长的模式为“降补贴-抢装”模式;在该模式下,电站运营商的投资是“冲动”的,可以忍受一定程度的组件价格上涨。但在平价上网时代,电站运营商的投资将是“理性”的,组件价格不降,坚决不装。

       (2)目前尚不清晰的是,平价上网项目与低价上网项目之间,究竟是哪类项目更占主导。但无论如何,可再生能源行业的超额收益是不可能存在的,投资商只能获得社会平均回报率,超出的部分将通过竞价的形式被“没收”。

       (3)平价上网项目和低价上网项目虽不限规模,但不一定带来新增装机增量。原因在于,平价上网项目会挤占补贴项目。本次政策里提到“对于未在规定期限内开工并完成建设的风电、光伏发电项目,项目核准(备案)机关应及时予以清理和废止”,目的就是为平价上网项目让出市场空间。

       (4)政策中虽提出全额保障性收购,但在电力安全问题面前,这一点约束力不强。政策中已经提到了如果出现限电情况该怎么处理的问题,更是印证了全额保障性收购要求的约束力之弱。

       【光伏行业未来发展情形推演】

       在分析平价上网时代的行业发展情形前,首先需要对平价上网条件下的电站运营商投资收益进行测算。SOLARZOOM新能源智库根据全国各地330多个地级市的辐照数据、各省份火电标杆电价、7%的最低IRR要求测算后发现:

       (1)鉴于集中式光伏、风电在一省发电装机的极限占比为30-35%(否则将出现严重限电),全国各地加总后尚有不超过53-77GW的集中式光伏可供发展(含补贴项目)。

       (2)在3元/W的极限系统成本的前提下,山东、广东、辽宁、云南、浙江、内蒙古等区域仍有较大发展潜力。

       (3)3.5-3.8元/W的系统成本是平价上网项目大规模推广的临界条件。

       基于上述测算,我们可以推演的情形是:

       (1)系统成本临近3.5-3.8元/W的平价上网临界条件。

       (2)运营商申报大量平价上网项目。

       (3)制造商与运营商积极洽谈,组件价格下不去(尤其全球平价市场在较快增长中)。

       (4)运营商采用“不见到组件价格下跌,就不正式签约锁定价格”的策略。

       (5)制造商价格松动,随组件成本降低而逐步跌价。

       (6)运营商开始逐步实施项目。

       在此推演下,SOLARZOOM新能源智库认为,国内光伏行业的装机需求不可能忽然爆发,价格也不可能出现一两个季度以上的上涨(否则就会出现需求快速放缓)。行业将伴随着系统成本从3.5-3.8元/W降低至3.0元/W,逐步释放需求,直至电力约束(风光装机占比达到30-35%)对光伏新增装机量带来明显制约。而鉴于集中式光伏53-77GW的剩余容量,若不考虑自发自用分布式光伏,未来两年的装机量在30-35GW/年的水平就已经很不错了。“十四五”期间,集中式光伏将全面进入“全国各地濒临限电”的极限水平。届时,若电力市场化改革若没有全面完成,则光伏行业有可能面临国内需求的忽然停滞。但若电力市场化完成,且分布式光伏可以全面参与电力交易,则光伏行业不会出现断崖式的下跌——分布式光伏将因为不受电力约束的限制而成为行业需求接力棒的下一个接棒者。

       长期而言,伴随着能够克服可再生能源“与负荷间的时间错配性”(指负荷集中在上午、下午,光伏、风电的发电高峰在中午、夜间)及“间歇性、波动性、不可预测性”等重大弱点的储能成本大幅降低,光伏、风电的装机规模将有极大的发展空间。其中,根据SOLARZOOM新能源智库的测算,2050年国内光伏风电的装机保有量将分别超过1500GW,合计发电量占全国发电量的40%以上。上述行业规模的绝大部分,受制于电力约束条件,必然不出现在集中式发电侧,而出现在用户侧和微电网侧。然而,用户侧光伏当前所面临的双重主体问题、微电网侧光伏所面临的价格政策限制问题,仍然有待全行业、全社会的共同努力。

       对于光伏制造业而言,即使在2050年达到了上述目标,每年的平均需求也只有40 GW+的水平。因此,如何在追求规模之外苦炼内功,应当是每个光伏制造业企业应当深刻思考的问题。

       对于光伏电站运营商而言,在平价上网时代,如何利用好储能克服光伏集中于中午时段发电所导致的“鸭子曲线”效应(光伏中午发电导致中午电价急剧降低)问题,当是未来的重要课题。

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