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“十二五”太阳能规划由10吉瓦上调至15吉瓦。预计2011年国内光伏装机在2000兆瓦左右,是2010年400兆瓦的5倍。受日本核电危机影响,核电审批已经停批,一旦核电装机下调,将给其他可再生能源带来巨大的压力,由于风电、水电资源有限,唯一可能填补核电空白的将是光伏发电。根据2020年非化石能源消费比重15%目标,假设核电仅达到7000万千瓦,光伏发电规模有望高于之前规划的5000万千瓦,达到10000万千瓦;假设核电仅达到6000万千瓦,光伏发电规模有望高达到15000万千瓦。保守预计我们认为光伏2020年规划有望由5000万千瓦,上调到10000万千瓦。
光伏新增装机容量复合增长率30%
光伏发电成本持续下降,西部地区已经到达度电成本1元/瓦,和东部工商业用电平价。目前在光照充足一类地区,发电成本下降到1元/千万时。晶硅成本目前已经降低到6元/瓦左右,系统安装成本15元/瓦左右,在一类地区,发电小时1500的情况下,能够达到10%的内部收益率。目前西部一类地区的发电成本基本与东部地区工商业用电平价上网。随着传统能源价格的逐步上涨,光伏发电成本的逐步下降,预计2013~2014年东部地区光伏发电成本达到1元/瓦,与工商业用电平价上网;预计2017~2018年与居民用电平价上网;预计2020年与常规发电平价上网。
光伏电价出台,一类资源地区有望获得可观盈利。2011年8月1日,国家发展改革委下发了《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》,正式确立了全国范围内的光伏上网标杆电价,对于日照条件较好的西北部地区可获得合理的投资回报。电价政策是2011年7月1日以前核准1.15元,以后核准的电价为1元/瓦。在目前成本及电价下,太阳能资源丰富的企业基本能够获得合理赢利。
可再生能源电价附加上调至0.8分/千瓦时,将促进国内光伏行业快速发展。从2012年1月1日起,可再生能源电价附加征收标准将提高一倍到0.8分/千瓦时,按照这个标准,可再生能源电价附加费征收将翻番,超过200亿,这有助于增加电网企业采购积极性,支持光伏产业快速发展。
“十二五”太阳能规划上调,2011年为国内光伏启动年。新能源投资也具备防御性,经济下行国家有可能加大投资规模,最有可能的是光伏产业,“十二五”实际光伏装机仍有望超预期。预计2012年和2013年国内新增装机容量分别为3000兆瓦、4000兆瓦,增速分别为50%、33.3%,维持高增速。
核电中长期规划可能下调,光伏中长期规划有望上调。受日本核电危机影响,核电审批已经停批,目前核电中长期规划还在制定过程中,核电规模下调是必然,但下调幅度具体是多少,目前并无准确信息。规划或将2020年核电的装机规模由8000万千瓦下调到6000万千瓦。核电利用小时数较高,且比较稳定,一旦核电装机大规模下降,会给其他水电、风电、太阳能等可再生能源发电增加压力。2020年非化石能源消费比重15%目标的角度进行了测算,若核电装机从8000万千瓦每减少1000万千瓦,将使常规水电增加2250万千瓦,或使风电增加4000万千瓦,或使太阳能发电增加5000万千瓦。一旦核电装机仅为6000万千瓦,将给其他可再生能源带来巨大的压力,由于风电、水电资源有限,唯一可能填补核电空白的将是光伏发电。根据2020年非化石能源消费比重15%目标,假设核电仅达到7000万千瓦,光伏发电规模有望高于之前规划的5000万千瓦,达到10000万千瓦;假设核电仅达到6000万千瓦,光伏发电规模有望高达到15000万千瓦。
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