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1.2组件降价叠加欧洲MIP终止,欧洲装机量自发大幅提升
欧洲光伏市场化下装机量快速上升,反应平价临近。在德国2015-2016年逐步取消光伏度电补贴并改为竞价机制后,其他欧洲各国纷纷效仿。而这种补贴退坡也直接削弱欧洲光伏增长动力,2016年欧洲新增装机量仅6GW。但是这种新型补贴机制实际上带来了欧洲光伏的市场化发展。随着光伏发电成本下降,欧洲主要国家光伏逐步实现平价,依靠下游自发需求的内生增长成为欧洲光伏装机提升的强劲动力。2017年,欧洲重新恢复增长,法国、德国新增装机量增长达30%-50%,2018年持续高速增长。
预计2019年,随着MIP到期取消,欧洲各国装机成本继续下探。MIP对我国单多晶组件有最低限价规定,而国内相关组件实际售价已经显著低于限价。根据2018年10月份数据,单晶组件限价0.35欧元/W,而国内单晶售价在0.31欧元/W,在取消MIP后,组件成本下降10%以上。在这种大背景下,欧洲平价上网项目占比将继续提升,推动欧洲整体装机量大幅提升。
1.3印度光伏成本与煤电接近,政策支持力度大
印度发电缺口大,以煤电为主。印度长期以来一直存在较大供电缺口,2017年印度除北部地区外,其他地区每月高峰用电期供电均有缺口,电力覆盖率仅不到90%,有10%以上的印度人生活在无电力供应的地区。而印度此前也比较依赖煤电发电,占比高达79.3%,光伏占比较小,仅2%左右。
印度政府扶持光伏力度空前。首先,印度在2017-2027的时间内,预计煤电新增产能为50GW,与在建产能相符,因此这也意味着未来十年印度基本没有新增煤电产能,也能够看出印度政府支持鼓励新型能源发电的决心。在2015年,印度总理批准扩大印度太阳能发电装机项目目标计划,将国家太阳能计划目标提高5倍,将光伏装机目标由2021-2022年达到20GW变为100GW,并且推广一系列鼓励支持光伏产业的政策。这也大大提升印度光伏产业信心。印度光伏装机量在近几年大幅提升。
由于光伏组件价格大幅下跌,2017年印度光伏竞标报价已经低至2.44卢比(4美分)/kWh,并且此后继续下降。预计2019年,印度全国平均光伏LCOE将降至37美元/MWh一下,与传统煤电LCOE相当,实现发电侧平价上网。再加上印度本身快速建设发电项目补足缺口,预计未来印度光伏新增装机量将大幅提升。
2.成本持续下降,我国平价上网可期
2.1我国光伏产业历经波折
平价上网分为发电侧平价和用户侧平价。发电侧平价是指光伏发电即使按照传统能源的上网电价收购(无补贴)也能实现合理利润,目前国内成本最低、利用最广的电力来源为煤电,即光伏发电成本达到煤电成本水平;用户侧平价是指要求光伏发电成本低于售电价格,根据用户类型及其购电成本的不同,又可分为工商业、居民用户侧平价。而实际上,由于不同地区燃煤标杆上网电价以及用户电价的差异,平价上网在各个地区的标准也有所不同。
目前我国光伏成本已经接近用电侧平价上网水平,这也是光伏产业长期降本增效的积累。最初光伏成本奇高,基本无法进行普及,产业本身发展缓慢。随着政府对改善能源结构的需求日益提升,在政府的鼓励和引导下,光伏产业在我国开始逐渐形成规模。包括如金太阳工程等,政府通过大力补贴,光伏产业发展加速。至2012年,由于海外国家双反,我国光伏产业遭受重创,多家企业关门倒闭,行业一片萧条。2013年7月,国务院发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》(“国八条”),明确到2015年中国总装机容量达到35GW以上,同时第一次从源头厘清和规范了补贴年限、电价结算、满发满收等核心问题,我国光伏发电装机开始出现迅猛增长。2013年8月发改委出台《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》,确定分布式光伏按每度含税0.42元全电量补贴,开启光伏度电补贴时代。
2.2科学政策助力平价上网稳步推进
随着今年1月9日,国家发改委、国家能源局发布《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》,明确对光伏平价上网项目的要求和支持措施,包括平价项目不限规模,降低项目场址成本等一系列举措。该政策是去年产业经历“531新政”打压后,光伏行业的重要进展,有望推动光伏行业装机量实现突破,利好行业发展。
随后国家能源局发布《关于2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知》,也从细节上明确了光伏竞价补贴政策的具体实施方案,包括限定项目补贴范围、补贴金额(共30亿元,其中7.5亿元用于户用光伏,22.5亿元竞价项目补贴)、以及具体竞价方式。并且,通过此次竞价获得补贴指标的项目,预计补贴将在项目并网后的第二年及时发放,光伏电站理论上不会出现补贴拖欠情况,光伏产业现金流将大幅好转。预计今年首批竞价补贴项目将在7月份落地。
目前我国部分地区已经实现平价上网,绝大多数地区仍需依靠补贴。我国首个光伏平价上网项目于2018年12月29日诞生,电站位于青海海西州格尔木,其总装机量达到500MW。由于地处I类资源区,其项目在保证内部收益率为7.13%的情况下,上网平均电价0.316元/kWh,低于青海省脱硫燃煤标杆上网电价0.3247元/kWh。
但应该看到的是,除少数地区具备较优质资源,早期实现平价上网,大部分地区仍需要一定补贴才能维持。根据统计,三类资源区的平均燃煤标杆度点电价分别为0.30元、0.34元、0.38元。按照电站发电寿命20年,第一年光衰3%,后续年光衰0.7%,年2%营运费用,IRR为8%,每瓦建设成本4元进行测算,三类资源区距离上网电价平均仍有17.29%的差距。即还需要装机成本下降近20%,才能实现我国全地域的发电侧平价上网。
2.3非硅成本降低是系统成本下降的关键所在
无论从硅料的价格区间还是硅片生产成本来看,此前快速下降后,未来下降空间有限。并且,由于硅材料及硅片在向下游传导时成本占比逐渐递减,因此当反应到电站成本时,其敏感度不明显。因此,未来光伏主要依靠非硅成本下降带来。
非硅成本下降主要由以下集中路径实现:第一,提升光伏产品的转化效率,直接降低光伏电站建设的单瓦组件成本;第二,企业通过规模效应降低成本,熨平周期波动;第三,通过工艺改进等方式实现生产成本的继续压缩。
2.3.1技改带来转换效率的提升
转换效率的提升对整体降本而言意义重大。下游电站建设过程中,主要衡量电池组件的单瓦成本。而若电池本身转换效率直接提升,将从分母端直接影响单瓦成本,也相当于固定的成本被更多的功率数所分摊。因此,提升电池片的转换效率,是降低光伏电站成本最直接,也是最有效的。
单晶依靠PERC继续提升转换效率。PERC单晶转换效率近年来一直稳步提升,并且不断打破记录。近日,隆基股份公布单晶双面PERC电池正面转化效率达到24.06%,也成功突破了此前PERC电池转换效率24%的瓶颈。未来,随着新型增加转换效率技术的成熟,单晶转换效率将持续提升。
多晶则依靠黑硅提升转换效率。多晶金刚线硅片采用常规酸制绒无法实现良好的表面结构,甚至无法形成绒面,这导致金刚线硅片的反射率大幅提升,从而对电池效率产生负面影响。黑硅技术可以完美解决多晶制绒问题,既能提升电池效率又能降低电池成本,对多晶未来的发展前景至关重要。目前投入运营的黑硅技术包括制绒添加剂技术、表面预处理技术、湿法黑硅技术和干法黑硅技术,其中湿法黑硅技术性价比相对较高。
2.3.2规模效应及其他环节技改带动非硅成本不断下降
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硅料价格本周了解多晶硅市场陆续订单成交,但当前拉晶环节自身仍有一定量体的硅料库存,整体采购节奏仍较慢,目前仅有部分小单落定,本周前期新单小部分成交仍是贴近每公斤36-37元人民币。国产颗粒硅当期签单执行交付状况相对较好,主流价格区间落在每公斤35-36元人民币。海外硅料厂家发货仍受波动影响
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近日,天合光能再次获得法国权威机构Certisolis颁发的碳足迹认证,产品碳足迹低至300kgeqCO₂/kWc,达到了目前晶硅组件碳足迹的最低水平,全面符合法国能源监管委员会(CRE)对光伏项目组件产品的碳足迹要求。天合光能成为目前行业内屈指可数获得300kgeqCO₂/kWc认证并具备交付能力的组件制造商,再次
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