編者按：國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的關(guān)于平價上網(wǎng)的通知有望在2020年底實現(xiàn)，不僅有望為光伏市場貢獻增量，其深遠意義在于我國光伏行業(yè)“黃金十年期”的開啟。
平價上網(wǎng)政策不僅有望為光伏市場貢獻增量，其深遠意義在于我國光伏行業(yè)“黃金十年期”的開啟。
平價上網(wǎng)具有較明確的實現(xiàn)路徑，樂觀情況下有望在2020年底實現(xiàn)。
通過光伏全產(chǎn)業(yè)鏈的降本增效潛力分析，電池片及組件環(huán)節(jié)將成為本輪技術(shù)迭代的主陣地，提高光電轉(zhuǎn)換效率及降低組件封裝損失是實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)的關(guān)鍵。
▌平價上網(wǎng)政策:更像是拉開一場序幕
1月9日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于積極推進風(fēng)電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》(發(fā)改能源〔2019〕19號)，提出推進風(fēng)電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)的有關(guān)要求和相關(guān)支持政策措施，從而促進可再生能源高質(zhì)量發(fā)展，提高風(fēng)電、光伏發(fā)電的市場競爭力。
本次政策具備兩大看點:
一是明確提出光伏平價上網(wǎng)項目(不需要國家補貼執(zhí)行燃煤標桿上網(wǎng)電價的光伏發(fā)電平價上網(wǎng)試點項目)由省級政府能源主管部門組織實施，項目建設(shè)不受年度建設(shè)規(guī)模限制。
二是多重措施保障平價上網(wǎng)項目收益，包括:
1.省級電網(wǎng)企業(yè)與光伏發(fā)電項目單位簽訂長期固定電價購售電合同(不少于20年);
2.鼓勵平價上網(wǎng)項目通過綠證交易獲得合理收益補償，綠證交易每度電收益約5分錢;
3.地方政府部門對土地利用及相關(guān)收費予以支持，降低項目場址等相關(guān)非技術(shù)成本;
4.省級電網(wǎng)企業(yè)負責(zé)升壓站之外的接網(wǎng)工程，保障優(yōu)先發(fā)電和全額保障性收購。
關(guān)于此次政策，市場的普遍解讀是目前全國在籌備的平價項目接近20GW，平價項目有望為光伏市場貢獻增量。
與市場觀點不同的是，我們認為此次的政策的深遠意義在于光伏行業(yè)“黃金十年期”的開啟。
光伏行業(yè)的發(fā)展可以分為三個階段:
階段一:2018年及以前，政策引導(dǎo)階段。
這一階段的特征是行業(yè)發(fā)展的周期性波動主要受政策驅(qū)動。
階段二:2019-2020，平價上網(wǎng)過渡階段。
這一階段的特征是政策補貼邊際影響降低，技術(shù)迭代帶來的成本下降逐步成為推動行業(yè)發(fā)展的主要動力。我們認為2019年有望開啟光伏行業(yè)以平價上網(wǎng)為主題的新“黃金十年”，主要基于三個背景:
1.2008-2018十年間，中國光伏產(chǎn)業(yè)由“兩頭在外”發(fā)展成為“掌握全產(chǎn)業(yè)鏈核心工藝和設(shè)備”，這將為下一個黃金十年期的開啟奠定基礎(chǔ)。
從2017年光伏全產(chǎn)業(yè)鏈各個環(huán)節(jié)來看:我國硅料產(chǎn)量為24.2萬噸，占全球多晶硅產(chǎn)量比重為54.8%,有6家企業(yè)進入世界前10位;我國硅片總產(chǎn)能為105GW，總產(chǎn)量為91.7GW，全球占比為87.2%，全球前十大硅片廠均在大陸。
我國電池片總產(chǎn)能為83GW，總產(chǎn)量為72GW，全球占比為69%，有8家企業(yè)進入世界前10位。
我國組件總產(chǎn)能為105.4GW，總產(chǎn)量為75GW，全球占比為71%，有8家企業(yè)進入世界前10位。我國新增裝機容量為53GW，新增裝機容量全球第一。
2.光伏行業(yè)補貼缺口明顯，政府財政客觀不支持。
根據(jù)國海機械及電新組測算，截至2018年底，光伏行業(yè)補貼缺口達841億元。
自2018年“531”新政以來，行業(yè)降補貼已是大勢所趨，根據(jù)智匯光伏的報道，2019年I、II、III類地區(qū)光伏標桿電價擬從2018年底的0.5元/kwh、0.6元/kwh、0.7元/kwh降低到0.4元/kwh、0.45元/kwh、0.55元/kwh。
3.光伏相關(guān)的工藝和技術(shù)日趨成熟，平價項目開始出現(xiàn)。
2018年12月29日，中國首個大型光伏平價上網(wǎng)項目在青島格爾木正式并網(wǎng)發(fā)電，該項目總裝機容量為500MW，總投資額21億元，項目平均電價0.316元/千瓦時，低于青海省火電脫硫標桿上網(wǎng)電價(0.3247元/千瓦時)。
隨著優(yōu)勢地區(qū)(土地費用低、可利用小時數(shù)高)的光伏平價項目開始出現(xiàn)，屬于平價上網(wǎng)的“黃金十年”序幕已被拉開。
階段三:2020年以后，全面平價上網(wǎng)階段。
這一階段的特征是全國多數(shù)地區(qū)已開始實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)，同時發(fā)電端實現(xiàn)平價上網(wǎng)后推動配套設(shè)施完善，進而實現(xiàn)用電端平價上網(wǎng)，光伏逐步成為主要能源。
從當前來看，2017年底我國國光伏發(fā)電累計裝機容量1.30億千瓦，占全部發(fā)電設(shè)備容量的比例為7.33%;2017年全國光伏發(fā)電量967千瓦時，占全部發(fā)電量6.49萬億千瓦時的1.49%。
綜上所述，光伏行業(yè)的三個階段對應(yīng)不同的投資策略:
階段一(2018年及以前)行業(yè)發(fā)展主要受政策驅(qū)動，建議重點關(guān)注政策的變化以及新增裝機容量的彈性;
階段二(2019-2020年)屬于平價上網(wǎng)的過渡階段，這一階段補貼持續(xù)下滑，平價上網(wǎng)尚未大規(guī)模普及，建議重點關(guān)注光伏行業(yè)技術(shù)迭代的方向以及能夠受益技術(shù)迭代的設(shè)備企業(yè);
階段三(2020年后)發(fā)電側(cè)的平價上網(wǎng)已開始大規(guī)模實現(xiàn)，建議重點關(guān)注能源結(jié)構(gòu)的變化以及能夠直接受益于光伏新增裝機容量提升的產(chǎn)品企業(yè)。
▌我們離平價上網(wǎng)還有多遠?
平價上網(wǎng)的定義
根據(jù)《關(guān)于積極推進風(fēng)電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》中的表述，光伏上網(wǎng)的標準是光伏電站在不需要補貼的情況下，上網(wǎng)電價等于當?shù)厝济簶藯U上網(wǎng)電價。
因此，不同地區(qū)由于燃煤標桿上網(wǎng)電價不同，平價上網(wǎng)的基準也有所區(qū)別。
全國光伏平價上網(wǎng)的門檻測算:光伏電站的內(nèi)部收益率取決于兩個要素，一是成本，即初始的電站投資額。二是收入，即每年的發(fā)電收入;而每年的發(fā)電收入又取決于電站的輸出功率、上網(wǎng)電價以及有效利用小時。
基于此，我們結(jié)合I、II、III類地區(qū)的燃煤標桿電價、有效利用小時兩項參數(shù)，同時假設(shè)光伏電站的內(nèi)部收益率為8%，進而對光伏平價上網(wǎng)項目的投資額進行反算，最終結(jié)論為:
I、II、III三類資源區(qū)光伏平價上網(wǎng)要求電站系統(tǒng)成本分別為3.21、3.37、3.28元/W;取全部地區(qū)的中位數(shù)，全國光伏平價上網(wǎng)項目的門檻為3.25元/W。
光伏平價上網(wǎng)成本降幅分析
我們首先來對全國首個平價項目進行分析:該項目屬于國家第三批“光伏領(lǐng)跑者”項目，電站地址位于青海省海西州格爾木，屬于I類地區(qū)，年有效利用小時數(shù)高達1696小時;
項目總裝機容量為500MW，總投資額21億元;項目平均電價0.316元/kwh，低于青海省火電脫硫標桿上網(wǎng)電價(0.3247元/kwh)，實現(xiàn)平價上網(wǎng)。
基于以上參數(shù)，可以測算出的結(jié)論為:1該電站系統(tǒng)成本為4.2元/W;2該項目內(nèi)部收益率為7.14%。
我們認為，一方面海西州項目屬于特例，該項目年有效利用小時數(shù)大幅高于全國平均水平;另一方面作為示范項目，地方政府在接網(wǎng)以及土地成本上通常給予一定優(yōu)惠，我們結(jié)合智慧光伏的分析預(yù)計2018年底全國光伏電站的系統(tǒng)成本為4.5元/W的水平(各地區(qū)土地成本、安裝成本存在差異)。
核心結(jié)論:按照這一標準，目前全國光伏地面電站系統(tǒng)成本與3.25元/W的全國平價上網(wǎng)中位數(shù)水平相比，仍需下降28%。
即光伏電站系統(tǒng)成本在目前的水平上下降28%，全國將大規(guī)模(超過50%)實現(xiàn)發(fā)電側(cè)的平價上網(wǎng)。
另一方面，我們對即將出臺的光伏行業(yè)補貼政策進行敏感性分析。
我們以4.5元/W的系統(tǒng)成本的基準，計算8%的內(nèi)部收益率對應(yīng)的上網(wǎng)電價水平，最終結(jié)論為:在系統(tǒng)成本維持目前4.5元/W不變的情況下，當I、II、III類地區(qū)的上網(wǎng)電價分別為0.39、0.45、0.55元/kwh，光伏電站的內(nèi)部收益率將達到8%。
“531”新政之后，I、II、III三類資源區(qū)的補貼電價為0.5、0.6、0.7元/kwh，補貼額度為0.22、0.24、0.3元/kwh。
根據(jù)上述反算的上網(wǎng)電價水平，即將出臺的政策補貼對應(yīng)I、II、III三類資源區(qū)的下降彈性分別為0.11、0.15、0.15元/kwh。
在光伏電站系統(tǒng)成本不斷下降的背景下，海外市場需求多點開花，在全球光伏新增裝機容量占比的份額持續(xù)提升。
根據(jù)CPIA統(tǒng)計，我國已有20家光伏企業(yè)通過合資、并購、投資等方式在海外布局產(chǎn)能，2018年海外布局的電池片有效產(chǎn)能達12.2GW，組件有效產(chǎn)能達18.1GW。
同時，海外光伏項目招標報出電價不斷創(chuàng)新低，2013年美國光伏項目招標報出價為8.3美分/kwh，2018年沙特項目報出價已低至1.79美分/kwh。
如何降低光伏電站系統(tǒng)成本?
光伏全產(chǎn)業(yè)鏈包括硅料、硅片、電池片、組件、地面電站五大構(gòu)成，且環(huán)環(huán)相扣。
平價上網(wǎng)的實現(xiàn)是電站裝機成本降至平價上網(wǎng)門檻標準，從產(chǎn)業(yè)鏈視角來看，這是一個系統(tǒng)性的工程，牽一發(fā)而動全身。
從具體路徑來看，實現(xiàn)光伏平價上網(wǎng)有兩種方式:降本、增效。
其中降本指全產(chǎn)業(yè)鏈各個環(huán)節(jié)的成本降低，每個環(huán)節(jié)的成本降低都能直接降低電站的單瓦投資成本;增效指通過工藝的改進，提高電池片的轉(zhuǎn)換效率，從而帶來組件的功率提升，間接降低電站的單瓦投資成本。
對于電池片而言，以20%作為基準，每提升1%的轉(zhuǎn)換效率，相當于組件輸出功率增加5%，對應(yīng)電站收入(輸出功率*電價*可利用小時)增加5%，在反算的過程中，在內(nèi)部收益率不變的情況，電站成本約降低5%。
對于組件而言，我們以20%轉(zhuǎn)換效率來計算，每提升1%的轉(zhuǎn)換效率約提高60片的組件15W的功率，即組件功率增加15W，電站成本約降低5%。
▌平價之路:全產(chǎn)業(yè)鏈降本增效潛力分析
我們通過對硅料、硅片、電池片、組件每一個環(huán)節(jié)的產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀、工藝發(fā)展、設(shè)備迭代、盈利能力等多個維度分析，最終的結(jié)論為電池片及組件環(huán)節(jié)將成為本輪光伏產(chǎn)業(yè)降本增效的主陣地。
根據(jù)我們的模型推演，當硅料價格下降20%、電池片轉(zhuǎn)換效率通過TOPCon或HIT工藝提升至23.5%、組件通過疊瓦工藝增加7%的輸出功率、其他非硅成本(銀漿、鋁漿、玻璃、EVA、BOS等)假設(shè)成本下降帶來電站系統(tǒng)成本降低4%，則光伏電系統(tǒng)成本將降低28%，從而實現(xiàn)全國大規(guī)模的發(fā)電側(cè)平價。
基于此，我們認為平價上網(wǎng)具有較明確的實現(xiàn)路徑，樂觀情況下有望在2020年底實現(xiàn)。
硅料:長期存在明顯降本空間
從成本端來看，電力在硅料成本中占比最大，占比為44%，該項成本主要源自地域間的差異。因此硅料的成本降低方式可以通過在電價較低的地區(qū)建廠等方式來實現(xiàn)。
從工藝端來看，目前硅料端的比較成熟的工藝是改良西門子法，包括H2制備與凈化、HCl合成、SiHCl3合成、合成氣干法分離、氯硅烷分離提純、SiHCl3氫還原、還原尾氣干法分離、SiCI4氫化、氫化氣干法分離、硅芯制備及產(chǎn)品整理、廢氣及殘液處理等工藝組成。
改良西門子法能夠顯著降低能耗，具備成本低、質(zhì)量好等優(yōu)點，但降本已到極限。
流化床法在2014年以后逐步應(yīng)用，其電力成本較改良西門子法降低約50%;但是仍存在一些工藝上的難題，如產(chǎn)品純度控制等。
從硅料企業(yè)的成本來看，根據(jù)智匯光伏的分析，按照1KG硅料對應(yīng)280W水平測算，2019年新增裝機容量需求為120GW-130GW，對應(yīng)硅料需求為42.8萬噸-46.4萬噸，這一區(qū)間內(nèi)對應(yīng)硅料企業(yè)成本線為73元/kg-75元/kg(含稅)。即在現(xiàn)有的硅料產(chǎn)能基準下，80元/kg的硅料價格已處于相對較低水平。
但另一方面，以東方希望和通威包頭為代表的企業(yè)依靠地域電價較低和先進管理工藝，成功將硅料成本降至30元/kg以下。
隨著新建硅料產(chǎn)能逐步向電價較低的西部地區(qū)轉(zhuǎn)移，長期來看硅料仍具備明顯的降價的空間。
硅片:金剛線切割滲透接近尾聲
硅片的工藝分為兩個方面:
一是長晶工藝，包括單晶硅的直拉法和多晶硅的鑄錠法，對應(yīng)設(shè)備分別為單晶硅生長爐和多晶硅鑄錠爐。
二是切片環(huán)節(jié)，目前主要采取金剛線切割的方式，對應(yīng)的設(shè)備和耗材分別為切片機和金剛石線。
從成本端來看，扣除硅料的影響外，對單晶硅片成本影響最大的是拉棒設(shè)備和金剛線，對多晶硅片成本影響最大的是鑄錠設(shè)備和金剛線。
電池片:技術(shù)迭代正當時
我們認為，電池片及組件環(huán)節(jié)將成為本輪光伏產(chǎn)業(yè)降本增效的主陣地。主要基于兩點原因:
1.從產(chǎn)業(yè)鏈成本敏感系數(shù)來看，“增效”的效果較“降本”更優(yōu)。電池片轉(zhuǎn)換效率提升1%或組件通過減少封裝損失提高15W的封裝效率，光伏地面電站建站成本將降低5%，這一系數(shù)明顯高于硅料端及硅片端的成本改善。
2.從技術(shù)迭代角度來看，硅料和硅片端的工藝和設(shè)備均已較為成熟，新的技術(shù)尚未取得突破，而電池片和組件正處于技術(shù)迭代進程之中。
組件:疊瓦技術(shù)蓄勢待發(fā)
組件的工藝及設(shè)備介紹
光伏組件定義:單體太陽電池不能直接做電源使用，電源必須將若干單體電池串、并聯(lián)連接和嚴密封裝成組件。
由于單片太陽能電池片的電流和電壓都很小，因此組件首先將電池片串聯(lián)獲得高電壓，再并聯(lián)獲得高電流后，通過一個二極管(防止電流回輸)然后輸出。
同時，電池片通常被封裝在一個不銹鋼、鋁或其他非金屬邊框上，然后安裝好上面的玻璃及背面的背板、充入氮氣、密封。
組件的具備八大工藝流程:1焊接;2層疊;3層壓;4EL測試;5裝框;6裝接線盒;7清洗;8IV測試。具有九個核心部分:1電池片、2互聯(lián)條、3匯流條、4鋼化玻璃、5EVA、6背板、7鋁合金、8硅膠、9接線盒。
組件市場空間:2017年全國組件總產(chǎn)能為105.4GW，目前一條250MW的產(chǎn)線對設(shè)備投資額約2300-2400萬元，1GW組件產(chǎn)能對應(yīng)設(shè)備需求為9000萬元，因此我國組件設(shè)備市場存量空間約95億元。
動態(tài)來看，根據(jù)我們數(shù)據(jù)庫統(tǒng)計，截止到2018年底全國前十大組件廠商在建產(chǎn)能超過28GW，對應(yīng)市場為25億元。
從具體設(shè)備來看，組件設(shè)備企業(yè)如先導(dǎo)智能、金辰股份基本涵蓋組件設(shè)備全產(chǎn)品線。奧特維等公司在串焊機、層壓機等領(lǐng)域具備細分優(yōu)勢。
小結(jié):平價上網(wǎng)沙盤推演
基于上文中對全產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)降本增效潛力的分析，我們對光伏平價上網(wǎng)進行沙盤推演，推演結(jié)果如下:
1.硅料:主要通過降本方式，假設(shè)硅料價格下降20%，將導(dǎo)致電站成本下降2%;
2.硅片:預(yù)計降本及增效均較難實現(xiàn);
3.電池片:主要方式為增效，PERC+或HIT工藝的實現(xiàn)，假設(shè)將光伏電池轉(zhuǎn)換效率從20.5%提升至23.5%，將導(dǎo)致電站成本下降15%;
4.組件:主要方式為增效，假設(shè)疊瓦技術(shù)得到運用，發(fā)電量增加7%，將導(dǎo)致電站成本降低7%;
5.其他:主要指非硅成本，包括銀漿、金剛線、鋁漿、玻璃、EVA、BOS成本等，假設(shè)非硅成本的降低帶來電站成本降低4%。
在以上假設(shè)前提下，光伏電站系統(tǒng)成本將降低28%，從而實現(xiàn)全國大規(guī)模的發(fā)電側(cè)平價。我們認為有兩點需重點關(guān)注:一是從全產(chǎn)業(yè)鏈梳理來看，“增效”帶來的成本降幅遠高于“降本”;二是從目前來看平價上網(wǎng)仍有較大難度，樂觀情況下預(yù)計上述假設(shè)條件有望在2020年底實現(xiàn)。
原標題：深度報告||光伏行業(yè)新“黃金十年”：平價上網(wǎng)拉開序幕
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