风、光平价政策点评：增量平价项目聚拢于中东部地区

浏览次数：次 日期：2018-09-18 16:06:37

风、光平价政策点评：增量平价项目聚拢于中东部地区

 来源:兴业电新   

关键词: 风电平价上网 低风速 风电市场

要点摘录：

国家能源局发布《关于加快推进风电、光伏发电平价上网有关工作的通知》，鼓励加快推进具备发电侧平价的风电光伏项目建设及消纳。

政策明确引导，风光加速实现发电侧平价。能源局发布《关于加快推进风电、光伏发电平价上网有关工作的通知》，文件思路为鼓励推进风电、光伏加速平价，并提出无需国家补贴的项目，若符合本省建设规划、落实接纳条件、符合监测预警管理的情况下，可由各省级主管部门自行组织，无需国家下发建设指标。我们认为，能源局明确鼓励风光发电侧平价，并配套予以规划权利下放、无需国家指标管理、降低非技术成本、保障消纳等支持，有利于可再生能源摆脱补贴依赖，有望于2020年前全面进入发电侧平价时代。

龙头聚拢份额，增量平价项目位于中东部。分环节看，运营端，在有地补及消纳条件的地区，平价项目具备建设基础和优势，省级规划将加快项目审批和建设进度。制造端，下游增量逐步切换为平价项目，则满足平价情景的低成本产能及高效产品成为主流需求，制造业进一步分化，落后产能出清，拥有核心技术及成本优势的企业提升集中度。分地区看，风光平价增量项目均位于中东部地区。风电方面，28省市可自行建设无需国家补贴的项目，2省已核准或备案平价项目可建设。光伏方面，15省可自行建设无补贴项目，13省市已核准或备案平价项目可建设。

光伏高效技术胜出，头部产能已达平价条件。国内“531”平价前成人礼，出清落后产能，加速行业平价，龙头集中度提升。根据能源平衡表测算，平价后我国理论装机规模可达100GW，叠加海外市场多点开花持续增长，拉动龙头高效产品出货量提升。通过计算，潜在平价项目的标杆电价为0.4元/kWh，对应系统成本为3.5-4元/W，当前组件价格已低于2元/W，进入平价需求区间。随着高效产品渗透，预计19年系统成本有望再下降0.5-0.6元/W，平价项目将规模化呈现。

风电效率提升发电量，发电侧平价箭在弦上。当前阶段，平价项目将分布于三北外消纳较好的区域，因地形复杂需对风资源充分开发，降低度电成本。未来优化风场设计、提升风机效率、智能化数字化应用成为关键，度电成本仍有24-30%下降空间，对EPC、风机、叶片、风塔等要求进一步提升。行业从粗犷式发展走向精益化，市场份额向龙头聚拢。

报告正文

事件

能源局发布《关于加快推进风电、光伏发电平价上网有关工作的通知》，鼓励加快推进具备发电侧平价的风电光伏项目建设及消纳。

点评

能源局发布《关于加快推进风电、光伏发电平价上网有关工作的通知》，文件思路为鼓励推进风电、光伏加速平价，并提出无需国家补贴的项目，若符合本省建设规划、落实接纳条件、符合监测预警管理的情况下，可由各省级主管部门自行组织，无需国家下发建设指标。我们认为，能源局明确鼓励风光发电侧平价，并配套予以规划权利下放、无需国家指标管理、降低非技术成本、保障消纳等支持，有利于可再生能源摆脱补贴依赖，有望于2020年前全面进入发电侧平价时代。

文件要点整理如下：

（1）平价项目由各省实施，无需国家指标。风光项目具备平价条件，若无需家补贴，则各省符合规划、落实消纳、符合监管预警管理的前提下，可自行组织建设，国家不对无补贴项目限制指标。

（2）进一步降低非技术成本，地方补贴不影响平价属性认定。省级及地方能源主管部门需优化投资建设和运行环境，降低非技术成本。同时，若地方予以补贴，不影响对无需国家补贴的平价项目属性的认定。

（3）保障风光项目消纳为前提，弃电量率不超过5%，并鼓励优先利用外送无需国补的风光项目。风光项目需与电网充分衔接，建设前需做好消纳条件的论证工作，电网需加大对无补贴项目的支持力度，确保无补贴项目弃电不超过5%，同时鼓励利用外输通道优先输送无补贴项目电力。

（4）鼓励增量配电网试点、分布式发电市场化交易试点、电力直接交易等开展。有效降低可再生能源电力中间输送环节成本。

（5）根据监测预警结果，绿色橙色可开展平价项目建设。红色区域不安排新平价项目，橙色地区选取较好的已核准（备案）项目开展平价工作，绿色区域在落实消纳的自行开展平价项目建设。

分环节看，运营端，鼓励和支持平价项目建设和消纳，明确不占用国家规划指标，由各省自行组织安排。在有地补及消纳条件的地区，平价项目具备建设基础和优势，省级规划将加快项目审批和建设进度。制造端，下游增量逐步切换为平价项目，则满足平价情景的低成本产能及高效产品成为主流需求，制造业进一步分化，落后产能出清，拥有核心技术及成本优势的企业提升集中度。

分地区看，风电平价项目，除新疆、甘肃、吉林为红色区域外，内蒙古、黑龙江已核准或备案平价项目可建设，其他28省市可自行建设无需国家补贴的项目。光伏平价项目，江苏、浙江、黑龙江等15省可自行建设无补贴项目，内蒙古、吉林、河北等13省已核准或备案平价项目可建设，新疆、甘肃、宁夏为红色区域，不得新建平价项目。

 

 

1.1、光伏：高效技术胜出，头部产能已满足平价条件

自“531”新政后，国内需求波动导致大量无法支撑低价的落后产能停产。我们认为，小厂及落后产能的出清有利于龙头市占率提升。待实现发电侧平价，中国理论装机规模有望达到100GW，叠加海外稳定增长的新增需求，仅具备高效技术和低成本优势的龙头能够匹配。届时光伏发电渗透率不断提升，全球高效需求拉动国内龙头企业出货，行业进入内生性增长阶段。

黎明破晓平价临近，国内理论年均新增装机可达100GW

第三批领跑项目中，青海格尔木领跑者中标最低价为0.31元/kWh，低于当地脱硫脱硝火电电价0.325元/kWh，实现售电侧平价。其中，三峡新能源4个项目中标电价0.31元/kWh，协鑫2个项目中标电价0.32元/kWh，均低于火电价格，平价黎明已至。我们通过构建能源平衡表，在全局角度下，满足用电供需平衡。模型中，主要由火电、水电、风电、光伏及核电供给电力，满足全社会用电需求。根据能源平衡表测算，光伏2020年实现平价上网后，每年新增装机约合在100GW以上。同时，分布式渗透率提升至50%以上，市场空间巨大。

头部产能满足平价，龙头逆势扩张匹配平价需求

根据2017年光伏监测结果，潜在新增无补贴光伏项目主要集中于中东部年及南部地区，该类地区火电标杆电价平均值为0.4元/kWh，则对应光伏系统成本在4元/W以下，即可实现发电侧平价（这里指以火电标杆电价上网，仍有8%的IRR）。

若系统成本4元/W，则其他成本补不变，则普通单晶组件价格1.7-2.2元/W，PERC组件在1.9-2.4元/W即可逐步实现发电侧平价。实际上9月中旬，多晶普通组件（275W）1.9元/W，单晶普通组件（285W）价格为1.94元/W，已经进入平价价格区间。若以头部产能计算，合理的毛利率下，可量产的普通单晶组件价格可为1.7-1.8元/W，满足平价要求。

我们预计2019年单晶及单晶PERC将成为主流，因单晶更加适宜薄片化、高效化需求。通过测算，若硅料价格由95元/kg降至80元kg，则硅料价格下降贡献0.04元/W价格下降。若出片数从62片提升至65片，则薄片化贡献价格下降0.03元/W。若组件功率从275W提升至315W，则带来组件封装成本下降贡献0.19元/W，而同时因PERC技术的叠加，电池片成本增加0.05元/W。综合来看，预计19年单晶PERC相较于18年多晶普通组件价格可再下降0.12元/W。

另一方面，由于组件单位功率提升，摊薄每瓦BOS成本，若组件功率从275W提升至315W，则单位功率下BOS成本可摊薄0.4元/W。则综合系统成本在应用PERC单晶组件后，可下降0.5-0.6元/W，进入3.5-4元/W区间，实现发电侧平价。

1.2、风电：效率提升发电量，发电侧平价箭在弦上

目前来看，平价项目将主要在中东部和南方地区，由于地形复杂风资源差异较大，风场设计成为项目收益率的重要影响因素。为了更好地利用风场风能资源，最大限度发挥机组性能，风机大型化、定制化趋势显著，同时搭配高风塔，提升风场综合风速。我们认为，零部件龙头能够提供多品类机型、具备设计经验、掌握核心技术，将在平价项目增长的趋势下提升集中度。

多途径降低度电成本，技术进步及电网调度优化是关键

优质风资源日益稀少，需要更加精益化的项目设计和流程，以保证对自然资源获取的价值。加深对资源形式的理解，以资源顶规模，最终以对资源的最优利用、提供的发电经济有效为标尺。根据行业测算，以50MW项目为例，在风资源评估和风机选型方面，随着设计经验的成熟，初始投资能够节省9%-13%，总成本下降贡献度达24%-30%。折算成度电成本，可以下降0.05元/kWh，对于复杂地形，预计可节省0.07元/kWh。

高效风机+高塔筒+大叶片，提升发电量助力平价

随着限电的改善，技术推动风机对风资源的捕捉，能够完全体现在发电量进而降低度电成本，风电经济性进一步凸显。以南方为例，2016年以前5.5m/s风速的电站利用小时数只有1700-1800，随着技术改造可利用小时数可以达到2000以上。

风机方面，一方面，风机趋于大型化，可一定程度上提升发电效率，并摊薄其他不可变成本。另一方面，风机区域数字化及智能化，时时匹配风资源情况，提升发电量。相较之下，我们更看好直驱技术的应用，直驱技术因无齿轮箱，降低传动损耗，提高发电效率，减少后续运维成本，最终带来风电度电成本的下降。

叶片方面，轻型化风机叶片、延长风轮长度、提升风机轮毂高度等技术趋势仍将持续，预测到2025年中国主流风机的平均风轮长度可达160米，扫风面积20125平方米，相比目前提升100%，年发电能力提高100%，LOCE下降30%。

风塔方面，通过因地制宜设计风塔，在低风速区提高风塔高度，能够进一步提升风资源的利用，同时通过轻量化设计、高端化产品和精益化管理，保障风塔质量的同时降低度电成本。

 

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