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2017年中国光伏行业发展现状及新增装机量预测(图)

2018-10-15 13:31:15字号:T|T
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    光伏成本连年下降促平价上网渐行渐近。光伏电站的成本主要包括组件、安装成本、电气设备、辅材以及土地成本等,其中组件成本约占45%。历史上看,光伏系统的价格和组件的价格都快速的下降,当前的价格已经降至10年前的1/12。未来随着光伏产品成本的降低以及高效化带来的其他成本的摊薄,光伏系统价格将进一步下降,10余年的组件降本之路也使得平价上网成为可能。

2016年光伏发电系统成本占比

资料来源:公开资料整理

    相关报告:智研咨询发布的《2018-2024年中国光伏市场深度调查及未来前景预测报告

光伏组件及系统成本下降显著

资料来源:公开资料整理

    光伏组件降本提效,促光伏发电成本逐步降低。通过产业的进步和升级,仅考虑目前可预见的晶硅光伏电池的技术进步和产业发展,在中短期光伏发电成本仍具有较大的下降潜力。预期2018年、2020年晶硅组件价格分别降到2.5元/W和2.1元/W,2020年后由于组件效率的提升,还有一定的成本下降空间,组件价格有望达到2元/瓦以内。

    此外,考虑到光伏安装商未来存在较大的让利空间,其他系统费用成本也将逐年降低,且光伏发电逆变器系统向智能化过渡,组串式与集中式逆变器将共存,其中组串式逆变器价格有望从2017年0.35元/W降到2020年的0.2元/W,集中式逆变器有望从2017年0.25元/W降到2020年的0.12元/W。则2018、2020、2022年光伏发电单位千瓦投资分别降低到6.06元/W,5.32元/W、4.63元/W。

    根据推算,若分布式户用系统按照全额上网计算,即使不考虑运维成本的情况下,第三类地区的分布式光伏投资回收年限在7到8年,而集中式电站因还需考虑一次性土地成本,投资回收年限更长。在假设光伏平均回收期为8年且不考虑衰减和维护费用的情况下,则至2020年,集中式发电所需最低上网电价将从当前0.57~0.78元/KWh下降至元0.44~0.61/KWh;分布式发电所需最低上网电价将从当前0.61~0.86元/KWh下降至0.48~0.67元/KWh。

光伏发电所需最低上网电价变化预期(以平均回收期为8年测算)

资料来源:公开资料整理

    若考虑在光伏电站生命周期结束时投资得到回收即可,则在假设平均运营寿命为20年的情况下,2017年集中式发电所需要最低上网电价仅为0.23~0.31元/KWh,分布式发电所需最低上网电价只要达到0.25~0.35元/KWh即可,且随着组件和系统成本的下降,光伏整体所需最低上网电价将逐年递减。(不考虑衰减和维护费用)。

光伏发电所需最低上网电价变化预期(光伏生命周期为20年计算)

资料来源:公开资料整理

    用电端已接近平价上网。严格意义上讲,当光伏发电所需最低上网电价比业主用电电价低时,光伏发电才真正意义上实现用电端平价上网:当前,集中式光伏已实现在一、二类地区工商业用电端平价上网,受限于有效发电时长,三类地区的工商业还未完全实现用电端平价,随着光伏组件成本的降低,预计到2018年集中式光伏可在全国大部分地区实现大工业用电(110KV)平价,至2020年,将实现居民用电平价;当前,分布式光伏也已实现在一、二类地区工商业用电端平价,且分布式光伏可自发自用,同时补贴力度保持高水平(地方补贴同样扮演重要角色),其真实收益率高于集中式光伏电站,边际成本下降速度快,预计到2020年分布式所需最低上网电价将低于大工业用电及居民生活用电,并逐步实现居民用电端平价。

集中式光伏所需最低电价与用电电价对比(元/KWh)

资料来源:公开资料整理

分布式光伏所需最低电价与用电电价对比(元/KWh)

资料来源:公开资料整理

    发电端平价正逐步实现。发电端平价是光伏与其他形式电力之间的对比,其中煤电发电成本最低,所以光伏发电端平价可以近似比较的是:光伏发电所需最低上网电价与火电(脱硫煤电)标杆电价。当前,全国各省区火电上网标杆电价0.25~0.45元/KWh,一到三类地区的集中式光伏要达到平价门槛,发电成本平均还需再降价50.9%、48.4%、50.4%。考虑到光伏降本增效的快速进步,以及在主动调整电力结构的国家意志下,燃煤机组标杆上网电价逐年均有不同程度上调,未来3-5年或出现光伏发电成本与煤电上网电价的金叉,光伏发电端平价上网将逐步实现。

集中式所需电价与火电上网电价对比(元/KWh)

资料来源:公开资料整理

分布式所需电价与火电上网电价对比(元/KWh)

资料来源:公开资料整理

    平价之后,光伏将迎来新的拐点。在光伏实现平价上网后,可从需求和供给角度演绎光伏拐点爆发:需求层面,全社会用电增速维持在6-8%左右,同时国家加强煤电产能退出(2020年煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内,2017Q3为10.8亿千瓦,十三五期间力争关停2000万千瓦),一方面,国家层面希望电力需求的缺口由不需要补贴的光伏等新能源来弥补,另一方面,主管部门在制定光伏装机规划时将不再考虑可再生能源补贴基金的规模限制;供给层面,光伏项目的投资核心驱动力是IRR,目前由于没有完全实现用户端平价,光伏项目的补贴拖欠问题将导致实际IRR较低,同时造成项目的现金流紧张,一旦平价到来,IRR将恢复到理论值,投资热情将再次点燃,市场将迎来爆发。

    全球新增光伏装机规模仍将保持高位

    国外传统市场萎缩但不悲观,新兴市场接棒助力。传统市场中,欧洲市场过去几年有所萎缩,而2017年欧洲议会提出欧盟2030年可再生能源在全部能源消费中占比达到35%的目标,但2015年欧盟国家可再生能源消费平均占比为16.7%,因此2017年后欧洲光伏市场仍有较大成长空间;美国光伏“201”案决议将对外国企业征税,但ITC政策已经决定由2016年末延期至2022年,利好美国光伏长期装机稳定,中国企业或将进一步加快降低生产成本以适应美国市场;新增装机传统市场需求稳定但不悲观,而如印度等新兴市场由于成本下降带来的需求提升十分显著,将成为海外光伏新增装机的重要区域。

2016年各地区光伏组件(规划)产能发布总量

资料来源:公开资料整理

    国内光伏市场超预期已成常态。从“十二五”光伏发展情况看,光伏装机增速远远超过国家能源局的规划:在《可再生能源发展“十二五”规划》中,2015年的光伏并网装机预期目标仅为21GW,而到2015年底光伏并网装机为43.2GW,年均增长率为122.0%,远超预期。同样,在《可再生能源发展“十三五”规划》中,2020年的光伏并网装机预期目标为105GW。但2017年上半年光伏新增装机达到24.4GW,2016年全年的新增光伏装机容量也达到了34.2GW,“十三五”规划的105GW光伏装机目标仅用两年时间便基本完成,可以预见“十三五”光伏最终安装量也将大大超过最初预期目标。

2017年1-9月新增装机42GW,分布式装机增幅达300%

资料来源:公开资料整理

    政策持续加码,为行业发展提供有力支撑。国家能源局2018-10-15发布了《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》,下达2017-2020年光伏指导装机规模合计86.5GW,分布式装机不受规模限制;2018-10-15,国家发改委和国家能源局联合发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》,明确2018-10-15前,试点地区完成分布式发电市场化交易平台建设、制订交易规则等相关工作,自2018-10-15起启动交易。

    新政如能成功实施,明年开始分布式光伏装机有望超预期。按照现在的政策,屋顶分布式光伏发电主要收入模式为“自发自用、余电上网”或“全额上网”。其中,“自发自用,余电上网”虽收益补贴优于“全额上网”,但因其用电企业多为中小企业,用电量需求波动性较大,且小企业信誉较低、经营状况不稳定,电费收取较为困难,所以分布式光伏电站运营商大多会选择收益率较低、但是信誉较高的电网企业的“全额上网”模式。新政如能成功实施,则部分必须选择“自发自用”模式的分布式项目可改为收益率更高的隔墙售电模式,运营企业的盈利水平将大幅提升。另外,距离消纳区域较近的地面分布式也可借此机会不需要指标提前开工。

    综上所述,我们判断全球2017年新增装机有望达到90GW,国内2017年新增装机有望达到50GW左右,未来全球光伏新增装机量稳步上升。

中国光伏新增装机量预测(GW)

资料来源:公开资料整理

全球光伏新增装机量预测(GW)

资料来源:公开资料整理

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