光伏系列报告:市场化交易摆脱单一客户风险,分布式将大发展
2019-12-02 14:09:12
电新产业研究
作者:游家训、陈术子

分布式光伏已经实现了用户侧的平价上网,但是在2017年的分布式装机中,依旧以依靠补贴为主的全额上网的项目为主。主要原因是分布式的商业模式基础是合同能源管理,合同期限需要有20-25年的可行性才能保障项目的收益,这种情况下风险较大。能源局发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》,将推动分布式能源向市场化售电发展,避免单一客户的风险,提高收益率项目收益率,从而真正的实现用户侧的平价上网,《通知》的长期政策价值是巨大的,随着成本的快速下降,分布式面临进一步的高增长。

摘要

1.度电成本快速下降,用户侧平价已经实现:随着系统成本的快速下降,中东部地区的光伏度电成本约0.68-0.99元/kwh,彭博测算仅为7.5美分/kwh,目前用户侧电价约0.43-0.96元/kwh,而光伏目前的成本已经在大部分情况下实现了平价上网,出现了明显的内生性。

2.商业模式成为限制分布式发展的瓶颈:目前用户侧已经平价,但70-85%的项目依旧依采用的是全额上网模式,背后最主要的原因就是自发自用模式以合同能源管理为主,存在被拖欠电费的可能。在这种情况下,企业即使明知道自发自用的模式收益率更高(对标用户侧电价),他们也会选择全额上网的模式(对标发电侧电价),这就限制了分布式的进一步发展。

3.市场化售电,完善分布式商业模式:能源局下发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》,正式提出分布式项目可以参与市场化交易,实现隔墙售电。如果能推广,分布式将摆脱单一客户购买模式的风险,该商业模式更强壮。我们预计,金融系统支持或参与这类分布式的意愿将更强。

4.分布式空间较大:以德国、美国的情况为基础,我们推算中国未来分布式光伏可以安装至300-500GW,而截至到2017年9月份,我们安装量不足30GW,未来发展空间较大。

5.投资建议:强烈推荐制造龙头通威股份,隆基股份,晶盛机电,分布式标的:正泰电器,阳光电源,林洋能源。

风险提示:电网对新政策执行力度不够、行业需求不及预期、成本下降幅度不及预期。


一、度电成本快速下降,商业模式成瓶颈

1.1 系统成本快速下降

组件成本下降带动成本快速下降:分布式光伏成本中组件成本超过50%,所以组件成本的下降会在很大程度上影响系统投资成本。组件成本自2016年到2017年出现了明显的下降,下降幅度为30.23%。同时光伏系统效率不断上升,非组件(Balance of Sysytem, BOS)成本也实现了一定程度的下降。目前来看,系统投资成本仅5.5元/瓦,如果考虑到总包方的利润,系统成本将达到7元/瓦,预计未来3年,系统成本有望成目前的5.5-6.5元/瓦,下降至3.5-4元/瓦。

以1500V为代表的新技术应用推动系统成本持续下降:在分布式光伏系统中,电缆的成本约占总成本的3.8%,而线缆价格受国际铜期货价格的影响较大,在这一价格较为稳定的背景下,电缆价格下降难度较大。但1500V新技术的应用所导致的系统电流下降可以让整个系统的线损减少,实现了系统投资成本下降。


1.2经济性快速上升,已经达到用户侧平价

在系统成本快速下降的背景下,度电成本快速下降:随着系统成本的快速下降,发电成本也快速下降,根据我们测算,系统成本每下降0.5元/瓦,度电成本能够下降0.04-0.06元/kwh,按照目前系统成本约7.5-5.5元/W,度电成本约0.68-0.99元/kwh。

目前已经达到用户侧平价:中国居民电价、大工业电价和工商业电价中值分别约0.52、0.64和0.84元/KWH,而均值分别为0.52、0.61、0.83元/KWH,就电价而言用电量高的中东部地区普遍比西部地区要高。而光伏目前的成本已经在大部分情况下实现了平价上网,出现了明显的内生性。


 


 


1.3 缺乏有效商业模式,分布式依旧依赖补贴

我国目前分布式光伏发电有两种模式:

全额上网:将全部电量出售给电网,经济性是按照光伏发电成本与火电发电成本进行比较,目前依旧需要补贴;

自发自用,余电上网:首先自己使用,然后将富余电量出售给电网,如果自用比例可以达到100%,经济性是按照光伏发电成本与用户侧电价进行比较,已基本不需要补贴。


 


虽然目前,用户侧已经平价,但70-85%的项目依旧依赖补贴(调研得到),采用的是全额上网模式,背后最主要的原因就是商业模式。

分布式项目自发自用的大部分采用的是合同能源管理模式,即按照用户电价打折(95折或者85折)之后收取电费,这样就可能会被拖欠电费。所以在这种情况下,企业即使明知道自发自用的模式收益率更高的情况下,他们也会选择全额上网的模式。

二、从合同能源管理,向市场化售电发展

2.1 政策保障为市场化售电奠定基础

理清输配电电价成为电网退出的基础:2016年10月11日,国家发改委下发的《有序放开配电网业务管理办法》明确指出,还原电力商品属性,输配电价按照“准许成本加合理收益”原则,核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价。

隔墙售电试点先行:能源局下发,《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》,正式提出分布式项目可以进行隔墙售电,试点地区中的分布式项目迈出了从合同能源管理向市场化售电转变的第一步,以工商业项目为例,可以由单一业主变为园区售电,客户风险从政策上得以解决,也就意味着,自发自用项目的风险折价降低,行业整体经济性得以提升。


 


2.2 分布式光伏从合同能源管理向市场化售电发展

自发自用以合同能源管理模式为主:现有自发自用的分布式光伏项目主要是合同能源管理(投资主体和用电主体不一致),面临较大的风险:用电方很少能够存续20年且存在电费拖欠的问题,所以整体风险风险较大。

此外现有政策尚未对全额上网、余额上网模式的转换提出明确可操作的规定,为了有效规避高风险,目前行业中约80%以上项目采用全额上网模式。

市场化售电后,项目回报率能有效提高:市场化售电后,项目回报率能有效提高:假设隔墙售电在业主条件较好的浙江地区推行,自发自用比例10%,用户电价0.85元的情况下,IRR约为7%,随着自发自用比例的提升,自发自用比例每提升10%,IRR约有1.5个点的提升空间。

风险显著下降,有望大规模引入银行资金:随着分布式项目能够隔墙售电,参与市场化电力交易,项目的风险将显著下降。长期来看分布式项目将有望引入银行资金(目前极少数分布式项目能够获得银行资金),从目前5-7年,向10-15年发展,从而加速分布式项目的发展。


 


三、分布式仍有较大发展空间

3.1国际借鉴,工商业分布式地位重要

全球:光伏产业良好发展。商用分布式前景向好

全球光伏装机量持续增长:全球光伏新增装机量为70GW,为2015年的1.3倍。全球光伏装机总量达到300GW。其中,中国以34.54GW,领跑全球市场,美国达到14.76GW,日本为10.5GW。受益于组件等系统成本下降以及技术发展,如光伏1500V,中美光伏快速发展,对全球光伏起到推进式作用。

商用分布式发展整体优于住宅分布式:总量上,2010年商用分布式达到15.75GW,住宅分布式达到15.04GW,商用分布式装机量自此达到反转,反超住宅分布式。2016年,商用分布式为82.61GW,远超住宅分布式59.44GW。增量方面,自2008年起,商用分布式增量超过住宅分布式增量,并呈现逐年递增态势。

光伏产业多国发展良好,商用分布式前景光明:多国光伏产业良好发展,中美光伏产业在2016年皆取得不同突破。系统成本下降以及技术革新带来的效率提升推动了各国光伏发展。预计未来全球光伏装机量持续较快增长。其中,由于中国政策支持,美国“社区”太阳能态势发展,德国商用分布式正处于上升期等大国因素影响,全球商用分布式前景较为光明,预计仍会保持稳定增长。


美国:光伏发展跃进增长,“社区”光伏太阳能趋势明显

受系统成本下降影响,2016光伏产业“大跃进”:2016年大约36分钟就增加1MW,全年美国光伏装机共计14.762GW,比2015年增加近一倍。光伏装机历史上首次超越其他电源新增装机,占2016年新增装机的39%(燃气发电占29%,风电占26%)。光伏价格方面,2016年第四季度光伏系统成本相比2015年同期平均下降了20%。 2016年第四季度美国屋顶光伏系统价格为2.89美元/瓦,商用建筑光伏系统平均价格为1.62美元/瓦,而大型地面光伏系统平均价格为1.06美元/瓦、单轴跟踪光伏系统平均价格为1.18美元/瓦。

整体装机数量预计未来三年持续增长:到2016年底美国累计光伏装机容量39.37GW,其中住宅7.89GW,商用6.3GW,两者合计占比36.11%,集中式电站为25.15GW、占比63.89%。据BNEF预测,住宅与商用光伏新增装机在未来三年仍将保持超过10%的增长率。其中,商用光伏增速放缓,住宅光伏则快速增长。受2008年ITC对集中光伏电站的开放、光伏系统成本的进一步下降等影响,投资者更偏好大型光伏系统投资,商用光伏发展减缓。住宅光伏则受到较多激励政策,如净电价计量等,以及商业租赁模式成熟影响,装机量快速增长。

共享太阳能受关注,“社区”光伏太阳能优势明显:目前多项社区太阳能计划已在卡罗莱纳州、佛罗里达州、肯塔基州、俄亥俄州和印第安纳州等地启动。据BNEF显示,全美共有86个社区太阳能项目,完成装机总量为110兆瓦。社区太阳能项目的建设成本可低至48美金/MWh(不含利润)。社区太阳能模式下,客户通过从光伏电池板阵列中认购或租用光伏板,可将其消费的电力与所认购太阳能板生产的电力在电费账单中相抵。由于安装屋顶太阳能设备受到条件制约,社区太阳能间接消除了这种资源制约,社区太阳能市场潜在规模巨大。


 


德国:相比住宅分布式,未来注重商用分布式发展

前期住宅分布式起步较快,商用分布式后来居上:德国住宅分布式于1990s得到发展。受益于1990年后陆续推出推出光伏FIT(Feed-in Tariff),带有补贴的“1000屋顶计划”,提供免息贷款的“100000 屋顶计划”等政策计划,住宅分布式得到快速发展。截至1999年,德国光伏装机全部为住宅类。自2000年推出可再生能源法案(EEG),2002年调整光伏项目容量上限,商用分布式开始快速发展。目前,商用分布式已远超住宅分布式。到2016年底,德国光伏累计装机40.39GW,其中,商用分布式占比48.8%,住宅分布式占比23.94%。

相比住宅分布式,商用分布式发展空间较大:住宅分布式在早年已收到大量政策性鼓励及推广,普及程度较高。在商用分布式发展后,住宅占比逐年减少。而受到德国地域形势(多山)、人口分布(密度大)限制,大型光伏电站虽比例逐年增加,但其总体发展潜力有限。预计未来分布式发展主要为商用分布式,保持稳定快速增长。


 


3.2相比之下我国分布式仍有较大发展空间我国分布式光伏发展虽快,但占光伏装机总量比例小:国内分布式光伏累计装机容量从2011年的0.5GW到2016年10.32GW,其复合增长率高达270%,在各项政策的支持下经历了飞速发展;截至2016年底我国光伏累计装机容量为77.42GW,分布式累计装机占比13%,其中真正属于居民户用分布式的项目仅有0.33%,属于工商业分布式的项目为6.56%。


我国未来用电和装机潜力较大:从人均用电量来看,美国和德国作为发达国家已经基本稳定,相比之下我国还有较大的增长空间,而另一方面全球发展对环保、可持续的诉求使我国光伏、风电等新能源发电未来还有较大空间。从住宅和商用的人均装机量对比也可看出我国分布式装机较低。


测算显示相比发达国家,我国未来分布式有巨大的空间:从人均土地面积看,我国虽然整体高于日本与德国,但中东地区经济发达、人口密度高于德国和日本,而西北地区经济相对落后人口密度低于美国,综合考虑我国与美国更具有可比性,而中东部地区与德国和日本可比性更强。

根据彭博新能源数据,我国2016年居民分布式装机仅有271MW,工商业分布式仅有5.2GW。选取不同的参照国对我国分布式装机容量进行测算,以美国为参照国测算得出我国居民分布式光伏装机容量应达到7.9GW,工商业分布式光伏装机容量应达到6.3GW;以德国和日本为参照国,测算得出我国分布式装机累计应至少达到204GW。无论选取哪国为参照,我国分布式光伏装机量未来都有非常大的增长空间。


四、中国分布式发展历史

4.1 “金太阳”:事前补贴存在天然制度漏洞

海外市场下滑,国内市场亟待发展,金太阳工程应运而生。2009年之前,国内光伏市场基本只参与了产品制造环节,上游原料、制造设备、终端市场集中于国外,光伏组件95%用于出口,受08年金融危机影响,海外市场急速下滑,迫切需要国内市场迅速兴起,解决产品消纳及产业发展问题。在此背景下,2009年7月16日,财政部、科技部、国家能源局联合发布《关于实施金太阳示范工程的通知》,计划通过财政补助,实现国内光伏产业规模化的大发展。


极高初装补贴事前发放是金太阳工程的天然制度漏洞。其实在金太阳工程之前,2009年3月,政府已经推出了对光电建筑20元/瓦的极高补贴政策,金太阳工程原则上可以按项目总投资额的50-70%给予事前补助,开发商只需取得电网和屋顶路条就可申报,在较为宽松的补贴政策之下,行业骗补、劣质工程频出。2013年审计署通报348个违约项目,违约资金超16亿,部分项目单体违约资金超过2000万。

2013年金太阳政策废止。2013年3月,财政部首先停止了金太阳示范工程的新增申请审批,5月,正式出台了《财政部关于清算金太阳示范工程财政补助资金的通知》,要求对2009-2011年金太阳示范工程财政补助资金进行清算,永久收回没有完工项目的补贴资金,暂时收回没有按期并网项目的资金。据中电联数据,2009-2011年的金太阳示范工程项目中,约80%项目在清算中均未达标,尽管金太阳通过补贴促进产业发展的方向是正确的,但制度设计、审核管控中的漏洞滋生了行业乱象,影响了光伏正常的成长发展路径。


4.2 政策逐步细化,分布式项目仍在探索期政策逐步规范细化,进入度电补贴阶段。金太阳工程虽然戛然而止,但补贴支持产业发展的方向并未改变,2013年8月,发改委发布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》,明确分布式项目按照0.42元/瓦补贴,余电上网按照标杆电价收购、分布式自用电量免收各类费用。基本出现了“自发自用,余电上网”和“全额上网”两类模式的雏形。


 

分布式推广仍依靠补贴,尝试探索市场化售电路径。分布式项目补贴政策逐步细化、从粗放式提前发放转为了国补、地补逐层分条件发放,2015年之前政策集中于通过直接补贴形式,提高项目经济性,一度也出现了以“嘉兴模式”为代表的高补贴推广方式。但高补贴持续性差,仍未从制度层面收益性与风险问题。2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出了“允许拥有分布式电源的用户参与电力交易”,出现了分布式项目向售电模式转变的信号。

4.3 成本下降,风险有望分散,分布式崛起

成本下降提升风险收益比,分布式光伏进入快速发展通道。2016年分布式发电成本迅速下降,组件成本从4.3元/W下降至3元/W,度电成本下降至0.5-0.6元/kWh,用户侧基本实现平价。补贴虽有下降预期,但总体政策基本维持稳定,分布式项目回报率持续提升,迎来了爆发式增长。

风险端即将出现质的改变,分布式长期空间巨大。不论过去的补贴政策还是系统成本的下降,都是通过收益率提升改善经济性,但最新《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》如果可以顺利试点推广,政策层面有巨大价值,市场化售电有望逐步展开,通过隔墙售电可以显著分散单一客户风险,从而提升项目经济性。交易机制逐步趋向市场化,收益与风险的平衡点提升,国内分布式有望探索出走向最后一公里的商业模式,促进产业以更健康强劲的方式发展。

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