阳光电源资料收集

竞价落地 光伏迎旺季

竞价项目的落地,将促使光伏平稳过渡到平价上网的阶段;龙头企业继续凭借资金优势,在平价与竞价项目中遥遥领先于同行。

本刊记者 许梦旖/文

7月11日,国家能源局综合司发布了《关于公布2019年光伏发电项目国家补贴竞价结果的通知》,北京、天津等22个省(区、市)的3921个项目拟纳入2019年国家竞价补贴范围,总装机容量22.8GW。

同时,国家能源局给出了年内可建成并网装机容量40-45GW的预测指引。

并网消纳降成本

目前,分布式光伏正处于快速增长阶段。2019年一季度,国内光伏新增并网5.2GW,其中分布式增量2.8GW,超过集中式的2.4GW。截至5月,2019年国内光伏电站累计新增并网7.6GW,其中集中式光伏3.8GW,分布式光伏3.77GW。

竞价补贴名录的22个省市中,共有9个省份的补贴规模超过1GW,前三名为贵州省3.6GW、山西省3.1GW、浙江省2.5GW,前三名省份的装机容量占比达到40%,其中浙江省的分布式光伏补贴项目有1650个,居全国首位。

事实上,尽管此次竞价项目的规模符合市场预期,但补贴强度是明显低于预期的:补贴总金额约为17 亿元,低于可供支配的22.5亿元。

此外,就纳入2019年国家竞价补贴范围项目的电价情况来看,从I类资源区到Ⅲ类资源区,普通光伏电站平均电价分别为0.33元/千瓦时、0.37元/千瓦时、0.46元/千瓦时,全额上网分布式项目平均电价分别为0.34元/千瓦时、0.40元/千瓦时、0.48元/千瓦时。从I类资源区到Ⅲ类资源区,普通光伏电站平均电价降幅分别为0.072元/千瓦时、0.076元/千瓦时、0.091元/千瓦时,其中Ⅲ类资源区最高电价降幅达到0.193元/千瓦时。

国家能源局的数据显示,光伏成本和电价下降的幅度明显,在补贴强度上,自发自用、余电上网的分布式项目和Ⅲ类资源区普通光伏电站的最低补贴强度均为0.0001元/千瓦时,补贴退坡明显。

随着光伏行业技术成本的不断降低,并网消纳日益成为光伏新增装机的前置条件。在5月30日发布的《2019年光伏发电项目建设工作方案》中,国家能源局强调,各省级能源主管部门应与当地省级电网企业充分沟通,对所在省级区域光伏发电新增装机容量的接网和消纳条件进行测算论证,有序组织项目建设。按照申报的结果,各省组织有力有序,且严格落实了消纳条件。

对于电价补贴的改变,民生证券认为,本次光伏项目申报结果中电价降幅相对理性,能够在保障项目收益率的基础上,降低国内光伏补贴强度,并有效推进光伏装机建设。

在7月10日召开的光伏行业会议上,国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶介绍道,2019年1-5月,全国新增光伏装机达到7.6GW,同比下降44%,其中集中式光伏新增3.8GW,同比增长9%;分布式光伏新增装机同比下降61%。5月,全国光伏发电新增装机为1.4GW,同比下降42%,预计6月份新增装机规模显著增长,有望达5GW左右。

截至5月,2019年全国光伏发电累计装机容量达到182.1GW,其中集中式光伏电站 127.7GW,分布式光伏54.4GW,分布式光伏自2017年以来明显提速,占比由2015年的13.7%持续增长至2019 年5月的29.8%。

此外,竞价项目的落地对于缓解补贴压力、平稳过渡到光伏平价上网有着重要的意义。据申港证券测算,2019年全国光伏竞价项目补贴总额度约为17亿元,其中集中式项目补贴14.5亿元,分布式为2.5亿元。相对于2019年30亿元的补贴总预算,除去7.5亿用于户用分布式,此次竞价节省补贴约为5.5亿元。

光伏竞价项目虽然最终补贴量较预期略少,但对稳定市场需求起着至关重要的作用。

平安证券认为,短期来看,随着竞价项目、平价项目等启动,光伏组件产业链价格有望企稳,部分环节价格可能提升;中长期看,竞价机制降补贴效果明显,技术进步推动度电成本持续下降,未来两年国内光伏全面平价可期,行业成长性依然突出。

项目竞价增收益

不可忽视,自2018年起,国有企业对光伏行业的投资在加大,在平价与竞价项目中凭借资金优势领先于行业水平。在本批次竞价补贴目录所列项目中,前十名的企业装机规模达到 7.5GW,占全国的33%,其中国有企业占据5 席,总装机规模达到4GW。

从装机规模角度来看,国家电力投资集团与阳光电源分别在国有企业和民营企业中占据绝对领先地位。国家电力投资集团在2019年首批平价上网项目名单中装机规模达到1.1GW,2019年竞价补贴项目名单中装机规模为1.67GW,合计2.77GW。阳光电源在平价和竞价项目方面都在民营企业中排名首位,平价和竞价总规模为2.43GW,其中竞价装机规模为1.57GW,仅次于国家电投。

从各省的补贴需求来看,贵州省和山西省都属于 III类资源区,作为装机规模前两名的省份,补贴规模也居于各省前列,两省的补贴竞价总额达到7.4亿元。浙江省由于分布式规模最大,补贴需求中分布式占比也最高。

根据国家可再生能源信息管理中心统计,入围的 22.8GW竞价项目中,约0.9GW已实现并网,其他 21.9GW申报并网时间均在2019年。为避免逾期造成补贴降低,绝大部分未并网的竞价项目预计将于下半年建成并网,从而推进了上游光伏组件步入需求旺季。虽然2019年前5个月国内光伏装机仅为7.61GW,同比下降44%,但从整体上来看,光伏电池产量累计已达到43.3GW,同比增长16.4%。

随着竞价项目的开工建设,在出口及竞价项目的推动下,光伏上游具备产能、技术、成本优势的制造商将维持高增长性。

值得注意的是,此次纳入国家补贴竞价范围项目名单仅仅是取得补贴资格,最终能否按公布标准享受国家补贴,还要以项目是否按期全容量建成并网为准。对于逾期未全容量建成并网的,每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时;在申报投产所在季度后两个季度内仍未建成并网的,取消项目补贴资格;能源局将根据项目条件落实和建设实施等实际情况进行名单动态跟踪管理。

光伏相对于其他发电品种最大优势是建设期短、融资方式灵活、建设方式多样化,因而更适合民企投资者参与,但由于过去项目补贴占比高以及补贴拖欠,对项目现金流伤害很大,阻碍了很多投资者进入光伏领域。此次竞价结果可以看出,由于竞价项目补贴敏感性减弱,项目现金流和收益确定性都在增高,投资方也呈现出了多样化的特征。由此,获得大量竞价项目的光伏中游龙头制造民企,将会充分受益于此次国内市场的启动,有助于未来光伏平价后更大规模地推广。

例如,单晶硅料和单晶PERC电池片龙头通威股份近年来在下游电站投资领域的力度也日益加大。截至2018年年底,通威股份已有1.2GW的光伏电站。在2018年结束的第三批领跑者中,通威股份和晶科电力联合体中标了泗洪200MW项目;在2019年上半年的平价和竞价项目中,通威股份又获得1240MW的项目规模。

同样,获得大量竞价和平价项目的逆变器龙头阳光电源,业务以BT和EPC为主,其在下游光伏电站领域的投资也是分外亮眼。在2018年结束的第三批领跑者中,阳光电源与三峡新能源联合体中标了陕西渭南100MW和青海格尔木500MW,共600MW的项目。其中,青海格尔木500MW项目的中标电价0.31元/千瓦时,是迄今为止国内光伏项目的最低中标电价;在不久前结束的齐齐哈尔示范基地的招标中,阳光电源投出了0.3元/千瓦时的电价。不仅如此,在2019年上半年的平价和竞价项目中,阳光电源又获得了2430MW的项目规模,项目规模仅次于国家电投。从公司近一年的电站开发领域的表现来看,阳光电源无疑是光伏制造业民企中的一匹黑马。

当然,国家电投在光伏领域的老大地位依旧是无可撼动的。截至2018年年底,国家电投集团累计持有的光伏项目总规模达到15.9GW。在历次的领跑者基地招标中,国家电投都是最大的赢家。2018年结束的第三批领跑者中,国家电投累计中标1645MW,占到总规模的33%;2019年上半年的平价和竞价项目中,国家电投又获得了2774MW的项目规模,遥遥领先于同行。

不仅如此,国家能源局还特别指出,“国家将……进一步完善工作机制,保持政策的连续性、稳定性,提早谋划、及早安排明年竞价相关工作。”

国金证券预测,2020年的补贴额度和政策机制落地时间将显著早于2019年,从而为2020年的国内光伏建设创造更好的条件,预期2020年国内新增装机规模有望上看50GW

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长期潜伏2019-07-31 13:57

深度报告||光伏行业新“黄金十年”:平价上网拉开序幕

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啊劲2019-07-30 10:05

旧新闻,去年的事情

长期潜伏2019-07-30 08:51

能源一号:目前央行及各地政府都在力挺中国上市公司,将会有陆续政策出台,您对此怎么看?
曹仁贤:我认为是正面向好的。不过包括阳光电源在内的新能源企业来说,现在最重要的是期盼出台新政。“531”光伏限制政策之后,部分国内的新能源政策没有连贯起来,导致明年储备的项目偏少。而现在,需要更进一步,各方应尽快出台新政,其中就包括明年的指标规划。有关部门不仅不应该调低规划,而是要尽快下发和明确政策,否则地方不知道怎么干。
能源一号:储能业务发展情况如何?
曹仁贤:我们的“光伏+储能”业务,需要从“功率”向“能量”进行转变。比如在发、输、配、用等四个环节上进一步挖掘潜力,洞察这个市场,而不是完全依赖于光伏。不能只看到削峰填谷的机会。只有进行这种思路和战略的转变,“光伏+储能”的开拓才可能变得更宽、更广一些。所以,现在阳光电源公司的运营情况还是不错的。今年以来,储能业务还在继续增长之中。
能源一号:在光伏行业发生变化的时候,阳光电源是否在各方面也会更加谨慎?
曹仁贤:这是当然的。如果客户和经营模式差不多的话,那么经济下行时不能贸然开辟新的业务。选择项目、选择伙伴都需要更为谨慎一些。
能源一号:逆变器业务,还属于公司的发展重心么?
曹仁贤:我们的逆变器业务发展得很快。虽然现在国内(有一定变化),但海外市场、海外家庭光伏及国内扶贫项目等都有不少机会,它还是核心之一。此外,我们的浮体、清洁能源投资、新能源投资也在展开之中。如今逆变器收入不到阳光全部收入的50%,各类业务都有一定的平衡。整体而言阳光电源基本稳住了去年的水平,全年可能不会出现(业绩)下滑。
(阳光电源前三季度净利略降)
能源一号:公司采取了哪些金融和具体措施,来稳定业务发展?
曹仁贤:有些项目会选择融资租赁模式,有的则引入混合所有制,与一些有实力的国企和央企联合协作。
能源一号:您觉得,最近央行和地方会出台的相关措施,是否对上市公司有效?阳光电源本身的资金和股权质押情况是否良好?
曹仁贤:阳光电源(大股东)的质押率是非常低的,只有10%多一点。即使在现如今(A股上市公司整体股价大跌的)情况下,阳光(大股东)补一点仓就可以。而且我们的负债率也是60%以下,企业较正常、保持着财务的健康与良性运转。($编者注:截止目前,曹仁贤先生直接持有公司股份 4.51亿股,占总股本的31.06%,其中已质押 7209万股,占其所持公司股份的15.98%,占公司总股本的 4.96%。$)
阳光电源曹仁贤董事长在下午的主题演讲中还指出,光伏发电发展前景良好,逐步由补充能源向替代能源转变,100%清洁能源供电是可以实现的。此外,光储融合是加快光伏快速发展的最佳解决方案,未来储能将与光伏发电等可再生能源深度融合,高度参与电网建设。
他还表示,技术创新是发展关键,围绕着度电成本下降和光伏、风力发电稳定性提升的系统应用技术创新成为主流趋势;加强光储深度融合,提高电网友好性,让高比例可再生能源应用成为可能。曹仁贤董事长表示,中国光伏产业正处于平价上网前夕,企业应坚定内心练好内功,研发创新和市场推广不能放松

长期潜伏2019-07-30 08:43

储能的发展空间也给我们的工作带来了一个问题,储能到底能降到多少?最终的量是多少?
我们现在只是从锂离子电池推导来讲,一个储能系统如果年利用小时数达到200小时就可能盈利的话,如果以分布式发电的广泛应用,我们理清楚一些市场性的东西,将来的量就会比较大。同时也面临一个很大的问题,即使一个储能系统在江苏,在用户侧去套利、安装,五年能够保证它回收,甚至将来可能四年半,三年,但是江苏有多大的空间呢?在江苏,如果发展500万储能,峰谷肯能就被拉完了。
但是我们从另外一种形态上来看,可能就会不一样了。
储能装机容量
倒推一下,如果储能在系统中间的装机容量达到10%甚至20%,我们的电网还有那么复杂吗?安全、高压问题还有那么紧迫吗?从这样的角度来看,高比例的储能装机容量是电力系统对现在运行形式的变革,我们应该按照另外一个思维,事实上高比例的储能它在电网中就会形成所谓的聚合效应。
我们在河南现在正在做100兆瓦,对于河南的峰谷问题的调节,所有的调节只要聚合起来,都不成问题。因为过去是单一功能,现在是多种功能,不论是省内的新能源消纳、跨省的新能源消纳、电网的暂态支撑,在一天的曲线中间全部得到了应用,它突破了传统对电网作为资源调配的平台。
我们现在提出电网的聚合效应,起码有一个功能可能是意外获得的。河南现在有两条特高压线,两条线的输送容量可以达到1400万千瓦。河南现在怎么用?两条线加起来不到600万,为什么?因为远端的东西一旦垮了,河南就必须找出同样功率的机组去平抑,要不然至少有800万的输送能力完全在那儿空着。而特高压的交流闭锁也并非常态性,如果采用这种保护方式,电缆输送能力将大大被限制。而对这一情况的支撑,我们预算一下,我们有560万的储能装机,只要顶6分钟,这个问题就可以得到解决。
如果把这800万的输送能力余出来,按5000小时算,每年多送400亿度电,过路费按0.12元收取就是48亿元。
此外,也将提升交易的手段。现在的峰谷定价不是反映供需平衡的真实原因,将来的峰谷肯定是竞价制,15分钟报价。一个成熟的电力市场,它的中长期能源合同占电量的80%,日前交易的合同应该占15%,实时交易的合同5%,储能在最后的5%,将有比较大的空间。也就是说储能可能会改变跨区域电力交易。
储能有一天会发展到那一步,至少从现在看,储能是一个重资产投资。接下来,储能的发展除了自身降价之外,还有一些天然的低边界成本性的内容,梯次利用确确实实为未来的储能提供了一个比较大的低边界成本的载体,而且这个量将会非常大。
未来储能可能的颠覆
粗算一下,电动汽车去年是100万辆,今年可能是200万辆,明年可能是500万辆电动汽车的保有量,2030年可能有5000万辆。如果每辆车按80度电去配置,这5000万辆车相当于一个40亿度电的水库,当然不是每天要交易40亿度电。
2016年,国内一年的平均上网电量为160亿度,40亿度电对电网是双刃剑,让电网非常舒服,也可以一夜之间把电网搞垮。到那个阶段由梯次利用和电动汽车这种分散式的能源可以交互聚会的时候,它就形成一个巨大的资源。当然电动汽车是海量的V2G的电动车桩,这时候有这样一个量,我相信未来电网系统的结构会发生变化,也就是说我们存在这种资源。
在这样一个阶段以后,可能就是储能材料的工艺结构以高比能、高安全这种创新,得到了一个更加的冲击化。至少现在从理论上来讲,锂电池是化学金属元素的第一位,之所以大家用锂电池是因为锂电池的自然能级差是最高的。
锂空气电池按照能级推算,一公斤可以存11.5度电,燃煤一公斤发3.3度电,到现在还在争论是建立输电线划得来还是运煤划得来。如果一个储能载体到了五度电的时候,我们是架设电网划得来还是运电池划得来,还真的不好说。
因为高比能的储能载体的出现,我们未来的能源形态如果在一定程度上依赖于可再生能源的话,可再生能源最大的问题在哪里?是在于它的低能量密度,低能量密度如果用电网把它汇集起来的时候,这个会聚的资源所付出的成本过大。如果我们将太阳能会聚起来,太阳能一年发一千多个小时,我架一条线利用率六分之一,那这个会聚所付出的成本也太大了,将来是运电池,把电池充满了运过去,如果到那一步,确实对电网的形态发生了变化。

长期潜伏2019-07-30 08:40

中国储能网讯:近日,在苏州举行的2018智慧能源发展高峰论坛储能分论坛上,来自中国电力科学研究院的首席科学家惠东做了电力储能应用发展趋势研判及储能标准体系建设的演讲。主要从以下几方面对储能做了全面的解析。
储能在电力系统的定位和切入
储能在电力系统的应用定位:由于减排导致的能源结构的变革,也就是发电侧;资源约束迫使电网从功率传输转向电量传输;用户侧高质量、个性化、互动的未来需求,在于配电和用电领域。
储能:跨学科的战略技术
储能现在是跨学科不断升级换代的战略技术,储能的引入试图颠覆传统电网的工序平衡,关键因素在于时间因子,一般有一个时间范围,比如长时间周期,短时间周期。如果我们讲储能技术本身,实际上是讲储能装置技术和储能应用技术两个层面。从规模来看有时候会讲大规模集中式储能和分布式构成的大规模储能的概念。
不管储能的应用有多少种,大概内容基本相似,是以调频调峰或者类似的技术支持来看待储能上的功能应用。我们做了大量的储能,都是在做功能上的验证,因为现在还很少有满足商业性的储能。即使在国外已经有许多的应用,至今能赚到钱的,可能只是美国调频上有几家达到了回本的程度,其他的还看不出来,因为还没有在全寿命上对它真正进行验证。
但是储能这些年来,以电化学为主的储能载体,确确实实发生了一些比较大的变化。2010年,锂电池储能电站的价格综合度电成本是2.42元,到了2018年,应该到了0.4-0.5元的水平,到2020年预测会到0.25元。
至少现在来看,储能的峰谷套利概念还是接近了所谓的经济性拐点,毕竟还有进一步下降的空间。从不同省份的工业电价和商业电价的差距来看,大家对储能在电力系统的应用还怀有比较大的企盼性。
现阶段探索储能在电力系统的应用模型,切入点无非是这么几个。
一、客户端的峰谷差价套利;
二、储能提高输配电设施应用率;
三、储能参与需求侧管理应用模式;
四、提高可再生能源的友好接入;
五、提升微网稳定运行能力;
还有一些传统的调峰调压、黑启动等辅助服务。这是我们现在应用比较多的切入性的储能。今年围绕这些功能或者切入的模式做了很多项目,比如我们在可再生能源侧有鲁能的多能互补项目,黄河水电的项目,还有调频辅助服务项目;用客户侧有峰谷套利的项目,以及河南、江苏正在做的电网储能项目,还有由能源公司做的辅助调峰的论证项目;充储一体化,快充站配电资源不够,以后相当多的场合需要配电储能以缓解快充站给电网造成的冲击。
未来三年看上去很热闹,以至于各种平台上都在讲储能爆发时代来了,其实未来三年甚至于更长时间,储能还是一个技术试错时期,这种规模化示范和模式试错阶段,它需要经过反复的迭代,但是并不意味着储能不往前推动发展。
储能未来的后劲和动力