光伏專家會議紀(jì)要

新用戶57591522 2021-09-25

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迎新朋友?：

一直陸陸續(xù)續(xù)有新老朋友來，大家也蠻關(guān)心A叔的近況,可能大家都知道我的經(jīng)歷，現(xiàn)在當(dāng)然早過了財務(wù)自由的階段，這兩年過著炒炒股票，打打德州，偶爾澳門一日游，膩了就去海上漂幾天的日子。

股市沒有神，我說的也不盡然全對。公號取名的時忘了告知小友助理，用A叔就好不要用神。所以以后大家留言，客氣的話叫我聲A哥或A叔就很好。

這里主要分享心得和交流邏輯，股市是一個自我修煉的地方，前輩們也最多給你們一些提醒，讓你們少走點彎路，最大的敵人還是你們自己。而你會發(fā)現(xiàn)其實最終能幫你的也只有你自己，我不行！養(yǎng)家不行！小趙也不行！

—————博觀而約取，厚積而薄發(fā)—————

裝機展望

隨著進入平價時代，2021年月度光伏裝機量相較于2020年更加平穩(wěn)，沒有出現(xiàn)明顯的搶裝情況。今年1-8月，國內(nèi)光伏新增裝機約22.05GW，其中戶用同比增長137%，工商業(yè)同比增長36%，地面電站裝機同比下降12%。

戶用市場

2021年帶補貼的戶用光伏指標(biāo)由6GW增長到16.5GW，推動了戶用光伏的大力發(fā)展。同時，受整縣推進政策帶動，戶用光伏的開發(fā)主體也由以自然人為主轉(zhuǎn)變?yōu)槠髽I(yè)租賃農(nóng)戶屋頂形式開發(fā)為主，利好戶用光伏的快速增長?，F(xiàn)有企業(yè)投資模式下，專家測算收益率預(yù)期在9-10%之間。專家預(yù)計，今年11月之前，月度戶用裝機量在1.8-2GW之間，最后一個月可能出現(xiàn)搶裝情況，全年預(yù)計新增裝機18GW。

地面電站

2021年是地面光伏電站去補貼的第一年，受到組件價格上漲的影響，今年1-8月地面光伏電站裝機量同比下降。根據(jù)專家對投資企業(yè)進行的摸底調(diào)查，大家對1.8元/W的價格是可以接受的，對開發(fā)商來說更難以接受的是組件價格的不斷調(diào)整，因為價格的談判會影響地面電站的裝置進程。

從定標(biāo)量來看，地面電站整體的開工量跟去年是相當(dāng)?shù)模浅杀旧蠞q（包括組件、鋼材、水泥等）可能會影響施工的進度。以組件價格1.8元/W并配備2小時10%儲能，總投資4.4元/W測算，全國僅45%的地區(qū)可以實現(xiàn)6%的項目收益率，主要集中在東三省地區(qū)及廣東、福建等東南部電價較高的地區(qū)。

工商業(yè)分布式

工商業(yè)分布式的裝機數(shù)據(jù)較難追蹤，但專家認(rèn)為今年9-12月可以實現(xiàn)每月1GW左右的裝機量，全年總裝機量應(yīng)該可以達(dá)到8GW。目前全國的工商業(yè)光伏裝機主要分布在東南部地區(qū)，包括浙江、江蘇、山東、廣東等地。

目前工商業(yè)主要有兩種并網(wǎng)模式 – 自發(fā)自用余電上網(wǎng)及全額上網(wǎng)。自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式的自用部分一般都是跟企業(yè)以合同能源管理的模式進行的，以工商業(yè)/大

工業(yè)電網(wǎng)電價折扣形式，在現(xiàn)在能耗雙控比價嚴(yán)格的情況下對企業(yè)節(jié)能也是一個利好。根據(jù)專家對東部10省3市進行的測算，自發(fā)自用的項目收益率若能以工商業(yè)電價優(yōu)惠1毛錢，則收益率達(dá)到10%以上，大工業(yè)電價優(yōu)惠一毛錢，則收益率能達(dá)到8%以上。而由于電網(wǎng)上網(wǎng)電價較低，僅3-4毛錢的水平，因此全額上網(wǎng)模式的收益比較低。

政策方面，峰谷電價政策的推行有助于工商業(yè)分布式項目，尤其是自發(fā)自用項目的收益率提高。尤其是在能耗雙控的背景下，各地需要考核可再生能源的權(quán)重，部分地區(qū)，如北京上海，由于土地資源有限無法發(fā)展地面光伏和風(fēng)電，給分布式光伏提供了特殊補貼以提高自己本地非水可再生能源的占有率。

自發(fā)自用分布式在2020年的裝機量由2017、2018年的15-16GW下降到只有5GW的原因主要是因為全額上網(wǎng)項目在2021年之前有補貼，專家認(rèn)為沒有補貼之后目前只能做自發(fā)自用。而在組件價格下降至1.5-1.6元/W之后，全額上網(wǎng)項目也能取得較高的收益率，到時工商業(yè)分布式裝機會得到進一步增長。同時，整縣推進政策有利于增大工商業(yè)分布式項目規(guī)模，降低融資成本，促進工商業(yè)項目發(fā)展。

整體來看，專家對今年全年裝機預(yù)期下調(diào)5-6GW至50-53GW，其中工商業(yè)分布式與預(yù)期相當(dāng)，戶用好于預(yù)期（17GW），地面電站低于預(yù)期：帶補貼項目結(jié)轉(zhuǎn)了10GW，但實際上僅并網(wǎng)了6GW不到，下調(diào)3GW；平價上網(wǎng)項目結(jié)轉(zhuǎn)50GW，預(yù)計可以完成60%，即26-27GW。在碳達(dá)峰碳中和的背景下，全球的需求量比較大，今年前9個月的出口也是穩(wěn)中有升。預(yù)計全年出口量90-95GW，全年海外新增裝機110-115GW，即全球新增裝機160-170GW。

專家認(rèn)為2022年國內(nèi)光伏裝機會有較大的增長，可以保證70-80GW左右的裝機量。海外的增長在20%左右。按照220GW全球組件需求測算，明年整個光伏產(chǎn)業(yè)鏈最緊的環(huán)節(jié)還是在硅料。雖然按照目前已經(jīng)開工的項目測算，2022年硅料產(chǎn)量

大概可以滿足250GW的組件需求，但供應(yīng)仍然偏緊，且存在產(chǎn)業(yè)鏈結(jié)構(gòu)不平衡的情況。

此外，能耗指標(biāo)的限制和限電等不確定性因素可能會導(dǎo)致全球硅料供需形式較目前預(yù)測的情況更緊。專家認(rèn)為隨著明年產(chǎn)能釋放硅料價格會走低，但不會大幅下降，低點應(yīng)該在150-170元之間，仍然相對較高。

分布式占比方面，今年預(yù)期占到近50%的水平，整個十四五期間在35%左右。在今年之前很少有央企參與分布式，現(xiàn)在整縣推進政策的推動下，央企開始參與分布式項目。專家認(rèn)為未來央企會是最終的分布式大項目持有方，正泰、天合等民企會在中間執(zhí)行，但是因為民企的資金有限，做到一定量之后會打包出售給央企。

長遠(yuǎn)來看，未來十年需要2萬億度非水可再生能源，主要是靠風(fēng)光貢獻，也就是120-130GW的裝機?？紤]到光伏的利用小時數(shù)偏低，按照風(fēng)40GW，光伏80GW測算。

專家認(rèn)為裝機的增長主要來自于三部分：

1）整縣推進可以保障每年分布式光伏新增30GW以上；

2）大基地項目，青玉直流、鄂爾多斯外送通道等已經(jīng)開始統(tǒng)一招標(biāo)，約20GW的裝機量；

3）各省保障性規(guī)模，按照1/3完成率測算，預(yù)計可完成20-30GW。

政策

綠電/綠證

今年9月7日啟動了第一批綠電交易，共17個省200多家市場主體參與完成了近80億綠電的交易。交易的買方主要是承諾用綠電的企業(yè)，包括一些外資企業(yè)、出口的企業(yè)等。賣方主要以平價上網(wǎng)的風(fēng)電和光伏項目為主，因為補貼項目若參與綠電交易需要放棄補貼，損失較大。交易數(shù)據(jù)來看，光伏項目交易64.4億度，風(fēng)電交易14.6億度，以光伏項目為主，綠電平均溢價大概在3-5分，高于煤電基準(zhǔn)價2.7分錢。

整體而言，綠電交易可以帶來約2-3分錢的收益，提高收益率0.6-1個百分點。

此外，能耗雙控措施也推高了大家購買綠電的需求，購買的綠電可以不納入能耗總量考核，但是會納入能耗強度的考核。

據(jù)專家測算，電價每上升一分錢，能夠平衡大概8分-1毛錢的成本增加。但有一個

問題是，綠電交易常態(tài)化的節(jié)點不確定，而且綠電簽訂的是保證供應(yīng)的長協(xié)，所以可能不是電站所有的發(fā)電量都會簽訂綠電交易（為避免出現(xiàn)發(fā)電量不足的情況）。目前沒有補貼的地面電站規(guī)模在20GW左右，會參與綠電。增量來看，預(yù)計今年新增平價項目20GW，十四五期間每年40-50GW左右。

CCER

目前CCER的政策仍不明朗，因此CCER可以給風(fēng)光電站帶來的收益不明確。專家認(rèn)為現(xiàn)在可以明確的是CCER和綠證的收益應(yīng)該是無法兼得的。從國際上交易的情況來看，CCER的收益應(yīng)該也大概是每度電2-3分錢，跟綠證的收益水平相似。運營商會如何選擇CCER和綠證還不太清楚，但就目前而言綠證的收益更加明確。

儲能市場

目前，儲能市場分為保障性規(guī)模和市場化規(guī)模兩個部分。保障性規(guī)模是根據(jù)非水可再生能源消納權(quán)重倒退出來的規(guī)模。據(jù)專家統(tǒng)計，已有至少14個省明文規(guī)定要求光伏項目配置一定比例的化學(xué)儲能。

按照儲能1.5元/Wh測算，配置10%兩小時的儲能會增加差不多3毛錢左右的初始投資額。根據(jù)儲能協(xié)會的統(tǒng)計，中國到2020年底化學(xué)儲能規(guī)模3.3GW，全球14GW。按照今年裝機量測算，風(fēng)光儲能一共需要增加4.5GW的儲能，對儲能的刺激還是很大的。另一方面，儲能最近還是頻頻發(fā)生

安全事故，大家也需要在發(fā)展過程中做好安全措施。

市場化規(guī)模是要求企業(yè)自行消納的，可以靈活采取抽水蓄能、火電靈活性改造、光熱電站等多種手段。若以化學(xué)儲能配的話，需要以15-20%四小時來配，成本會比保障性規(guī)模高很多。

儲能建造成本方面，由于原材料成本的上漲，今年并沒有出現(xiàn)下降，目前在1.5元左右的水平，未來會進一步下降。目前儲能的讀點成本在0.45-0.5元之間，考慮到峰谷價差，專家認(rèn)為在用戶側(cè)已經(jīng)具備經(jīng)濟性了，而發(fā)電側(cè)主要還要靠政策來推動。

能耗雙控

云南、江蘇等省份近期都出現(xiàn)了拉閘限電的情況。江蘇的光伏產(chǎn)業(yè)鏈上下游比較齊全，對整個光伏行業(yè)的影響比較大。能耗的力度決心非常大，不會很快過去，大家可能需要慢慢習(xí)慣這個節(jié)奏。展望未來，專家認(rèn)為雙控一定是會嚴(yán)格執(zhí)行，但是會采取差異化的措施?，F(xiàn)在在比較緊急的情況下進行了比較粗的“一刀切”模式，之后會慢慢往差異化方向發(fā)展，但是區(qū)域性的整體能耗考核肯定還是不會放松的。