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全力冲刺“平价时代”光伏平价上网实现路径展望《新能源网》

发布日期:2020-01-06

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2019年,无疑是以风电、光伏为代表的新能源冲刺平价之年。风电平价大基地开建、光伏平价项目陆续开工。陆上风电、集中式光伏正加速走完平价前的“最后一公里”。

与此同时,光热、储能、氢能等虽短期内仍不具备经济性,但也步入降本的快车道。

放眼未来,平价之后,摆脱补贴依赖的新能源,不仅更清洁,而且更便宜。市场需求的自然释放将为其持续健康发展打开一扇全新的窗。

丢掉补贴“拐杖”,意味着电价政策调整带来的产业波动可以避免,“抢装”从此成为历史。产业发展节奏更有预期,产业成长环境得以改善。

2020年实现风电、光伏平价上网目标近在咫尺。对于新能源而言,平价是起点,不是终点。

风电“抢装潮”来袭 产业链全面吃紧

受风电上网电价政策调整影响,“抢装”成了2019年风电行业的热词。

今年5月,国家发改委对风电上网电价政策进行调整,明确2018年底之前核准的陆上风电项目,2020年底前仍未完成并网的,国家不再补贴;自2021年1月1日起,新核准的陆上风电项目全面实现平价上网,国家不再补贴,海上风电新核准风电指导价也有所下调。

为获得更高的上网电价,风电开发商开启了一轮风风火火的“抢装潮”,我国风电市场风向也随之发生转变。

经历了2016、2017年两年风电新增装机下滑的“低迷期”,风电整机价格在2018年下半年跌到了谷底,而“抢装潮”的来袭却让整机商业绩出现回暖。风电整机从买方市场迅速转变为卖方市场,风电整机价格触底反弹。2019年下半年风机招标均价超过3900元/千瓦,较2018年同期上涨近三成。

各大整机商积极保供交付,我国风电产业链也因此经受持续考验。风机叶片、轴承、铸件等核心零部件供不应求,价格“水涨船高”。巴沙木作为风机叶片主要原材料,一时间价格翻倍。

供应链紧张引发业内担忧,受限于零部件短缺、施工容量等因素,多省市大量已核准项目预计难以按期完成。如何在保证开发商电价收益的同时,保证风电产业高质量发展,将是未来关注的重点。

伴随补贴政策调整,陆上风电平价上网步入倒计时,我国风电产业是否能顺利摆脱补贴“拐杖”,形成产业发展的内生驱动力,我们拭目以待。

光伏装机现结构性调整 集中式分布式两极分化

回望2019年国内光伏的新增装机,有人形容是“断崖式”下跌,有人称其为腰斩。目前公布的统计数据显示,前三季度,全国光伏发电新增装机1599万千瓦,同比大降53.7%。

诚然,迟到的管理政策难辞其咎。一轮轮意见征求,一层层申报评定,7月11日,2019年光伏发电项目国家补贴竞价结果“千呼万唤始出来”,其中拟纳入国家竞价补贴范围的项目总装机近2300万千瓦。光伏电站建设周期虽不长,但项目建设涉及土地、电网消纳等诸多环节,加之秋冬天气对施工进度的影响,留给企业的时间已然不多。

年初的预期目标显然难以达到,但总体装机下滑的过程中,结构性变化却带给人们新的惊喜——1-9月,全国集中式光伏电站新增装机规模为773万千瓦,占比48.32%;分布式光伏新增装机规模为826万千瓦,占比51.68%。这是近5年来,前三季度分布式光伏新增装机量首次超过集中式光伏电站。曾经,集中式发展的光伏电站,正顺势而变,走进寻常百姓家。中国光伏产业结构优化调整初见成效。

随着平价上网渐行渐近,光伏产业正在从“政策驱动”迈向“需求驱动”,稳定、及时的政策是保证产业健康发展的基石,而对绿色、清洁能源的需求和愿望实乃中国光伏长效发展的源动力。

光伏企业“出海”忙 拉动制造端逆势增长

在国内光伏新增装机同比大幅下降的情况下,2019年光伏制造端却出现逆势增长。这受益于光伏“出海”捷报频传。

潮平两岸阔——2019年上半年,全球光伏发电新增装机量达到约47吉瓦。其中,越南、乌克兰、墨西哥等新兴市场加速崛起,西班牙等传统光伏市场恢复性增长。

风正一帆悬——1-9月,我国光伏产品出口总额达162.2亿美元,超2018年全年总额,同比增长32.8%,创历史新高。其中,组件出口额大幅增长41.8%,出口量超过53吉瓦,较2018年全年同比大增80%。

在海外市场爆发式崛起的背景下,我国光伏制造端“火力全开”:今年1-9月,国内多晶硅、硅片、电池片、组件产量分别为24.2万吨、99.4吉瓦、82.2吉瓦和75吉瓦,同比增长32.1%、44.3%、48.6%、32%。放眼全球光伏市场,我国生产的多晶硅、硅片、电池片、组件、逆变器占比分别为58%、93%、74%、72%、62%,上述各环节产量排名世界前十的企业中,我国企业均占据一半以上席位。“中国制造”走向全球,蹄疾步稳。

在国内光伏发电新增建设规模进行优化调整的过程中,传统海外市场的复苏以及新兴海外市场的不断涌现成为我国光伏产制造业持续、稳定发展的及时雨。

利用海内海外两种资源,发力国内国际两个市场,中国光伏必将行稳致远。

“三北”风电开发回流 大基地开发再启航

规模化、基地式开发是风电降低全生命周期度电成本的重要途径。

2019年,风电大基地建设再次在“三北”地区扬帆起航。截至目前,内蒙古乌兰察布、青海海南州等多地区都在积极推进超百万千瓦风电开发项目,大规模风电基地正吹响风电平价上网的前奏。

数年前,风力资源条件优越的“三北”地区苦于“弃电”,多省市大规模开发风电项目几经搁置,随着建设“绿电”外送通道、可再生能源电力交易等措施的完善,“三北”地区风电大基地开发又一次成为热点。

今年9月,国家电力投资集团有限公司宣布将投资约400亿元,在乌兰察布建设风电基地一期600万千瓦示范项目,这一项目也成为我国首个大规模可再生能源平价上网示范项目。同月,中广核宣布于乌兰察布建设200万千瓦风电平价基地项目。2019年,大型国有企业“大手笔”入局风电的例子不胜枚举,在规模效应的加持下,风电大基地项目度电成有望出现显著下降。

陆上风电大基地已让业内看到了“平价时代”的第一缕光。

新型光伏技术百家争艳 带动度电成本一降再降

科学技术是第一生产力。2019年,站在平价上网的关口,面向度电成本降低的需求,中国光伏的生产力革新正逢其时。

着眼电池端,2019年,8种类型的电池刷新了效率纪录。主流晶硅电池中,多晶硅PERC电池效率由22%提升至22.8%,单晶硅PERC电池效率由23.1%提升至24.03%。同时,企业纷纷布局薄膜电池、钙钛矿电池、异质结电池等新型电池技术。2019年,HIT电池效率由23.7%提升至24.85%,TOPCon电池效率由23.1%提升至24.58%,钙钛矿单结电池效率由23.32%提升至23.7%。不可否认,受制于成本、稳定性等因素,新一代电池技术离规模化应用仍有一段距离,相信时间会给出最好的选择。在组件端,叠瓦和半片技术受到市场青睐,组件功率提升的背后,成本、良率等问题也面临新的挑战。

百花齐放,殊途同归。通过提升电池和组件效率以实现最低度电成本成为国内光伏企业的共同选择。光伏企业正在不断刷新电池端、组件端的功率、效率等性能输出,提升自身研发能力,传统扩产降本的竞争模式已转向技术致胜的博弈。

海上风机大型化趋势明朗 国产大风机“利刃出鞘”

2019年,各大整机商纷纷下线5兆瓦以上的大风机,6兆瓦、8兆瓦、10兆瓦……国产大机组不断创出容量新高。

从最早的千瓦级小风机到如今的兆瓦级大风机,我国风电技术水平和国外差距不断缩小,风电制造能力跃居世界前列。过去数年间,国内多家制造企业积极布局大兆瓦风电机组,同时,国家相关部门也多次发布政策,大力推进风电产业关键设备国产化进程。国产大兆瓦风机技术的突破,将助力我国海上风电逐步驶向深海、远海。

当前,我国海上风电产业已进入“竞价”阶段,2019年多省市相继发布最新海上风电项目竞争配置结果,在大兆瓦机组的加持下,海上风电是否能够承受补贴退坡的压力甚至走向平价?

必须看到,我国海上风电产业仍处于起步期,不可避免的是,与大功率海上风机相匹配的齿轮箱、发电机、铸件、主轴承等核心零部件仍是行业掣肘因素。与陆上风电相比,海上风电运维成本高,在顺应大机组发展趋势的同时,如何降低海上风电平准化度电成本、提高海上风电场规模开发利用的整体经济性,将是行业未来持续关注的话题。

电化学储能“踩刹车” 商业模式仍待探寻

这是电化学储能踩下刹车的一年。

2019年,我国电化学储能未能延续2018年的发展盛况。今年1-9月,我国新增投运电化学储能装机规模为207.6兆瓦,同比下降37.4%。这与年初“今年我国电化学储能累计投运规模达到1.92吉瓦,年增速约为89%”的预测相差甚远。

在各地储能政策层出不穷的情况下,储能市场需求却依旧疲软。“没有可行的商业模式”成为业内对今年市场发展的归纳总结。2018年,以国家电网为代表的大型央企注资储能示范项目,储能风头盛极一时。但在产业发展初期没有清晰的盈利模式下,想一直保持高速发展无疑是无源之水。

雪上加霜的是,今年4月,国家发改委发布了《输配电定价成本监审办法(修订征求意见稿)》,明确充电桩、三产、售电、抽水蓄能、电储能设施乃至综合能源服务等与输配电业务无关的费用,不得计入输配电定价成本,这意味着此前市场期待的输配电价还不能成为储能行业新的可行商业模式。年底,国家电网一纸《关于进一步严格控制电网投资的通知》更是将电网侧电化学储能投资打入“严禁”之列。

困难中找方向,迷茫中谋出路。在可再生能源快速发展的背景下,储能的未来仍被业内看好。对于一个新兴产业而言,一味过热的市场反而不利于企业静心反思。被泼了一盆冷水也许更有助于企业苦练内功。毕竟,从产品上提升竞争力,谋求适合自己的商业模式才是王道。

光热发电示范项目陷困境 电价政策有待进一步明确

相对于风电、光伏等其他新能源,光热发电的平价之路更为遥远和艰辛。

截至目前,2019年仅有中电青海共和50兆瓦熔盐塔式光热发电项目成功并网。玉门鑫能50兆瓦熔盐塔式光热项目、乌拉特中旗中核龙腾100兆瓦槽式导热油光热项目等4个首批光热发电示范项目仍在建设中。

2016年,国家能源局批准建设第一批20个光热示范项目。3年来,并网投运的项目不足一半。资金成为光热发电示范项目发展的瓶颈。

由于我国光热发电项目起步较晚,远没有达到经济规模,项目成本较高。同时,光热发电项目都集中在西部地区,当地燃煤发电标杆上网电价较低,因此目前光热发电对电价补贴的依赖程度仍然较高。

据《国家发展改革委关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》,2018年12月31日前全部建成投产的首批示范项目执行每千瓦时1.15元的标杆上网电价。首批示范项目建设期限可放宽至2020年12月31日,建立逾期投运项目电价退坡机制。若在2019年内并网投运,其电价将降低0.01元/千瓦时,且随着并网时间的延迟,电价将进一步降低。

在未来上网电价尚不明确的情况下,企业无法计算收益率,因此有部分企业已经暂停了光热发电示范项目建设工作。在此情况下,如何盘活资金,寻找适应的融资方式成为光热发电示范项目建设的关键。

借助首批示范项目,积极探索新型技术、运营模式和融资方式,为后续项目提供重要借鉴和参考,才能走出适合光热发电自身特色的降本增效之路。

氢能产业持续大热 去虚夯实方能长远

2019年对于氢能产业而言是大热的一年。自今年3月氢能首次被写进《政府工作报告》,要求“推进充电、加氢等设施建设”以来,各地政府相继出台政策规划,希望抢占产业风口,寻求经济增长新动能。

据粗略统计,氢能相关市场规模达万亿元。在这一巨大市场的引力之下,全国多地相继宣布打造氢都、氢谷、氢能小镇,与此同时,氢能概念股在资本市场大行其道。这也引来了氢能产业是否存在“虚火”的质疑。

热产业更需要冷思考。合理的质疑、审慎的态度对产业发展并非坏事。正如所有新兴产业一样,一拥而上是产业发展初期常常出现的状况。必须看到,氢能发展仍缺乏战略性顶层设计,相关标准制定不完善、技术短板仍需补齐。只有去虚夯实,产业发展才能持续、稳健。

光伏项目的平价上网,该如何定义?

个人认为,可以分三个层次来考虑。首先,要明确对标电价,以该电价并网能获得合理的经济收益。我国的电价分上网电价(脱硫煤标杆电价)和销售电价(居民电价、大工业电价、工商业电价),不同电价的数值差异很大。

对于分布式项目,对标的是销售电价,即居民电价、大工业电价、工商业电价。这三类电价相对较高,因此分布式项目更容易实现平价上网。对于地面电站项目,对标的是上网电价,即脱硫煤标杆电价。地面电站以项目所在地的“脱硫煤标杆电价”并网能获得合理收益,即实现了平价上网。

其次,光伏出力受太阳能资源影响而不稳定,配合储能系统即可实现出力可控。如果“光伏+储能”的可控清洁电力价格能与常规能源相当,则实现了第二层次的平价。

再次,随着电改的推进,未来电力市场实现100%的现货交易,那市场上就不存在稳定的“脱硫煤标杆电价”,而光伏电力作为普通电力的一种参与竞争,并具有竞争力,此时才是真正意义上的“平价上网”。

光伏度电成本的影响因素:现阶段讨论的平价上网,主要是地面光伏电站以“脱硫煤标杆电价”并网且有合理利润为标准。脱硫煤标杆电价相对较低,这需要光伏项目的度电成本(LCOE)进一步降低来实现。在度电成本的计算中,涉及到项目初始投资、固定资产残值、第n年的运营成本、第n年的折旧、第n年的利息、第n年的发电量以及折现率。

上述几个因素中,对光伏度电成本影响最大的两个因素就是:项目初始投资和年发电量。下文将主要就这两点进行讨论。

初始投资下降对LCOE降低的推动

自2009年第一批光伏特许权招标开始,光伏行业正式进入市场化运作阶段。在过去的10年里,光伏的度电成本下降主要来源于“项目初始投资”的下降。仅2011~2018年,光伏组件、逆变器价格均出现75%以上的下降。在此推动下,系统成本下降约72%。

在2018年下半年开展的部分领跑者基地EPC工程招标中,根据每个项目建设条件的不同,EPC工程的中标价格集中在4~5元/W之间。

未来,光伏项目的初始投资,仍然存在一定的下降空间。2011~2018年,虽然光伏组件、逆变器下降75%以上,但“组件+逆变器”投资在系统投资中占比一直在50%上下。

光伏系统的BOS(Balance of System)的下降,主要得益于两方面:一方面是组件效率提高,工程设计优化;另一方面,光伏组件的价格也有一定的下降空间。

1. 组件效率提高推动初始投资下降

光伏组件效率越高,BOS成本越低。光伏组件效率提高能推动BOS成本的下降,主要原因是光伏系统中,有许多投资是与面积相关的。

组件转换效率越高,单瓦的平均面积越小,与面积相关的部分投资就越低。经过计算,60片版型的光伏组件,功率提高10Wp,BOS成本会有5~7分/Wp的下降。在领跑者项目的推动下,电池转换效率快速提升,最新效率记录达到24.2%,N型半片组件(60片电池)的输出功率创高达387.6W。2019年底,预计315Wp组件可以实现大规模应用。因此,这会推动BOS成本进一步下降。

2. 设计优化推动初始投资下降

诸多新设计理念、技术的应用,也在推动BOS成本的下降。比较有代表性的设计优化理念如:1500V系统的应用,超配理念的推广,优化最佳倾角实现经济最优等等。

(1)1500V系统的应用

在2018年开展的第三批领跑者中,1500V系统得到了广泛的应用。

相对于1000V系统,1500V系统的组件串联数量增加、单个发电单元规模增加,就可以降低单瓦成本,主要差异点为桩基础数量、直流汇流后的线缆长度、汇流箱数量;同时,电压升高、线路变短,减少直流线损;另外,组件效率提升、电压等级升高,促使设计中发电单元由1MW扩展到2.5MW,实现减少一定的工程量。经过计算,1500V系统相对于1000V系统,仅桩基础、电缆两项就可以节省3~4分/W。

由于能很好地降低初始投资,在全球范围内光伏平价上网趋势推动下,1500V系统备受青睐。根据IHS的统计,大型地面电站汇总,1500V系统的占比逐年快速升高。

(2)超配设计理念的推广

组件规模相对于逆变器超配,即“容配比>1”,能实现降低度电成本,根本原因在于这一设计能很好的提高交流侧设备的利用率。

格尔木市是全国太阳能资源最好城市之一,格尔木市的太阳能辐照度在大多数情况下低于800W/m2,当温度为25℃时,光伏组件的出力一般为标称功率的80%。如果再考虑系统效率,到达逆变器的功率长期低于组件标称功率的70%。因此,当组件、逆变器按照1:1配置时,逆变器及其后面的设备利用率长期不足70%。

当容配比>1时,即组件的标称功率大于逆变器时,虽然小部分时间会出现限电,但约30%投资的利用率大幅提高,从而降低LCOE。随着组件价格下降,效率的提升,直流侧投资占比日趋下降;增加容配比,提高交流端的利用率,增益更加明显。

(3)经济最优倾角的设计理念

在土地成本占比日益增加的情况下,与传统最佳倾角的设计理念不同,现在的电站设计方案中,更多地采用了“经济最优间距和倾角”设计理念。以山东某项目为例,32°为当地发电量最佳倾角。当降低倾角,发电量减少,电费收入降低;同时,占地面积减少,土地租金也降低。在项目所在条件下,26°是经济收益最佳倾角。

国外部分土地成本较高的项目,甚至采用了光伏组件“人字形”设计的方案,来降低土地成本,寻求经济上最优的解决方案。

除了上述几个优化设计理念之外,智能化的设计软件得到广泛的使用,使各种线缆、钢材的使用量得到更加准确的计算,减少了冗余量,从而节省了辅材的成本。

3. 组件价格下降推动初始投资下降

根据新疆大全2018年的财报,2018年底硅料现金成本、全成本折合人民币分别约为44.6元/kg和53.3元/kg 。这与目前的硅料80元/kg的售价还有一定的价差。未来,随着国内硅料产能大规模的投产,硅料售价还存在一定的下降空间。根据供需情况、不同企业的成本来看,未来优质硅料的售价应该保持在75元/kg左右。

硅片环节,薄片化趋势明显,单晶组件1kg硅料出片量从58片上升到64片,可以摊低单片硅片的成本。

另外,高效应用能明显摊低组件的封装成本。随着电池片价格的降低,封装成本在组件中的占比越来越高。目前,单块60片组件的封装成本、保险及运输费用合计约为237元/块,不同效率组件分摊下来的单瓦封装成本有较大的差异。

根据前文的分析,随着技术的进步,光伏组件的价格存在一定的下降空间;组件高效化、设计优化等,都会带来系统成本的下降。总的来看,2019年全年系统成本存在0.5元/W左右的下降空间。2018年,仅光伏组件价格就下降了0.8元/W左右。因此,未来初始投资虽然仍有一定的下降空间,但十分有限。未来,LCOE的下降,将主要靠“发电量提升”来实现。

发电量提升对LCOE降低的推动

近期双面组件、跟踪支架、智能运维等技术被越来越多地用于提升项目的发电量。

1. 双面组件的应用

在第三批领跑者中,双面组件的应用量约为30%。关于双面组件对发电量的提升幅度,第三方认证机构、企业等做了大量的研究工作。双面组件对发电量的提升水平受多种因素的影响。包括:地表反射率、组件离地高度、项目场址坐标等等。根据各家公布的实证数据,在不同的情境下,双面组件的背面大约能提高5~25%的发电量。

目前,双面组件的价格比普通组件高约0.1元/W,即投资增加2~3%;如果能提高5%以上的发电量,则能明显降低度电成本。

2. 跟踪式支架

跟踪支架能够大幅提高发电量,直射比越高的地方,发电量效果提升越明显。目前,技术最成熟、应用最广泛的是平单轴跟踪技术。对第三批领跑者项目采用平单轴跟踪支架时,发电量的提升水平进行的理论计算。

发电量提升比例跟直射比存在很好的相关性,在不同地区,提升幅度均在10%以上。而且,相对于固定式,平单轴跟踪的占地面积不会明显增加。根据国土资源部发布的《光伏发电站工程项目用地控制指标》,当采用转化效率为18%的光伏组件时,根据不同安装形式的占地面积,用地控制指标不同。

相对于固定式,平单轴的占地面积并没有明显增加,在高纬度地区反而会减少。因此,平单轴跟踪支架的技术成熟高,能够提高发电量10%以上,却不会明显增加占地面积。

3. 智能运维技术

早期光伏电站的运维管理水平较低,电站的系统效率仅有70%~80%之间,平均水平约78%左右。随着越来越多的电站进入运营阶段,一系列现代化的技术被运用到电站当中。

光伏电站被接入智能运维平台,通过平台的大数据分析对每个电站进行诊断。如,当灰尘遮挡使电站的发电量明显降低时,自动清洗设备就会启动,及时清洗来降低发电量的损失;对于电站故障,也能及时发现、报警,配合无人机巡检定位,使故障及时排除,减少发电量损失。

因此,智能化监控平台配合智能设备、现代化技术,能明显提高项目的系统效率。目前,光伏电站的系统效率基本都能达到81%以上。

综上,双面组件、平单轴跟踪技术、智能化运维综合运用,虽然会使项目投资增加15%左右,但是能够提升发电量25%以上,可以明显降低项目的LCOE。

通过上述的分析,未来光伏组件价格仍有下降的空间,高效组件、设计优化能够推动初始投资实现进一步降低;跟踪技术、双面组件、智能运维能明显提高发电量。过去10年里,LCOE主要是通过初始投资不断下降实现,未来将主要靠发电量提升来实现。

其中,双面组件、平单轴跟踪技术、1500V 系统的综合运用,能够大幅降低项目的LCOE;就未来2~3年来看,可能是应用比例提升最快的三项技术。

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