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平价上网专题风电光伏分析研究报告

2017年平价上网专题-风电、光伏分析研究报告

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2017年8月

正文目录

图表目录

能否平价上网是判断新能源发展前景的唯一标尺

电力同质性决定成本领先战略优先

我国现存的新能源发电技术包括风电、光伏、生物质能等，核电也被归类于新能源，目前风电、光伏和核电的发展规模较大。

新能源发电位于电力系统发电、输电、配电、售（送）电四个环节中的发电侧，其产品同火电、水电等传统电力具备极高的同质性，仅在电压、频率等方面有少许区别。

对于绝大多数用户而言，不同电力产品仅存在价格区分，这意味着在不考虑其他因素的条件下，成

本领先战略是发电企业必然也是唯一可行的竞争战略。

新能源发电行业由于产业发展初期成本较高，必须依赖政策补贴才能维持一定的发展规模，此时新能源在能源结构中作为补充性能源，而补贴规模的大小决定了新能源空间的上限。

只有当新能源发电成本与传统能源（主要为火电）具备可比性，也就是实现并网侧的平价上网，才能在市场竞争中扩大份额，并逐渐在能源结构中由补充性能源变为替代性能源，市场竞争力取代产业政策成为行业发展的核心驱动力，其发展上限也由补贴规模变为能源总需求。

新能源在能源结构中的份额提升意味着能源结构的优化。

我国已经充分意识到推动新能源发电并网侧平价上网的重要性：

国家“十三五”规划明确提出光伏并网侧、用户侧平价上网的目标，并要求发电侧成本进一步下降30%、40%；同时要求到2020年风电实现并网侧平价上网。

平价上网含义及标准设定

通常所说的电价是指电力销售价格，其成本组成包括发电厂的发电成本、输配电成本等。

我国的销售电价分为三类：

工商业电价，一般在1元/kWh左右；大工业电价，一般在0.6~0.9元/kWh之间；居民和农业售电电价，由于享受国家的交叉补贴，价格较低。

主要的几种新能源技术，风电目前的标杆电价为0.40~0.57元/kWh，集中式光伏为0.65~0.85元/kWh，分布式光伏0.7~0.9元/kWh左右，核电约为0.43元/kWh，低于大多数电力售价，初步具备用户侧平价上网的条件。

判断新能源能否在发电侧与火电上网电价相竞争的方法是比较新能源发电度电成本与火电成本，衡量度电成本最为常用的指标是平准化电力成本（levelizedcostofenergy,LCOE），LCOE=电站生命周期内的成本现值/电站生命周期内发电量贴现。

目前的新能源应用中，除分布式光伏之外，风电、集中式光伏及核电设备距离负荷中心距离较远，实现用户侧平价上网意义不大，真正能够促进产业发展的是实现发电侧平价上网，即在发电侧能够与火电的上网电价相竞争。

目前国内不同地区脱硫煤电价格在0.26~0.5元/kWh，由于不同地区脱硫煤电价格差距较大，新能源不要任何补贴、实现全面的平价上网并不现实。

我们认为在高电价地区，平价上网标准可以设置为脱硫煤电价格，而在低电价地区，考虑到新能源发电的正向外部性和煤电的负外部性，将平价标准设定为0.43元/kWh较为合理（2016年煤电的加权平均价格约为0.40元/kWh，加上碳交易3分/kWh的成本）。

图表1：

电力价格分类

内化外部成本，新能源已初具竞争力

新能源从起步到如今已经历了几十年，如果仅考虑发电的商业成本，新能源发展还需要政策扶植。

对不同能源项目的商业成本核算一般包含其建设成本及运营成本。

就当前情况而言，如果仅考虑新能源发电的商业成本，在短时间内实现全面的并网侧平价上网并不现实，在新能源发电技术商业成本优势欠缺的情况下，国家适当对新能源电价采取补贴政策相当必要。

而如果将外部成本内化，新能源发电成本已初具竞争力。

我国的电力结构以火电（主要是燃煤）为主，火电具有商业成本低、能量密度高等优点，但也是造成大气污染的罪魁，并且排放大量的温室气体，目前的火电价格中并未考虑上述负外部作用。

新能源的清洁特性使其具有较好的环境正外部性，同时，如果内化火电的环境负外部性，其成本优势将被削弱。

煤电企业要想达到国家规定超低排放标准，脱硫脱硝效率需从80%上升至95%和90%，火电度电成本约增加0.4分/kWh。

同时，2017年我国计划全面推行碳交易机制，为碳排放定价。

2011年10月，国家发改委决定在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳市设立7个线上碳交易试点，并于2014年全部启动。

截止2017年5月，碳交易市场共纳入排放企业超过1900家，累计成交碳配额接近1.6亿吨，交易额37亿元，预计2017年我国有望全面推行碳交易市场。

如果将2017年启动的碳交易因素纳入考虑范围，火电度电成本将继续增加约4分/kWh。

未来伴随着超低排放标准及碳交易等政策的限制，火电成本竞争优势将显著下降。

同时，“绿证”等新政策的开展将有效引入市场机制，补偿新能源的正外部性，加之新能源成本的逐渐下降，新能源发电将逐渐实现平价上网。

补贴压力日增，平价上网助力新能源二次腾飞

近几年，随着新能源扶植政策的紧密出台和大力推进，中国可再生能源发电产业取得快速发展，在一次能源结构中的比重不断增长，从2011年的8%上升至2016年的13%，根据《能源发展“十报告最后部分。

三五”规划》要求，到2020年可再生能源占整体能源消费比重将不低于15%。

2016年可再生能源总装机容量达到584GW（含水电，其中风电、光伏及核电合计装机量252GW），2005至2016年可再生能源总装机量CAGR达到15%（其中风电、光伏及核电等新能源装机容量CAGR为34%）。

根据《中国能源展望2030》，到2030年，可再生能源发电总装机规模有望达到1440GW

图表2：

2020年新能源在一次能源消费比重达到15%

图表3：

我国新能源总装机容量

新能源大肆扩张之后，日益增长的电价补贴缺口表明新能源当前依赖政策扶植的发展模式不具有可持续性。

我国实行新能源固定上网电价制度，对风电及光伏发电的补贴来自可再生能源补贴附加费。

从2006年至今，可再生能源电价附加征收标准从1厘/kWh提高到1分9厘/kWh。

2016年预计征收额可达到1100亿元，但实际征收额不足700亿元。

随着风电及光伏发电行业上网电量不断扩大，补贴基金面临巨大的资金缺口。

2016年全年可再生能源电价补贴缺口超过100亿元，累计缺口超过600亿元。

图表4：

我国新能源补贴缺口越来越大

如果我们按照现行征收及补贴标准，并假设理论可再生能源补贴附加费与实际征收额相等，按照“十三五”规划对风电及光伏发电的发展要求，2020年当年补贴资金需要将超过1800亿元，当年补贴缺口将会扩大至400亿元以上。

经估算只有可再生能源补贴附加征收水平提高至2分5厘/kWh报告最后部分。

才能勉强达到收支平衡点。

而在当前经济形势下行，社会用电量增速放缓的背景下，工商业降电价的预期强烈，再提高可再生能源电价附加征收标准可能性不大。

因此，要想解决补贴缺口问题，只能逐渐降低对可再生能源的补贴标准，加快推进可再生能源市场化进程。

一旦实现平价上网，风电、光伏将迅速抢占传统能源广阔的发展空间，迎来又一轮景气大周期。

现状总览：

降本空间释放，距平价上网一步之遥

风电：

步入稳定发展期，成本已大幅下降，行业由市场驱动

我国风电行业的发展主要可划分为三个阶段，2005年以前的积累阶段；2006-2010年的爆发阶段，及2011年至今的稳定阶段。

2006至2009年期间风电装机容量连续4年实现翻倍增长，2006到2010年CAGR达到105%，政策扶持是该阶段行业发展的核心驱动力。

然而2010年以前的高速增长催生了风电行业并网难、消纳难、机组质量事故频发等一系列问题。

2011年弃风限电量超过100亿kWh，弃风率达到16%，随后弃风量一直居高不下。

弃风限电俨然成为制约风电行业发展的重要因素。

自2011年开始，风电装机增量出现放缓，维持在20%左右，2011至2016年CAGR为22%，行业进入成熟期。

另外，得益于风电行业规模化效应形成，以及风电设备企业激烈的市场竞争，风电行业上游成本大幅下降。

据估计，从2010年到2015年，全球陆上风电的投资成本下降了约30%，而根据BNEF的预测，陆上风电建设成本会在2040年前下降47%左右。

投资成本下降带来的度电成本下降促进了风电项目收益率的提升，推动行业走出衰退期迎来稳定增长，2014-2016年全国风电装机容量超过75GW。

图表5：

2000年以来风电累计装机容量

图表6：

风力发电系统成本结构

系统成本：

剧烈价格战已成过去，风机价格下行空间有限

风电系统成本包含风机、塔筒、吊装费用、箱变费用、集成线路、建筑工程费用、征地费用等，其中风机成本占陆上风电成本的50~60%。

2010年以来，由于风电行业增长停滞，风机市场经历了惨烈的价格战，风机销售价格从2007年接近7000元/kW的高位跌至2011年前后的3500元/kW，随后小幅回调至4000元/kW左右，并维持至今。

目前国内主要地区风电系统装机成本约8000元/kW，“三北”地区由于基础费用较低，系统成本约7000元/kW，部分项目甚至低至6500元/kW。

然而风机成本进一步下降空间十分有限，近年来风机价格下行势头明显减弱。

从全球范围来看，中国风机价格处于最低水平，根据《中国新能源发电分析报告》，发达国家风电机组平均价格为报告最后部分。

6923~8452元/kW，其中美国风电机组平均价格为5719~7212元/kW，比中国风机价格高65%以上。

从整机厂商盈利能力来看，国内大多数整机厂商毛利率水平已经低至10~15%左右，净利率基本为零，风机价格进一步下调的空间极为有限，依靠系统成本下降带动度电成本大幅下降的难度很大。

图表7：

国内风电机组价格大幅下跌后企稳

图表8：

主要整机企业毛利率处于盈亏平衡线

度电成本：

中东南部地区风火成本接近，“三北”地区仍需努力

风电经过十几年的快速发展，目前在电源结构的比重已超过9%，发电量占比超过4%，发电成本大幅降低，全国范围内风力发电的成本约为0.4-0.6元/kWh。

以一个典型风电场为例，根据下表假设，该项目的LCOE为0.44元/kWh，假设上网电价为0.58元，该项目的IRR为12.5%。

图表9：

典型风电项目成本核算

中国风能资源丰富，可开发的风电场分布很广，国家能源局按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区。

我们采用LCOE测算模型对四类资源区的度电成本和项目收益情况进行测算，计算结果见图表10。

图表10：

各资源区域风电成本评估

按照各资源区的资源禀赋和2018年下调之后的标杆电价水平，多数地区的风电项目都能获得较好的收益率，部分高电价地区的风电LCOE甚至具备平价上网的条件。

然而在实际上，由于近年来弃风情况严峻，国内的风电年利用小时仅有1700小时左右，运营商不考虑贴现的度电成本约0.31-0.32元/kWh，考虑贴现的LCOE在0.55元/kWh以上，按2016年风电平均上网电价0.59元/kWh测算，国内风电项目平均收益率为10.85%。

如果解决消纳问题，多数省份已经具备风电平价上网条件。

我们核算了各省份达到与煤电平价所需年发电小时数，如果该省份的历史最高年发电小时数能够达到这一标准，则说明该省份风电具备能实现平价上网的条件。

测算结果（详见行业深度报告《风电平价，前路几何？

》）表明，不设定特殊标准，能够实现平价上网的省份有12个，均为中东部及南部的IV类资源区，装机容量普遍较小，2016年累计风电装机容量之和为1627万kW。

如果按照之前预设的平价上网实现标准（高电价地区平价上网标准为脱硫煤电价格；低电价地区，平价标准为0.43元/kWh），则满足平价上网要求的地区增加至23个，新增11个省市当中除河北、内蒙古、宁夏及新疆为I类、II类资源区，其余均位于IV类资源区。

不满足风电平价上网标准的省市有7个，其中东三省地区由于供热机组装机量较大，系统调峰能力有限，且自身消纳和外送能力不足，导致年利用小时数偏低；甘肃地区由于电网建设大幅落后于风电项目建设周期，导致外送能力有限；山东、陕西及贵州地区主要是由于当地资源禀赋的限制。

图表11：

我国各省区风电平价条件测试统计

通过以上计算可知，在目前的资源禀赋和技术条件下，接近80%的省市均可以实现平价上网。

而对于其他地区，目前阻碍风电发展的直接原因是风电利用小时数有限，根本原因在于消纳能力的制约。

因此，我们认为未来风电发展的政策重点应从电价补贴转向扶植能够提高风电消纳能力的电网建设层面，从而加快风电的市场化进程。

光伏：

政策仍是核心驱动力，系统成本快速下降

2001年，施正荣博士在无锡创立尚德电力，开启了中国光伏产业元年。

之后的十年里在欧洲国家高昂的补贴政策带动下，全球光伏行业经历了2003-2004、2006-2008以及2010-2012三轮装机热潮，中国光伏制造业沿着产业链不断向上延伸，完成了从多晶硅原料到电池组件的全面覆盖，报告最后部分。

但国内下游装机并未大规模启动，产业严重依赖国外市场，这种局面持续到2010年，该阶段也可视为我国光伏行业的市场培育阶段。

图表12：

全球光伏市场增长趋于稳定

图表13：

中国光伏行业由高速增长期向稳定增长期切换

2011年国家发改委发布《关于改善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，明确规定2011年7月前核准的项目上网电价为1.15元/kWh，之后执行1元/kWh，在强有力的政策扶植下，光伏发电行业得到快速发展，特别是2012年光伏产业遭受欧美“双反”冲击，国家出台光伏的标杆电价制度，下游装机容量迅速爆发，行业进入高速发展期，从2011-2016年，国内累计光伏装机容量增长了85倍。

然而到目前为止，由于光伏发电的成本仍显著高于其他发电方式，光伏行业仍然主要由国家产业政策驱动。

2016年国家颁布《太阳能发展“十三五”规划》，明确指出到2020年，光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，实现用户侧平价上网；并于2017年下调三类地区光伏标杆电价至0.65元，0.75元及0.85元，维持分布式光伏0.42元/kWh的补贴力度。

这些举措充分说明国家引导光伏行业由政策扶植向市场主导转移的决心。

同时，随着光伏发电行业规模化效应的凸显和光伏组件行业激烈的市场竞争，光伏系统装机成本明显下降。

目前国内集中式光伏电站的装机成本已下降至7元/W以下，2008年至今装机成本已经下降超过80%，组件成本下降约90%，并仍处于快速下降之中。

虽然光伏补贴存在退坡现象，但成本端的同步下调一定程度上保证了光伏电站的整体收益，加之在每次补贴退坡新政执行日期前出现的“抢装潮”现象，2014年以后光伏行业增长速度并没有出现明显下滑。

系统成本：

价格跌跌不休，平价上网才是终点

光伏系统成本主要包括组件、逆变器、支架、变压器、线缆、建筑工程费用、项目征地费用等，其中太阳能电池组件费用占整体成本的50%左右，BOS成本占比（包含控制器、支架、逆变器、蓄电池、线缆等）接近30%，其他成本包括土地、基础建设和EPC费用等。

图表14：

光伏系统各部分成本占比

图表15：

光伏组件价格持续快速下降

得益于光伏累计装机规模的不断增长以及技术进步，光伏系统的成本从超过50元/W下降至约7元/W，其中组件的价格从2006年近30元/W下降至当前的3元/W左右。

组件价格下降的动力有

二：

一是全产业链产能扩张带来的规模效应大幅降低了各环节的成本；二是技术进步不断提高组件效率从而摊薄了整体的成本，其中规模效应主导了过去十几年光伏产业链成本下降的进程。

目前，产业链各环节产能都出现过剩，组件企业的盈利十分微薄，因此规模扩大的边际效应大幅减弱，提高电池和组件效率以降低成本的作用日益凸显。

目前多晶及单晶电池效率由2009年的16%和17.5%提高至2016年的19.2%和21%，在光照条件相等情况下，BOS成本、其他组件成本等都与电池效率相关，电池效率每提升1%，每瓦系统成本能降低约5-6%。

图表16：

主要组件企业毛利率已降至15%以下

图表17：

光伏电池效率不断提升

光伏支架和逆变器等BOS产品价格的大幅下降也是光伏系统成本下降的重要助推。

逆变器价格下降也是受益于规模扩大和技术进步，国内最大的逆变器厂商阳光电源2008-2016年间，逆变器销量增长超过300倍，价格则下降近90%，目前仍能维持30%以上的毛利率。

光伏支架的技术门槛相对较低，成本下降有赖于规模经济和电池效率提高，但降幅远小于组件和逆变器等产品，由于主要企业的盈利能力一般，预计支架成本进一步下降难度较大。

总体而言，光伏是成本下降速度最快的清洁能源，但目前产业链制造环节的格局仍然分散，竞争十分激烈，因此在光伏真正实现平价上网之前，产业链价格下跌的势头仍然必须持续。

图表18：

阳光电源逆变器价格下降90%，毛利率维持在高位

图表19：

光伏支架产品价格降幅较小，毛利率持续低位

度电成本：

用户侧平价上网已近实现，发电侧平价任重道远

与风电不同，光伏系统由于装机容量非常灵活，既可以在并网侧建设大型光伏电站，也可在用户侧安装容量较小的分布式系统，其平价上网的标准也包括用户侧平价和发电侧平价两种。

我国对分布式光伏系统电力采用“自发自用、余量上网”和“全额上网”两种购电模式，“全额上网”模式实际上和集中式电站没有分别，因此我们只讨论集中式电站和分布式的“自发自用”模式。

以一个典型I类光伏电站为例，项目各项参数如下表，根据表中假设，该项目的LCOE为0.58元/kWh，假设上网电价为0.65元/kWh，该项目的IRR约为14.2%。

图表20：

典型光伏电站项目成本核算

注：

LCOE测算贴现率设定为8%

利用该工具对我国不同资源区光伏项目的度电成本进行核算。

我国的光资源区按照年辐射量的不同划分为三种，我们假设三类资源区的年发电小时数分别为1600小时、1300小时和1100小时，按照2017年6月30日之后的电站补贴标准，各区典型项目的LCOE和资本金IRR计算结果如下：

图表21：

三种资源区典型光伏电站项目成本核算

我国各省的火电标杆电价约为0.3~0.5元/kWh，全国平均火电上网电价约0.4元/kWh，I类光照资源区所在的西部省份是全国火电成本最低的地区，因此尽管光伏成本已经有幅度巨大的下降，在发电侧实现平价上网仍有困难。

能否实现用户侧平价上网取决于我国分布式光伏项目的度电成本。

我国的分布式光伏项目大多位于中东南部的用电负荷区，光照资源多属于II类和III类资源区，参考图表21的计算结果，我国分布式光伏项目的LCOE约为0.70~0.82元/kWh。

我国的居民生活用电价格约0.4~0.67元/kWh，平均约0.53元/kWh；工业用电价格多为0.7~0.9元/kWh，商业用电价格高达1元/kWh以上。

因此，分布式光伏在工商业用电已基本实现用户侧平价上网，对于居民用户而言，光伏发电的成本还需要进一步下降。

图表22：

工商业用户的分布式光伏项目已可在用户侧平价上网

平价上网路径分析

风电：

提高利用水平是降低度电成本的主要途径

风电单体项目的规模一般在几万kW以上，送出电压等级多为110kV及以上，接入配电网难度较大，一般采用先输出到电网再大规模向用户供电的方式利用，因此风电项目只能在发电侧同其他电源竞争，而风电平价上网的适用范围也只能是在电力系统的发电侧。

调整图表9中风电项目的输入条件，对其LCOE做弹性测试，对风电度电成本影响最大的两个变量为装机成本和年利用小时数。

因此，我们认为降低风电度电成本最有效的途径是进一步降低系统成本并且/或者提升利用小时数。

由于系统成本下降空间较小，提高风电系统的利用效率是降低度电成本最可行的途径。

图表23：

风电影响LCOE各变量敏感性分析

“三北”地区当务之急是减少弃风限电损失

我国风电利用小时数提升空间巨大。

从全球范围来看，中国风电年利用小时数偏低，根据BNEF报告，巴西风场的平均年利用小时数可达3240小时，美国2890小时，英国2540小时，而中国仅为1742小时，比巴西低40%以上。

从自然禀赋条件来看，中国风力资源极为丰富，风能资源等级为2级及以上（风功率密度≥200W/m）的潜在开发量达39.4-57.3亿kW，相比之下，巴西的2陆上风电潜在开发量仅为5亿kW左右，且我国内蒙古地区风电可利用小时数接近3200小时，说明中国风电利用小时数低并非由于自然禀赋。

消纳能力差/弃风限电率高是阻碍风电利用小时数提高的关键。

影响风电利用小时数的另一个因素是消纳能力。

由于风电基地所在区域电力供给与需求的错配，2011年以来我国风电行业发展一直受制于弃风限电问题。

2016年弃风率创新高的达到20.6%，全国弃风较为严重的甘肃、新疆及吉林地区弃风率均在30%以上，全年弃风总量达到497亿kWh，造成直接经济损失247亿元。

全国弃风限电最严重的身份基本都位于“三北”地区，主要原因在于我国接近80%的风电设备位于该地区，而电力集中需求中心在中东部，加之“三北”地区以煤电为主，蓄能电站建设落后，造成风电供给远大于需求的现状。

图表24：

2011-2016年我国平均弃风率

图表25：

2016年我国主要弃风限电省份弃风率

根据之前报告的测算（详见《风电平价，前路几何-多省具备平价上网条件，风电下行趋势有望反转》），目前未实现平价上网的省份大部分位于“三北”地区，风力资源丰富，但利用水平低。

利用水平低下的原因主要是当地电网消纳能力差，并且外送能力严重不足。

因此，在这类地区，决定风电能否实现平价上网的核心因素在行业之外，即电网的建设和调度计划。

目前主要有三个途径可以改善这些地区的限电情况，

分级消纳，优先省区内消纳：

提高消纳能力。

这一策略针对风电及光伏渗透率较低的省份较

为有效。

我国大部分中东部省市可再生能源装机量渗透率相对较低，平均渗透率在10%左右，例如江苏、山东等地虽然风光装机量较大，但整体渗透率仅为5.5%和7.7%，通过本地消纳没有问题。

“三北”地区（按照东北、华北、西北的顺序）可再生能源装机量渗透率为23.1%，21.8%和33.2%，风电装机渗透率为17.4%，16.5%和19.2%，其中陕西、甘肃、青海和宁夏四省的可再生能源渗透率已经超过30%，远远超过20%的消纳极限，加之“三北”地区冬季供暖需求导致弃风率高企，仅仅依靠省内消纳显然无法扭转当前“三北”地区的严峻形势。

加强统筹规划，利用调峰优化电力结构。

“三北”地区电力结构严重失衡，主要由于供热机

组装机量较大，系统调峰能力有限，且自身消纳和外送能力不足，导致“三北”对火电依赖性过大。

因此“三北”地区提高风电、光伏利用率的方法是装设储能电站、抽水蓄能电站和可调峰的燃气联合循环机组。

根据历史运行经验，在电源结构上需要配备25%~35%的调峰电源才能达到安全高效经济水平。

2016年我国电力发电总量达到5.99万亿kWh，同比增长5.2%，电力设备利用小时数仅有4300小时，我国已经进入到电力过剩的阶段，在弃风、光率高企的情况下，广泛增加储能电站等电源建设的动力不足。

另外，“三北”地区不具备大批上马调峰电源或储能电站的条件，虽然利用调峰优化电力结构能够从根本上解决风电消纳问题，但难以在较短时间内取得成效。

加强“三北”地区外送能力。

东北电网覆盖的蒙东地区有丰富的煤炭资源，可以借助本网资源优势以及核电和可再生能源建设满足本地需要，并有外送的电力流。

华北电网覆盖地区是主要负荷中心之一，在主要依靠本地煤电的同时，可接受东北电网和西北电网东部地区部分电力；西北电网覆盖区域的煤炭、水能、风能和太阳能资源丰富，而负荷相对较轻，需要外送电力。

2015年西北电网发电量