“十三五”太陽能光伏裝機目標為150GW，其中包含70GW的分布式光伏電站以及80GW的集中式光伏電站。若需達成此目標，則中國未來五年內平均每年的光伏設備需求量將突破20GW。
近期，新能源領域政策暖風頻吹。“可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法”即將出臺，財稅優(yōu)惠政策持續(xù)推進。在國家大力發(fā)展低碳綠色經(jīng)濟的背景下，“政策利好+技術利好+環(huán)境利好”，對于光伏產(chǎn)業(yè)而言，可謂天時地利人和。
2015年12月15日，國家能源局下發(fā)了《太陽能利用十三五發(fā)展規(guī)劃征求意見稿》。意見稿提出，到2020年底，太陽能發(fā)電裝機容量達到1.6億千瓦，年發(fā)電量達到1700億千瓦，年度總投資額約2000億元。這次“光伏十三五”規(guī)劃意見稿的提出，無疑將給光伏企業(yè)帶來巨大機遇。
意見稿中明文指出，“十三五”太陽能光伏裝機目標為150GW，其中包含70GW的分布式光伏電站以及80GW的集中式光伏電站。若需達成此目標，則中國未來五年內平均每年的光伏設備需求量將突破20GW。若上述目標達成，那么到2020年底，太陽能發(fā)電裝機規(guī)模將在全國電力結構中占比7%，在新增電力裝機結構中占比15%，在全國發(fā)電量結構中占比2.5%。而在整體太陽能裝機量中，光伏發(fā)電占94%、太陽光熱占6%；西部地區(qū)占太陽能發(fā)電裝機量35%，其他65%則分布在中、東部地區(qū)。
2015年12月22日，中國人民銀行發(fā)布公告，在銀行間債券市場推出綠色金融債券，其中，光伏被列入《綠色債券支持項目目錄》。隨著金融支持力度加大，光伏產(chǎn)業(yè)的融資難題獲得一定程度緩解。另外，近日，國家發(fā)展改革委發(fā)出《關于完善陸上風電光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價政策的通知》，適當降低新建陸上風電和光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價，調整后的標桿電價政策將對新能源產(chǎn)業(yè)保持較強的支持力度。
光伏裝機持續(xù)增長
數(shù)據(jù)顯示，我國的光伏裝機持續(xù)增長，2014年光伏發(fā)電新增裝機容量10.6GW，約占全球新增裝機的五分之一，預計2015、2016年國內光伏裝機分別為17.8GW、20GW，增長率分別為57%、41%。
“十三五”期間，光伏行業(yè)將繼續(xù)保持較快發(fā)展，尤其要擴大分布式規(guī)模，并重點提高轉換效率，降低成本，提高全產(chǎn)業(yè)鏈競爭力。此外，“十三五”光伏規(guī)劃《意見稿》中也指出了各地區(qū)到2020年的規(guī)模布局。
根據(jù)2020年底光伏累計并網(wǎng)規(guī)模布局，西北部與西部主要仍以光伏電站為發(fā)展重點，其中到2020年，西北地區(qū)光伏電站達到48.5GW，分布式電站為3.95GW。華東與中東部地區(qū)將力推分布式電站，到2020年華東地區(qū)分布式累計并網(wǎng)預計達到24.4GW。值得注意的是，中東部地區(qū)是全國光伏規(guī)劃量最高的地區(qū)。
光伏發(fā)電已呈現(xiàn)東中西部共同發(fā)展格局。截至2014年年底，中東部地區(qū)新增裝機容量達到560萬千瓦，占全國的53%。其中，江蘇省新增152萬千瓦，僅次于內蒙古自治區(qū)；河北省新增97萬千瓦，居全國前列。西部省份中，內蒙古、青海、甘肅和寧夏均較大。
根據(jù)國家光伏發(fā)電的整體規(guī)劃，與地面電站相比，分布式電站的發(fā)展空間和彈性均較大。根據(jù)規(guī)劃，到2020年分布式要達到70GW，而截至2014年分布式累計裝機容量為4.67GW，每年平均需新增裝機容量達13GW。
導讀：“十三五”太陽能光伏裝機目標為150GW，其中包含70GW的分布式光伏電站以及80GW的集中式光伏電站。若需達成此目標，則中國未來五年內平均每年的光伏設備需求量將突破20GW。
根據(jù)國家能源局統(tǒng)計，全國建筑物可安裝光伏發(fā)電約3億千瓦，僅省級以上工業(yè)園區(qū)就可安裝8000萬千瓦，市場潛力巨大。相比于大型電站，分布式解決了大型電站的長距離傳送問題和并網(wǎng)壓力。目前，隨著國家電改政策頒布以及能源互聯(lián)網(wǎng)的發(fā)展，中國有越來越多的公司從電力消費側涉及商業(yè)模式，能夠讓電力供給側互聯(lián)網(wǎng)化，有望實現(xiàn)能源需求側管理和能源互聯(lián)網(wǎng)的真正落地。隨著技術的發(fā)展，能源互聯(lián)網(wǎng)的落地，分布式存在的弱點比如業(yè)務模式不清、電費收繳難度大等都將得到解決。
光伏標桿電價下調
從2016年1月1日起，光伏上網(wǎng)電價調整方案正式施行，三類光照資源區(qū)的上網(wǎng)價格分別由2015年的0.9、0.95、1.00元/千瓦時下調至0.8、0.88、0.98元/千瓦時。對于已經(jīng)投運的電站和2016年1月1日之前備案且2016年6月30日之前并網(wǎng)投運的電站，仍執(zhí)行原上網(wǎng)電價。為享受上網(wǎng)高價補貼的余溫，2016年上半年或將迎來一輪大規(guī)模的裝機潮。
目前，Ⅰ類資源區(qū)由于當?shù)叵{能力不足、外送條件有限，存在較為嚴重的棄光限電現(xiàn)象。2015年1~9月，全國累計光伏發(fā)電量306億千瓦時，棄光電量約30億千瓦時，棄光率10%，主要發(fā)生在甘肅和新疆地區(qū)。Ⅲ類資源區(qū)主要包括東部沿海地區(qū)，盡管該地區(qū)光照條件不及中西部，但電網(wǎng)接入條件較好、區(qū)域電力消納能力較強。在空氣污染日益嚴重、Ⅰ類和Ⅱ類資源區(qū)2016年光伏上網(wǎng)電價大幅下調、中西部土地資源愈發(fā)緊張的情況下，未來裝機或將向Ⅲ類資源區(qū)傾斜。
從下調電價造成的影響來看，雖然此次光伏標桿電價下調屬于引導行業(yè)成本下行的常規(guī)舉措，但對于光伏I類資源區(qū)來說，超過10%的下調幅度仍超出原來市場預期，尤其是在新疆、甘肅大幅限電以及補貼拖欠的大背景下。今后的地面電站裝機比拼的不再是快，而將是精細化裝機、高效化運維。在何地裝機不會限電，如何運維以提高發(fā)電量，這是開發(fā)運營商需要最先考慮的問題。此外，Ⅲ類地區(qū)迎來發(fā)展良機。光伏標桿電價從1.00元到0.98元，下降幅度小，對于Ⅲ類地區(qū)影響較小，投資收益仍然非常可觀。與此同時，Ⅲ類地區(qū)也是能源消耗比較大的地區(qū)，將分布式光伏電站建設在Ⅲ類地區(qū)能夠減少電的遠程輸運損耗與成本。
2015年，國家能源局副局長劉琦主持召開華東、華中片區(qū)能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃銜接座談會。會上明確提到新能源發(fā)展，華東和華中我國能源消費最集中的地區(qū)，隨著技術進步，這些地區(qū)的風資源和光資源具備了開發(fā)價值，因此未來華東和華中等靠近負荷區(qū)的新能源將快速增長。
成本下降與利潤上升
國家新能源政策與光伏十三五規(guī)劃意見稿的出臺顯示了國家對于發(fā)展光伏產(chǎn)業(yè)的決心，2015年光伏行業(yè)自身也交了一份漂亮的答卷，行業(yè)凈利潤率大幅提升，技術進步與成本下降帶來了產(chǎn)業(yè)鏈的升級和調整。
2015年上半年，光伏行業(yè)整體營業(yè)收入20億元，同比增長22%；實現(xiàn)凈利潤14億元，凈利潤大幅增長192%；上半年行業(yè)毛利率20%，與去年同期持平。利潤的提高除了是行業(yè)整體業(yè)績增速較為穩(wěn)定之外，主要是成本和費用的降低，以及資產(chǎn)減值損失的減少。
與2014年同期相比，多晶硅、晶硅電池生產(chǎn)線投資均有下降，多晶硅生產(chǎn)平均綜合能耗、每瓦電池耗硅量分別下降約10%。骨干企業(yè)單晶及多晶電池平均轉換效率分別由18.8%和17.3%升至19.3%和17.8%；光伏發(fā)電系統(tǒng)投資成本由約10元/瓦降至9元/瓦以下。
據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會理事長高紀凡計算，過去10年間，光伏成本已降至原來的1/8，未來短期內可繼續(xù)降低30%。未來隨著政策的支持，光伏裝機量持續(xù)增長，行業(yè)盈利預計還將持續(xù)增長。
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