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黎明破晓平价临近,国内理论年均新增装机可达100GW
第三批领跑项目中,青海格尔木领跑者中标最低价为0.31元/kWh,低于当地脱硫脱硝火电电价0.325元/kWh,实现售电侧平价。其中,三峡新能源4个项目中标电价0.31元/kWh,协鑫2个项目中标电价0.32元/kWh,均低于火电价格,平价黎明已至。我们通过构建能源平衡表,在全局角度下,满足用电供需平衡。模型中,主要由火电、水电、风电、光伏及核电供给电力,满足全社会用电需求。根据能源平衡表测算,光伏2020年实现平价上网后,每年新增装机约合在100GW以上。同时,分布式渗透率提升至50%以上,市场空间巨大。
头部产能满足平价,龙头逆势扩张匹配平价需求
根据2017年光伏监测结果,潜在新增无补贴光伏项目主要集中于中东部年及南部地区,该类地区火电标杆电价平均值为0.4元/kWh,则对应光伏系统成本在4元/W以下,即可实现发电侧平价(这里指以火电标杆电价上网,仍有8%的IRR)。
若系统成本4元/W,则其他成本补不变,则普通单晶组件价格1.7-2.2元/W,PERC组件在1.9-2.4元/W即可逐步实现发电侧平价。实际上9月中旬,多晶普通组件(275W)1.9元/W,单晶普通组件(285W)价格为1.94元/W,已经进入平价价格区间。若以头部产能计算,合理的毛利率下,可量产的普通单晶组件价格可为1.7-1.8元/W,满足平价要求。
我们预计2019年单晶及单晶PERC将成为主流,因单晶更加适宜薄片化、高效化需求。通过测算,若硅料价格由95元/kg降至80元kg,则硅料价格下降贡献0.04元/W价格下降。若出片数从62片提升至65片,则薄片化贡献价格下降0.03元/W。若组件功率从275W提升至315W,则带来组件封装成本下降贡献0.19元/W,而同时因PERC技术的叠加,电池片成本增加0.05元/W。综合来看,预计19年单晶PERC相较于18年多晶普通组件价格可再下降0.12元/W。
另一方面,由于组件单位功率提升,摊薄每瓦BOS成本,若组件功率从275W提升至315W,则单位功率下BOS成本可摊薄0.4元/W。则综合系统成本在应用PERC单晶组件后,可下降0.5-0.6元/W,进入3.5-4元/W区间,实现发电侧平价。
1.2、风电:效率提升发电量,发电侧平价箭在弦上
目前来看,平价项目将主要在中东部和南方地区,由于地形复杂风资源差异较大,风场设计成为项目收益率的重要影响因素。为了更好地利用风场风能资源,最大限度发挥机组性能,风机大型化、定制化趋势显著,同时搭配高风塔,提升风场综合风速。我们认为,零部件龙头能够提供多品类机型、具备设计经验、掌握核心技术,将在平价项目增长的趋势下提升集中度。
多途径降低度电成本,技术进步及电网调度优化是关键
优质风资源日益稀少,需要更加精益化的项目设计和流程,以保证对自然资源获取的价值。加深对资源形式的理解,以资源顶规模,最终以对资源的最优利用、提供的发电经济有效为标尺。根据行业测算,以50MW项目为例,在风资源评估和风机选型方面,随着设计经验的成熟,初始投资能够节省9%-13%,总成本下降贡献度达24%-30%。折算成度电成本,可以下降0.05元/kWh,对于复杂地形,预计可节省0.07元/kWh。
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