论100年新能源周期的正式启动

  人类自18世纪末进入工业革命时代以来,每100年就会产生一种新的能源,伴随着对这种新能源的运用,这个蓝色星球的领路人也在不断更替。

  200多年前,这种新能源叫做煤炭,这个领路人叫大不列颠及北爱尔兰联合王国。

  而在2020年的今天,这种新能源叫做光储电力,这个领路人便是我们伟大而可爱的祖国——中华人民共和国!

  人类的文明源远流长,但在上下五千年有记载的人类历史中,最辉煌的莫过于工业革命以来的这250年。过去250年来,人类的人口增速出现了10倍于此前数千年的壮观景象,而这全部依赖于我们对于煤炭、石油这些地球祖先所馈赠于我们的瑰宝。

  但这些成百万、上亿年来形成的地球瑰宝,被人类在短短250年内快速而疯狂的使用。在当前全球年均约140亿吨油当量的消费水平及年均2%的用能增速下,即使石油、煤炭、天然气的可采储量进一步翻番至2万亿吨油当量,60多年后人类也将面临传统能源这一决定性资源的全面枯竭。人类何以不退回到只剩10亿人口并靠薪柴、秸秆度日的农业时代?人类何以维持全球接近80亿的人口体面而有尊严的长期生存?人类何以自由而全面的发展自我而不断探索更为广阔的茫茫宇宙?

  过去相当时间内,我们探索过水能,但因为全球水系资源的有限性,无以维系我们不断增长的需求;我们探索过核裂变能,但我们也最终放弃了,在核电设施的安全性与地震海啸对抗的过程中,人类过于渺小。最终,我们找到了新能源,找到了只需和平利用太阳给予我们的馈赠以及地球陆地表面25%的面积便可供人类维持2%用能增速长达160多年的新能源,找到了经过二十年的探索和全球各国政府大力财政支持而即将全面具备经济性的光储电力!

  为什么以光储电力为核心的新能源有资格、有实力全面替代以煤油气为核心的人类第二代能源,而成为人类新一代的“主力能源”?

  我们认为,以光储电力为核心的新能源不仅满足人类未来160年以上持续2%用能量增长的需求,更因为其清洁性、安全性、独立性、和平性而“政治正确”。此外,在未来2-3年,光储电力将以清晰可见的技术路线及发展路径完全实现真正意义上的平价上网,达到经电力约束成本补偿后的真正经济性!

  那么,又是为什么我们在2020年1月这个时间点上,提出100年新能源周期的正式启动这个历史命题呢?

  (1)新能源产业经过长达十几年的发展,截止2019年末,其在人类能源结构中的占比首次超过了核电,而成为人类第五大能源。预计在可以预见的3-5年内,新能源在人类能源结构中的占比将超越水能,而成为仅次于石油、煤炭、天然气后的第四大能源。以光储电力为核心的新能源在体量上已经具备了与前三大能源相竞争的体量资格。

  (2)以光储电力为核心的新能源过去十几年来的发展,没有解决两个核心问题,一为经济性,二为克服其物理属性缺陷所带来的电力约束问题。2019年前的光伏降本,已经能够满足在不考虑电力约束、全球各国补贴退出的情况下实现平价(即,光伏产业当前所认为的平价,但实际上由于电力约束问题,平价还没有到)。而在光伏产业终极技术——异质结(HJT)技术的推动下,光伏的度电成本将再降20%,从而可弥补并支付因光伏电力的非全天候不可调度性所带来的现由电网和火电企业所承担的外部性成本。2020年1月,伴随着HJT装备及技术的全面突破,在可以预见的2-3年后的未来,将全面实现最后一公里的光伏降本目标。而在可以预见的3-5年后的未来,储能系统的成本也将降低至电力市场化后的全国平价水平。由此,光储电力将全面具备真正意义上的无约束的经济性。

  (3)以光储电力为核心的新能源,中国将成为其明确的主导国。中国在全球光伏制造业、磷酸铁锂电池制造业上,分别占有全球80%和100%的市场份额。中国的经济体量、全球政治影响力,早已处于全球第二的位置。特别是中国过去数年来所提出的“一带一路”战略、构筑人类命运共同体的政治理念,已经逐步获得全球除美国以外各国政府与人民的高度认同,这与新能源因为其资源分布的均匀性而具备的“和平性”属性高度吻合。2020年1月以来,美国发动对伊朗高级将领的斩首行动,并引发了伊朗举起全球反美大旗,彻底打破了全球地缘政治的现有格局。美国对中国的战略牵制将由此全面、大幅的放松,这将彻底结束中国自2010年美国亚太再平衡战略实施以来所面临的紧张的外部局面。中国将以最佳的投资环境、最高的安全性,成为吸引西方乃至全球资本聚集的圣地。由此,中国的和平崛起,将再无阻碍!而有实力强大的中国作为主导国和坚实保障,以光储电力为核心的新能源走上人类历史舞台,才能得以“德位相符”。

  进入2020年这一新的年代,我们不仅可以看到中国首个百年梦想的实现、中国制造2025的历史突破,更能看到中国在工业革命以来首次在经济总量上对美国的超越。而到30年后,中国更将以在第四次工业革命上所取得的显著领先地位,以及中国构筑人类命运共同体的博大胸襟,而全面实现中国第二个百年梦想,引领人类走向新的纪元。这一切,将与新能源对传统能源的全面替代互为因果。新能源,将彻底补上中国的最后一块短板,实现中国在“资源-制造-消费”三大要素上的全面平衡,从而成为中国屹立于世界民族之巅的根本保障!

  以光储电力为核心的新能源,降本核心首先在光伏。前面我们也讲到,过去十几年来人类对光伏的利用,有两个显著的欠缺点:(1)经济性上的欠缺。(2)物理属性上的欠缺。

  在经济性方面,从2004年以来,伴随着德国、西班牙、意大利、美国、日本、中国、印度等各国政府先后推出各种补贴、退税政策,全球新增装机量从1GW迅猛发展至100GW。伴随着光伏组件价格、系统成本、度电成本的下降,单位补贴强度不断递减,但仍然不改变过去十几年的光伏大周期由补贴驱动这一事实。因此,我们也称过去十几年来的四轮光伏中周期所组成的大周期为光伏补贴大周期。

  在物理属性方面,不包含储能的光伏电力本身(风电也类似),具有间歇性、波动性、难以预测性及非全天候的不可调度性。所谓的间歇性、波动性、难以预测性,决定了光伏给电网调度在调频上所提出的挑战;伴随着光伏项目普遍安装自动发电控制(AGC)系统,而过往两年大量火电机组实施了调频储能,这个问题已经解决。而所谓的非全天候的不可调度性,决定了光伏给电网及火电机组在调峰上所提出的挑战——这个问题,是2015年中国西部地区全面爆发限电问题以来一直困扰着光伏行业、至今没有解决的大问题。

  (1)中国的中东部光伏大省,如河北、山西、山东、河南、江苏、浙江、安徽,其风光装机量占比已经接近甚至突破20%的水平,火电机组已经在风光资源最好的时点达到50%以下的深度调峰(一般而言,国内火电机组的最大调峰深度在50%左右,如果在中午时段阶段性关停机组,启停成本过高而令火电厂无法接受;而如进一步压低火电机组的调峰深度,则需要对机组进行大规模的灵活性改造并产生费用),而这些省份的电网、能源局分别提出要求,或者将调峰储能的配置作为新能源接入的条件,或者开始讨论下调保障性发电小时数,以市场化的方式解决调峰压力。

  (2)在海外,全球除美洲以外的主要光伏市场,如欧洲、日本、印度、澳洲、越南等,也已经出现局部甚至是大面积的电力消纳困难。此外,全球风光装机量占比也已经达到20%左右(注:全球各国电网调度水平的差异、电力机组结构差异所导致的调峰能力差异,会导致电力约束的爆发时点略有不同,但电力约束本身是个不可回避的问题)。我们认为,在过去十几年的光伏第一大周期中,以调峰压力为核心的电力约束问题成为制约光伏产业进一步发展的主要障碍。从而,由电网、可调峰电源企业无偿为新能源提供调峰服务,也构成光伏第一大周期的主要特征。

  第一,通过电力市场发挥作用,在现货市场、辅助服务市场的联动下,由光伏的装机量推动高辐照强度的中午现货市场价格下跌及调峰服务价格的上涨,最终推动火电企业展开灵活性改造,从而在中午时段通过提供50%以下的深度调峰,甚至推动火电企业在光伏发电高峰时段关停机组,由此保障光伏电力的全部消纳。

  第二,电力市场发挥作用,中午时段电力现货价格的走低将导致用户侧储能“两充两放”策略的经济性大幅提升,从而由储能在中午时段消纳光伏电力。与此同时,中午时段调峰服务价格的上涨,将导致作为独立辅助服务提供商的发电侧储能获得经济回报的提升,由此共同参与对午间过剩光伏电力的消纳。

  第三,由地方电网或能源主管部门发布行政命令,要求光伏、风电的并网必须配置一定比例的储能,从而解决调度难题。

  在上述三种方式中,第一种方式所能消纳的光伏电力仍然是有限的,当风光装机量占比超过40%以后,仍然需要通过储能加以解决;第二种方式和第三种方式由于引入了储能,从而长治久安的解决了电力的低成本存储、消纳难题,这在电力被人类利用250年来的历史上都是从未大规模实现的(注:全球抽水蓄能只占2%,而未来的储能行业规模将远超这个水平,达到与光伏、风电1:1:1的水平)。但无论采用上述三种方式中的哪一种,对于光伏而言,有一个问题是明确的:在过去固定收购电价模式下的行业内所谓的“光伏平价上网”是不够的,只有更低的度电成本,才能在市场化解决方案下让渡出调峰的成本,或者在非市场化的解决方案下满足储能的投资成本。换言之,光伏电力的“非全天候不可调度性”属性所带来的电力约束问题,完全可以用“钱”来解决:只要光伏发电的物理缺陷所导致的外部性成本(原本由电网及参与调峰的发电机组承担)内部化,光伏电力的电力约束就不构成其规模增长的制约。

  那么,既然我们可以将光伏电力的物理属性缺陷问题的解决转换成经济性问题,光伏发电的度电成本该降至什么水平,才能实现真正意义上的“经电力约束成本补偿后的平价上网呢”?

  我们提出一个实用而简便的操作方法:对于风电、光伏发电功率在最大用电负荷50%以上的部分,按照不超过火电可变成本的价格(在中国,大概是0.15元/kWh)实现上网;风电、光伏发电功率越大的,上网电价越低。

  在国内,若用电负荷50%以下部分(全国工作日的最高电力负荷大约在1000GW左右,50%就是500GW,在风光资源较好的时段,分配给光伏和风电大概各250GW)按当前国内0.38元/kWh的上网电价计算、用电负荷50%以上部分若按0.10元/kWh的现货价格计算,则光伏装机量要在当前200GW的水平上再实现爆发式增长至500GW水平,必须达到加权平均0.30元/kWh的发电侧平均电价。

  那么,从目前中国中东部地区的平均辐照强度计算,当前的光伏组件价格、系统成本是否已经达到了上述水平呢?

  经SOLARZOOM新能源智库计算,在2020年1月,若按1.70元/W组件价格、3.70元/W系统成本及1200小时的有效发电小时数计算,度电售价为0.38元/kWh。只达到了未支付电力约束成本补偿前的平价上网,尚未达到支付电力约束成本补偿后的平价上网,其发展规模必然受到电力接入问题的困扰!

  那么,光伏度电售价如何在当前0.38元/kWh的全国中东部平均脱硫煤电价水平上进一步下降20%以上呢?

  我们认为,必须依靠光伏组件的进一步降本、增效!而且,由于光伏系统成本BOS大部分是与功率相关(逆变器、汇流箱、变压器、外线及上述相关的安装成本,路条费)而非与面积相关(支架及安装、基础及安装、组件的安装),光伏系统BOS能受益于组件效率提升而降本的部分较为有限,光伏度电成本要下降20%以上,必须主要靠组件成本的下降及组件每W发电量贴现值的提升来实现。这就是所谓的光伏平价上网的最后一公里!

  为了实现光伏真正平价上网前的最后一公里,我们认为必须要依靠组件成本的下降及组件每W发电量贴现值的提升这两条途径。

  从第一条途径(组件成本下降)看,必须寻找到符合以下条件的技术:(1)更高的电池效率,从而降低在电池、组件环节与面积相关的成本,(2)更薄的硅片,从而降低硅耗,同时因改变硅料、硅片环节的供求关系而降低硅价。

  从第二条途径(组件每W发电量贴现值)看,必须寻找到符合以下条件的技术:(1)更少甚至是零光致衰减、电势诱导衰减、光热衰减,(2)更高的双面率,(3)更低的温度系数,(4)更强的弱光效应。

  在当前光伏产业已经实现GW级量产或未来2-3年内有可能达到GW级量产的诸多技术路线中(P-Perc、N-Pert、TOPCon、IBC、HJT)中,只有异质结(HJT,又称HIT或SHJ)能全部满足上述条件。

  那么,HJT电池技术在可以预见为未来2-3年内是否满足了GW级量产的产业化条件,其在组件成本下降、每W发电量贴现值这两个指标上的表现能否满足光伏度电成本再降20%以上的要求呢?

  (1)2015年松下的HIT专利技术专利过期后,全球投向HJT技术的实验室、装备企业、电池商数量逐步增多。

  (2)2019年10月REC在新加坡成功实现600MW产线量产,其电池转化效率高达24.5%,组件效率高达21.2%。而国内的HJT电池龙头企业山西晋能,其100MW的产线%以上的电池转化效率,5BB和MBB组件的效率分别达到21.3%和21.6%。

  (3)过去几年以来,我国高端装备制造业快速进步,尤其是半导体行业的技术逐步成熟,导致HJT行业四大生产步骤中核心难点环节(非晶硅膜沉积)的设备PECVD正在实现国产化突破。从而能在5-10nm的厚度等级上,实现可靠性、一致性和可重复性(原先光伏产业减反射膜环节的PECVD只能用于70-100nm厚度等级的沉积)。钧石、理想能源、捷佳伟创、迈为股份、金辰股份等国内设备厂商已经或即将实现PECVD这一核心设备的国产化。

  (4)以山煤国际、东方日升、彩虹集团、爱康科技、福建晋锐为代表的潜在HJT电池投资商已经磨刀霍霍,准备了数十亿元的资金用于启动HJT电池产业的GW级甚至是10GW级的量产投资。

  (5)辅材辅料方面,低温银浆、TCO靶材等占比较高的HJT电池辅材辅料也已经进入国产化突破降本的阶段。

  (6)资本市场的热情全面启动,自2019年12月8日以来,资本市场经历了近一个月的研究、讨论,实现了对HJT产业的高度认识,HJT板块已经全面形成,并出现显著的连续的上涨。

  综上所述,从专利、技术、设备商、电池商、辅材辅料商、资本市场支持6个维度看,HJT产业化突破的条件全面满足。只需等待HJT产业链设备成本降至5亿元/GW以下、电池转换效率达到24%、良品率超过95%甚至98%,HJT电池环节的投资便将正式启动。根据我们的估计,上述GW级的电池投资将在2020年下半年出现。

  其次,在HJT组件的降本力度上,根据SOLARZOOM新能源智库成本分析模型,当前HJT组件的全产业链不含税成本(已刨除多晶硅、硅片、电池片、组件四个环节的利润,未刨除辅材辅料的利润)约为1.29元/W,略高于P-Perc的1.17元/W。上述测算的边界条件是:(1)HJT电池片良品率90%、(2)电池转换效率23.7%、(3)设备规模100MW单价6亿元/GW、(4)银浆、TCO靶材尚未国产化。

  若HJT电池片良品率提高至95%、电池转换效率提高至24%、设备规模250MW单价5亿元/GW、银浆及TCO靶材国产化,则对应HJT组件全产业链不含税成本将达到1.17元/W,与P-Perc全面持平(这也构成了GW级电池投资在2020年下半年启动的核心证据!)。

  此外,在2-3年后,随着持续的技术进步和产业规模的扩大,HJT组件的全产业链不含税成本将进一步大幅下降。

  第三,在组件每W发电量贴现值这一指标上,HJT相比P-Perc存在着以下优势:

  (2)温度系数只有-0.26%/℃,双面率可达到96%以上,弱光响应明显,由此在温度较高、地面反射较强的地区,发电量增益可达到10%,在温度较低、地面反射较弱的项目上,发电量增益可达到5%。

  由此,我们在光伏财务测算模型中,可以将首年衰减由2.5%调整至2.0%,每年衰减由0.7%调整至0.25%,系统效率可从82%上调5%(按最差地点保守测算)至86.1%。

  基于上述三点,我们经计算后认为:在可以预见的2-3年内,基于HJT新电池技术的光伏系统成本可以降低至3.12元/W(假设BOS成本维持基本不变,HJT组件含税价格降低至略高于1.12元/W的水平)。基于HJT电池的光伏项目在系统成本下降、衰减参数下调、系统效率参数上调的假设,在原1200小时有效发电小时数的地区,度电售价将降低至0.30元/kWh左右,恰好能够满足经电力约束成本补偿后的全面平价上网条件。

  相比HJT技术,当前光伏产业的主流电池技术P-Perc由于在每W组件发电量贴现值上没有优势,故而其必须以更大的组件降本幅度满足真正意义上的平价上网。根据测算,P-Perc组件达到0.30元/kWh度电售价所对应的组件价格不得超过0.80元/W,相比当前1.70元/W的组件价格要下跌53%。这是当前技术进步已经接近极限的P-Perc电池所完全不可能实现的。因此,在当前P-Perc技术路线下,光伏产业实现平价上网的可能性几乎不存在!

  同样,在N-Pert、TOPCon、IBC等技术路线上,从产业化条件、组件成本的下降幅度、组件每W发电量贴现值的水平三个指标上,均不及HJT技术。因此,无法满足经电力约束成本补偿后的平价上网条件!

  经过上述严密的逻辑论证,我们坚定的认为:光伏产业要实现经电力约束成本补偿后的真正平价上网,只有HJT技术能满足0.30元/kWh的度电成本;而HJT技术在当前的产业发展格局下,在2020年下半年有望启动GW级的投资,在2-3年后将全面实现真正意义上的平价上网!

  因此,光伏HJT电池技术将是实现经电力约束成本补偿后的真正意义上的光伏平价上网的充分且必要条件!

  既然HJT电池技术是光伏产业在未来2-3年内实现经电力约束调整后的平价上网的唯一正确的选择,那么HJT电池产业化的过程又将如何实现呢?

  我们认为核心在于快速降本,而HJT电池降本又可以根据降本主体、降本方式的不同分为四个方面:(1)HJT自身(HJT设备商、电池商、组件商)的技术进步所带来的效率、良品率、产线规模的上升和耗材用量的下降,(2)核心设备、辅材辅料的国产化降低单位成本,(3)硅片企业推动薄片化进程,(4)硅片企业降低N型硅片的售价。

  (1)自2020年1月开始,目前已经进入“HJT效率及良品率突破、与P型单晶成本差距缩小”的降本预期阶段。

  (2)预计在2020年下半年,将进入到GW级电池商资本投入的第二阶段(HJT的全产业链成本与P-Perc一致,但因为更佳的每W发电量贴现值而产品将获得终端客户的认可)。

  (3)2021年上半年,GW级电池商逐步投产、达产。此时HJT组件的售价或将小幅高于P-Perc或与P-Perc基本一致,但因为更佳的每W发电量贴现值而获得销售放量。

  (4)此时,在电池环节,P-Perc电池与HJT电池厂商之间将发生激烈的博弈;而在硅片环节,由于出现了GW级乃至10GW级的订单,硅片企业必将出于自身利益及硅片企业的竞争而推动薄片化。

  (5)2021年下半年至2022年,HJT电池不仅在每W发电量贴现值上优于P-Perc,更将在成本和售价上全面低于P-Perc。

  (6)随着时间的推演,将出现对HJT电池环节的资本追逐,实现HJT电池技术在10GW级别向100GW级别上的深度放量。

  (7)最终,伴随着薄片化的进程在100GW级别的HJT产能上的应用,硅料、硅片产能将出现严重的过剩(HJT每W耗硅量有望从当前的130μm降低至90μm),市场将因为供求关系的变化而出现硅料、硅片环节利润及售价大幅下降,这又将进一步的强化光伏产业的降本。最终实现HJT电池对P-Perc电池的全面替代,同时光伏度电成本将在当前0.38元/kWh的基础上降本20%至0.30元/kWh。

  我们认为,2020年1月以来,HJT电池全面替代P-Perc电池的进程已经正式启动。只是上一轮光伏产业的技术替代发生在硅片环节,而这一轮光伏产业的技术替代将发生在电池环节。不同的是:

  (1)上一轮光伏产业技术替代完成后,并没有实现经电力约束成本补偿后的平价上网,光伏产业仍然在第一大周期内发展;而这一轮电池环节的光伏产业技术替代完成后,将直接达到经电力约束成本补偿后的平价上网,开启光伏产业长达30年的第二大周期(新能源增量替代大周期),同时开启长达100年的人类第三代能源大周期。

  (2)从可以预见的未来看,光伏电池技术的未来更新都可以在HJT电池技术上进行叠加而无须更换主要设备,比如IBC、钙钛矿等,而最近几年转换效率快速提升的钙钛矿本身独立形成产品在技术上还完全没有突破(钙钛矿是一次性大面积成型的,然后再切割,故而稳定性和一致性较难突破)。因此,我们认为,HJT电池技术将大概率上成为未来10年的“终极”光伏电池技术。HJT电池替代P-Perc电池的这一历史进程,也将成为改变光伏产业历史、改变新能源历史、改变人类能源进程的“颠覆之战”!

  在光伏经电力约束成本补偿后的平价上网实现(光伏度电售价达到0.30元/kWh)后,用户侧亦将出现平价上网,对于电力用户而言,不仅希望在光伏发电高峰时段实现平价,更希望在电价高峰时段实现更低的电价。这是需求侧的一方面。在供给侧的另一方面,由于光伏发电在中午时段需要为超过电力负荷50%以上的部分支付调峰费用,故而其电力现货价格将维持在较低水平。这自然将为电力市场化后的储能提供了更大的盈利空间。

  那么,储能在新能源产业增量替代的30年周期及100年级别的人类能源超级大周期(包含新能源增量替代、新能源存量替代两大周期)中,将发挥怎样的作用呢?

  我们认为,储能将解决电力在时间上、空间上不可调节性的这一物理属性(时间不可调意味着电力不能存储,空间不可调意味着电力消费必须基于电网的架设),从而改变人类过去250年来对电力的使用方式。

  具体而言,储能通过在低等效负荷(低负荷+可再生能源高发电功率)时段充电,在高等效负荷(高负荷+可再生能源低发电功率)时段放电,从而实现对电力时间不可调节性的低成本突破。储能的上述特征与光伏的结合则构成对火电及煤炭能源的全天候替代(光伏本身只能实现在中午时段对煤炭的替代)。

  而若储能电池安装在汽车、工程机械、农业机械、轮船等可移动设施上,则构成对电力空间不可调节性的全面突破。储能的上述特征进一步构成对石油的替代。

  因此,储能将构成新能源增量、存量取代以煤油气为核心的第二代人类能源的关键性技术。

  那么储能将以何种形式出现,储能的经济性又将在何种情况下出现?我们判断如下:

  (1)未来储能将以两种形式出现在历史舞台上:一为采取“两充两放”策略的用户侧储能,二为同时参与调峰、调频等多项辅助服务的发电侧储能(或可以是“独立服务服务提供商”)。

  (2)在当前的储能电池技术条件(主要指循环寿命)和成本条件下,当前可以实现在0.45元/kWh平均电价差、“两充两放”策略下的用户侧储能平价上网(仅适用于高电价差地区)。若要进一步实现全国范围内的储能平价上网或新能源用户侧平价上网,鉴于电力市场化后全国“两充两放”策略下的平均度电价差约在0.30元/kWh左右,则对应着储能电池(含BMS及直流汇流柜)的售价应达到0.70元/Wh左右的水平。

  在上述条件下,我们提出下述光储电力的商业模式,并由此测算用户侧平价上网如下:

  (1)受屋顶面积的有限性影响,集中式光伏将作为光伏未来的主要形式。分布式光伏为补充。集中式光伏发电在电力负荷50%以下的部分按照基准高电价出售给电网;集中式光伏发电在电力负荷50%以上的部分按照现货市场低价拍卖。

  (2)用户侧储能、独立辅助服务提供商作为未来储能的主要发展形式。其中,用户侧储能的商业模式更为清晰,盈利更容易计算。其通过电力现货市场低价购买夜间、中午时段的低成本电力,并在高电价的上午、下午及傍晚时段将电力出售给用户。

  (3)在国内500GW左右的装机水平上,若按照高电价光伏发电0.38元/kWh、低电价光伏发电0.10元/kWh测算,集中式光伏发电的平均售价为0.30元/kWh。集中式光伏的电力中高电价部分直接出售给电力用户,考虑0.20元/kWh左右的过网费及政府性基金及附加后,10kV用户侧的成本为0.58元/kWh;而其低电价部分出售给用户侧储能。

  (4)用户侧储能按照0.10元/kWh的现货价格购买中午时段的光伏保障性小时数以外的部分,在支付了0.20元/kWh左右的过网费及政府性基金及附加后,10kV用户侧储能的电力成本约为0.30元/kWh,考虑0.30元/kWh不到的平均电价差,用户侧储能在峰段的售价达到0.60元/kWh以内。

  (5)综合光伏发电的高电价部分在中午时段直接出售给电力用户的部分,以及其低电价部分通过储能在腾挪时间后于峰段出售给电力用户的部分,电力用户消费光储电力所实现的全天候加权平均电价约为0.58元/kWh,从而与电力市场化后全国火电的平均10kV用户侧电价达到一致的水平。

  那么,储能电池(含BMS及直流汇流柜)在何时能达到0.70元/Wh的电池售价?我们认为按照目前的降本速度及企业利润释放速度,大约在3-5年以后达到这一水平。

  因此,我们认为,在HJT电池技术的推动下,光伏实现经电力约束成本补偿后的平价上网的时间,略早于用户侧储能平价上网,但差不多在2025年前,应当能完全看到光伏及储能全面实现平价上网。

  当然,储能商业模式的成立,仍须以全国电力市场化改革完成、解决用户侧储能主体风险溢价问题为前提条件。这是在未来5年内,我们需要观察和密切跟踪的。

  但无论如何,在5年后的2025年,伴随着中国实现“中国制造2025”,光储电力必将全面实现平价上网,从而以新能源增量替代为核心的30年大周期,以及未来100年的人类能源大周期,将共同迎来第一波主升浪!

  2015年以来,SOLARZOOM新能源智库持续为光伏产业提示风险,并不断观察新的大周期何时启动。具体如下:

  (1)2015年中,我们向产业及金融客户全面提示西部限电风险,并认为西部限电风险在可以预见的未来“无解”。正如我们所预测,2015年下半年至2016年,西部限电问题全面爆发。至今上述问题仍未得以解决。

  (2)2017年下半年,我们在光伏制造业需求和供给侧共振向上时,探讨新老大周期能否无缝切换这一问题。

  (3)2018年2月,我们向金融客户全面提示补贴缺口风险,并认为补贴缺口问题在可以预见的未来“无解”。正如我们所预测,2018年5月31日,国家出台531政策,启动光伏补贴的全面退出计划。

  (4)2019年5月末,在能源局全部相关光伏政策出台完毕后,我们撰写报告向金融客户提示风险,认为2019年的全年新增装机量将在20-25GW区间。这虽显著低于当时的金融市场及产业的一致预期,但预测与最终的结果方向最为吻合。

  (5)2019年9月4日,我们在观察到中东部省份的电力约束问题逐步显现后,向金融客户提示全国范围内电力约束的风险。

  经过5年时间的风险提示,及对未来30年光伏增量替代大周期(光伏第二大周期)及未来100年新能源周期启动信号的观察,我们SOLARZOOM新能源智库正式于2020年1月9日提出:新能源的100年新周期正式启动!

  在战略层面上,我们在当前这个时间点上提出新周期启动的核心理由已经在第一篇内论述,归纳起来无非是三点:

  (1)新能源于2019年超越核电成为人类第五大能源,新能源从体量上具备了与传统煤油气能源的竞争资格。

  (2)新能源的经济性问题及电力约束问题已经看到清晰的产业路径,HJT电池的产业化恰好能完成光伏平价上网前的最后一公里降本,支付电力约束问题相关的调峰成本。

  (3)伴随着美伊对抗格局的全面形成,中国在未来十年所面临的战略压力急剧下降,由此中国将确定性的完成“中国制造2025”并取代美国成为全球领导者,作为中国制造的重要名片,新能源的崛起和中国的崛起将互为因果。

  (1)HJT核心设备国产化技术突破在即,转换效率、良品率将达到可以启动GW级投资的水平。

  (2)伴随着2019年遗留项目的延迟并网,以及央企国企在新能源投资上的再次发力,2020年国内装机量预计不低于2019年的水平。

  (3)目前在山西、山东、河北、河南、江苏、安徽、浙江等重点省份上,暂没有看到单月新增装机量为0的情况,虽然电力约束问题开始显现,但尚有余地(若按全国风光装机占比达到25%或30%测算,光伏+风电还剩125GW/200GW的空间,足够未来2年的发展)。全球电力约束问题也差不多是同样的情况。若在2-3年的时间内HJT如我们所料,成功帮助光伏产业度电成本降低至0.30元/kWh(1200h地区),则将实现新老周期的无缝切换。

  (4)2020年1月美伊全面对抗以来,全球原油价格出现大幅上涨,鉴于美伊两国间的长期不可调和性、特朗普在2020年大选中的竞选需要、美国共和党在下一个政治周期中的利益变现诉求,未来几年全球油价将易涨难跌,这将为除中国、印度以外的海外光伏市场(注:中国、印度电力以煤炭发电为基础)更快实现经电力约束成本补偿后的平价上网营造一个良好的氛围。


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