第三批领跑者中标解析,新版《分布式发电管理办法》三大亮点、可再生能源配额制意见稿深度解读

北极星分布式光伏2019-01-10 15:58:19

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近期光伏市场真的是让人一波未平一波又起,许多粉丝向13叔反应对出台的政策,领跑者基地项目中标情况,表示有些不太明白,今天13叔就最近的三大事件向大家做出一系列的解读。


▶01.第三批领跑者中标解析

▶02.新版《分布式发电管理办法》三大亮点

▶03.可再生能源配额制意见深度解读

 

— 第三批领跑者中标解析 —


今日下午,内蒙古达拉特、河北海兴两个光伏应用领跑基地陆续公示竞争优选结果,加上已经确定的吉林白城应用领跑基地和原定今天发布的渭南应用领跑基地,第三批光伏领跑项目将共有4个基地尘埃落定。


这也意味着第三批光伏领跑基地(应用)优选工作结果渐趋明朗,绿能智库研究发现,尽管此次业界多方关注的光伏盛事尚未结束,但赢输已基本确定,企业和地方均喜少忧多,背后的一些问题值得行业各界认真思考。


央企完胜 国电投和中广核碾压业界



坐拥满分的投资实力和业绩实力,央、国企在本次光伏应用领跑基地投标中占有很大优势,参与积极性也较高。本次应用领跑基地共有38个标段,国电投和中广核参与了本次所有38标段投标,三峡新能源参与了37个标段投标,北控参与34个标段投标,华能参与了32个标段投标。


在本次应用领跑基地竞争优选中,央、国企队伍发挥了“财大气粗”的优势,抛出低电价的“杀伤性武器”。不管是投标时土豪式的“广撒网”,还是投报低电价时的魄力,都表现出了“实力雄厚”、志在必得的气势。


图1.截止目前(3月23日)中标企业结果


从目前结果来看,在已开标的四个基地中,央、国企几乎取得了碾压式的完胜,斩获颇丰。


截止目前,国电投在白城、达拉特和海兴三个应用领跑基地都分别中标两个项目,以最大中标容量领跑所有企业。其次中广核太阳能共中标3个项目,中标容量300MW。预计上述两家企业还会在即将公布的几个基地中继续拿下较多项目。


绿能智库预计国电投和中广核将是所有参与投标的央企中拿到项目最多的两家(理论上他们其实可以全中)。


此外,国家能源局今日发布了关于征求《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》意见的函,标志着可再生能源强制配额制进程有了实质性进展。该制度对央企可再生能源保有量的强制压力迫使他们在光伏等可再生能源项目上积极出手。



一举多得,晶科电力成民企最大赢家



根据图2所示的投标价格和之前的业绩分析,此次领跑者项目中标项目容量和数量最多的民营企业将是晶科电力。


在单独或联合体参与投标的几个项目中,晶科电力拥有9个最低电价和4个次低电价,竞标电价基本都处于有利位置。可以看出,晶科电力的竞标报价相当精准。即规避了废标范围,又最大限度的保证以较低电价拿到高分,如果不是评审组计算方法泄露,那就是晶科电力的精算水平太高了!


按照国家有关部门制定的评分优选标准,晶科电力业绩能力能够得到满分20分,与其竞争对手不存在差距,预计在第三批应用领跑基地的角逐中,晶科电力独立或联合体投标理论上能够拿下10个项目,容量预计超过1GW。


除了自己以投资企业身份拿项目做开发外,晶科电力还与参与此次领跑基地投标的多家央企、国企保持了战略合作关系,这些企业中标项目后,按照约定也多会选择晶科能源作为设备供应商,组件销售也将是一笔不菲的进账。


图2.晶科电力报价汇总(电价单位:元/千瓦时)
(蓝色为未公示、红色表示已中标、灰色为未中标)


空留悲怆 十大基地政府无一赢家



目前看来,除青海两基地被暂停外,其他基地最终电价都低于预期,投资企业发电收益被压缩,将直接影响领跑基地未来的税收,而曾寄望于示范项目带动制造业落地的梦想也早已在此前成为泡影。


3.各基地竞标电价平均值(单位:元/千瓦时)


从第二批领跑基地的建设进度可以看出,地方的支持力度和土地政策对能源项目建设存在较大的影响。本期有两个应用领跑基地在申报项目时承诺了零地价,分别是青海格尔木和江苏宝应。以当前的土地费用和电价计算,多个基地如果没有采取非常手段来弥补损失,将面临未来二十多年负债征地的窘境。


尤其是处于经济发达地区的江苏宝应领跑基地,就算不以当地商业电站的用地费用来计算,采取折中的600元/亩/年的用地费用,漫长的二十多征地补偿费将是地方政府肩上一笔不小的负担。


图4.各基地土地政策汇总


而其它基地也不能高枕无忧。山西大同一期采煤沉陷区领跑基地用地费用约为450元/亩/年,本次二期基地用地费用压缩到200元/亩/年,一半多的落差已经引起了当地省政府的不满。目前除江苏泗洪基地计划征收800-1000元/亩的养鱼费力争保证收益外,青海德令哈和格尔木基地曾试图征收城镇土地使用税和限制低价投标而被主管部门紧急叫停。那么,其余基地在政策之外是否会有新增的补充条款?或者出现其他形式的收费目前还不得而知。但可以确定的是,本期大多数应用领跑基地政府主管部门都在愁眉不展,叫苦不迭。


根据统计,国电投获得12个建设项目。晶科及联合体获得10个,中广核及联合体获得8个。其他企业获得1-3个建设项目。

第三批领跑者8大基地,中标结果汇总。据笔者不完全统计,总计4GW项目中,单晶产品占比约85%,多晶产品仅为15%。

上图来源:世纪新能源网

作者:张一山


写在后面的话


领跑基地完成招标后的一些话不得不说:


超低电价中标一定程度上其实是为后续类似示范项目建设“埋雷”。较低的收益,甚至“亏本”的现实已经摆在面前,势必不能调动大多数地方和企业的积极性,在投资、征地、基建等很多程序上尚需依赖这些掌握主导权的地方政府,他们的积极性也是保障领跑项目顺利实施的关键,主管部门和中标企业是否有信心能够得到到位的配合和帮助?答案很明显,高压不能解决实际问题,此批基地的建成很有可能面临延期,甚至“流产”的风险。



— 新版《分布式发电管理办法》三大亮点 —



导读: 屋顶分布式光伏项目仍然不占用规模指标,这有利于分布式光伏的长期发展。另外,关于分布式项目被重新定义的消息也没有成为事实。那新版《分布式发电管理办法》到底说了什么?与之前的《办法》有什么不同,让我们一起来看看。

3月20日,闹得沸沸扬扬的新版《分布式发电管理办法》终于出炉。令行业人士惊讶的是,之前盛传将工商业屋顶项目纳入规模指标管理的消息最终没有落实,新出炉的《办法》并没有相关内容。也就是说屋顶分布式光伏项目仍然不占用规模指标,这有利于分布式光伏的长期发展。另外,关于分布式项目被重新定义的消息也没有成为事实。那新版《分布式发电管理办法》到底说了什么?与之前的《办法》有什么不同,让我们一起来看看。

亮点一:不限制规模 利好分布式?

根据国家能源局之前出台的《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》,分布式光伏发电项目、村级扶贫电站、以及跨省跨区输电通道配套建设的光伏电站不限建设规模。

前不久盛传,新版《办法》将会把除户用之外的分布式光伏项目纳入指标管理,旨在控制分布式光伏发电的发展。有专家分析认为,此举主要是因为补贴拖欠太过严重,为了不让补贴缺口持续扩大,需要对工商业屋顶分布式进行管控。

尽管去年户用光伏取得了突破式的发展,然而户用电站的容量较小,在2017年近20GW的分布式新增装机中,绝大部分是工商业屋顶。如果工商业屋顶被纳入规模指标管理,分布式的发展将受到极大的限制。

最终《办法》并没有将工商业屋顶纳入规模指标管理的内容,继续支持分布式项目的发展。这对分布式市场形成利好。

虽然政策中没有将分布式纳入指标管理的明文规定,然而《办法》对于分布式项目加强管理及规划的意图也很明显。其中提到:省级能源主管部门会同有关部门,组织地级市或县(市)级能源主管部门编制分布式发电发展规划,将分布式发电纳入当地能源电力发展规划,所在地区电网企业(含社会资本投资增量电网的企业,以下同)配套制定分布式发电接入配电网规划。

编制分布式发电发展规划、纳入当地能源电力发展规划、制定分布式发电接入配电网规划,假如这些政策落实,分布式光伏发电接入配电网需要按照“规划”来排队,那这与对分布式光伏进行规模指标管理几乎已没有差别。该政策具体会如何实行,还有待后续观察。

亮点二 积极推动市场化交易

《办法》的另一亮点是市场交易,即开展分布式发电与配电网内就近电力用户的电力交易,电网企业承担分布式发电的电力输送并配合有关电力交易机构组织分布式发电市场化交易。

根据《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》,2018年将选择分布式可再生能源资源和场址等发展条件好,当地电力需求量较大,电网接入条件好,能够实现分布式发电就近接入配电网和就近消纳,并且可以达到较大总量规模的市(县)级区域以及经济开发区、工业园区、新型城镇等化区域进行分布式交易试点。

原先的规划是各试点区域需要在2018年2月1日起启动交易,发改委等部门在五个月之后对试点工作进行总结评估,并视情况确定推广范围及时间。

但是上述政策及规划并没有得到严格的落实,时间来到3月底,仍然没有听到有试点区域启动交易的消息。而根据在2018年1月国家能源局发布的《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》,原先要求试点地区启动交易的截止时间2月1日已经修改为了:最迟均应在2018年7月1日之前正式启动。

如果一样需要试点5个月之后再进行工作总结,那分布式交易试点在全国的推广将延期到2019年。

虽然分布式交易试点仍未见落实,但是政策上对其的支持是显而易见的,当分布式交易在全国得到推广,那光伏市场又将会是另一番风景。

亮点三 重视运维管理

与之前的老版《办法》不同的是,新《办法》明显加强了对于分布式电站后期运维的重视。主要体现在一下几点:

第二十六条:省级能源主管部门会同国务院能源主管部门派出机构组织建立分布式发电的监测、统计、信息交换和信息公开等体系,可委托电网企业或第三方运维公司、大数据平台服务等承担有关信息统计工作,分布式发电项目单位(或个体经营者、家庭用户)应配合提供有关信息。

第二十七条:分布式发电投资方要建立健全运行管理规章制度(或委托第三方运维主体完成)。包括个人和家庭用户在内的所有投资方及其委托人的第三方运维主体,均应按相关技术标准、工程规范和管理办法的要求建设、运行分布式发电项目,均有义务在电网企业的指导下配合或参与运行维护,保障项目可靠运行。

以上两条政策内容具体是对项目的运行管理,即需要建立对每一个电站的监测、统计等平台,电网企业或者第三方运维公司来承担信息统计工作。另外,需要全方位的建立相关技术标准,让用户、投资方、运维方的工作与配合有章可循,保障项目的长期可靠的运行。

由此可见,对于项目的后期管理与运维,政策上是越来越重视。而大量项目的装机带来的运维需求也是市场的下一个风口,因此也亟需加强管理与规范,保证行业的有序发展。目前国家能源局等部门对于电站的后期运维与管理并没有出台更多的标准,而从此次《办法》对于电站后期运维的重视来看,相关技术标准和工程规范有望加速出台。


— 可再生能源配额制意见稿深度解读 —



可再生能源电力配额制意见稿发布: 3月23日国家能源局发布《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》,文件明确责任主体、考核办法及惩戒措施,并下发各省市2018年及2020年可再生能源消纳比例。


明确主体及机制,确保政策执行力度:政策明确承担配额义务的主体为配用端:(1)省级电网企业;(2)其他各类配售电企业;(3)拥有自备电厂的工业企业;(4)参与电力市场交易的直购电用户。避免了单一苛责售电企业,有效促进由配售端及部分用电端承担新能源消纳比例提升义务。同时,提出管理及考核机制,引入证书制度作为计量载体,益于量化交易,确保配额制落实的可行性。最后,政策明确惩戒制度,予以电网强制摊销权利。对于未达标省市予以减少化石能源电源建设、取消示范申请资格,对于未达标主体,核减或取消电力市场交易。


强制摊销绿电,促存量电站消纳:与2016年文件对比,以三北地区为主的省市2020年非水可再生配额比例显著提升。其中,青海、湖南、黑龙江、江西及宁夏比例提升显著,8省市提升比例超过5个百分点。对比2020年和2018年非水可再生能源目标,黑龙江、江西、河南、青海及湖南5省市消纳要求提升显著,18-20年内消纳比例提升5个百分点以上。配额比例针对性的提升,有效推动西北部风光电力消纳,促进跨区域电力调度。


消纳缺口尚存,保增量装机空间:以17年并网风电规模为基数,据配额制要求,2018年非水可再生能源电力缺口为618亿度,2020年非水可再生能源缺口为2918亿度。在确保消纳的基础上,为匹配非水新能源缺口,推算新能源装机底线为:2018年风电新增装机30GW、光伏新增装机56GW。2018-2020年,风电新增装机90GW、光伏新增装机137GW,配额制出台将托底新能源增量规模。


风险提示:配额制政策落实不到位;弃风弃光限电情况恶化;风电光伏系统成本下降不及预期;风电光伏装机不及预期;

报告正文


事件

可再生能源电力配额制意见稿发布 2018年3月23日国家能源局发布《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》(以下简称“文件”),可再生能源配额制历时多年尘埃落定。


Ø电力占比作为约束性指标:文件指出“鼓励和支持保障可再生能源电力优先消纳利用,按照可再生能源优先发展和充分消纳的原则开展电力建设和运行管理。”


Ø主体明确,兼顾售购两端:文件指出“承担配额义务的市场主体包括省级电网企业、其他各类配售电企业(含社会资本投资的增量配电网企业)、拥有自备电厂的工业企业、参与电力市场交易的直购电用户等。”


Ø考核机制具体有力文件正式引入电力证书制度,对各主体考核方式、惩罚措施等方面做出了具体规定,“确保完成国家制定的非化石能源占能源消费比重到2020年和2030年分别达到15%和20%的目标”。


点评:

一、绿电配额强制摊销,多箭齐发保执行


十年漫长路,一朝定乾坤


配额+证书,相辅相成可再生能源电力配额是指国家以法律的形式,对可再生能源发电的市场份额做出强制性规定;同时要求电网公司对其全额收购,对不能满足配额要求的责任人处以相应惩罚。引入证书制度助于配额制完成。


各方博弈,重建轻用: 早在21世纪初,中国就已经开始了关于配额制的讨论,但由于(1)配额制复杂的立法过程和省间协调问题(2)早期可再生能源电价成本过高不利经济发展;(3)只强调发电端责任忽略用电侧义务造成利益博弈等方面因素,可再生能源配额制度的落地一度难以推进,“重建轻用”问题凸显。


发力配用电端,以销定产保增长。除了对配电端的要求,文件纳入了用电侧如“拥有自备电厂的工业企业、参与电力市场交易的直购电用户等”。我们认为,此次主体范围的目标在于解决可再生能源发展的“重建轻用”问题。市场消纳能力提升有望创造稳定的年度增量需求。




监管动真格,双管齐下促推进


政策明确由电网公司确定完成配额的实施方案,优先进行市场化交易,无法保证可再生能源充分利用时进行强制摊销,并对未完成配额指标的情况阐述了严格的惩罚措施:


Ø未达标的省级行政区域,国务院能源主管部门暂停下达或减少该区域化石能源电源建设规模、取消该区域申请示范项目资格、取消该区域国家按区域开展的能源类示范称号等措施,按区域限批其新增高载能工业项目。


Ø未达标的市场主体,核减其下一年度市场交易电量,或取消其参与下一年度电力市场交易的资格。


Ø拒不履行可再生能源配额义务,违反可再生能源配额实施有关规定的企业,将其列入不良信用记录,予以联合惩戒。


我们认为,“自愿+强制”的权责细化彰显高层对于配额制推行的决心,将有力推动政策的落实,带来行业实质性利好



引入证书机制,账数一致可追踪


文件指出,要将可再生能源证书作为记录计量可再生能源电力的生产、实际消纳和交易的载体,配额义务主体通过提交足额证书作为完成可再生能源配额指标的唯一凭证。证书有效期暂定为一个考核年,过期自动注销。证书相关要求如下:


Ø购买可再生能源电力,1MWh电量对应一个证书。


Ø与其他市场主体交易,暂允许交易一次。一般为考核年次年的1-2月,由电力交易中心组织各市场主体进行证书交易,交易形式包括协议转让、单向挂牌等,证书的价格由市场交易形成。


Ø如果市场主体未完成配额,需向电网企业购买替代证书,其价格由电网企业依据可再生能源的消纳成本制定,不可再次交易。


配额比例提升,三北着重消纳


与2016年文件对比,以三北地区为主的19省市消纳比例显著提升。其中,青海、湖南、黑龙江、江西及宁夏比例提升显著,8省市提升比例超过5个百分点。


此外,对比2020年和2018年非水可再生能源目标,黑龙江、江西、河南、青海及湖南5省市消纳要求提升显著,18-20年内消纳比例需提升5个百分点以上,推进力度较大。



补贴暂时保留,未来证书补位


文件在《编制说明》中阐述了证书与补贴的关系,现阶段可再生能源发电企业的相应电量仍可继续享受国家补贴,证书的转移和交易暂时不影响其补贴的获取。未来随着补贴的取消,证书有望作为可再生能源发电企业的额外收入来源替代原有的可再生能源电价附加资金补贴。


二、存量保消纳,增量保规模


根据2016年费水可再生能源消纳比例看,与18年对比,仍有有27省市未达标。而从全局来看,2017年全国风光发电比例为6.6%,20省市18年配额要求水平。因此,我们认为配额指标对2018-2020年仍有较强的


促进作用。



存量上,配额制有助于确保消纳,降低限电率


限电持续性改善是保障新能源装机空间的重要基础,17年底能源局提出限电率需降至5%以下。本次配额制通过落实到各省市具体的消纳比例,且合理度量跨区域新能源电力输送,实际上为新能源电力的消纳奠定了基础。

我们认为,一方面,新增装机位于非限电区域,摊薄全国限电比例,另一方面,西北部火电灵活性改造、外输通道建设,也将加速改善限电情况。弃风弃光比例降低,打开增量市场空间,提振投资热情。因此,下文测算增量空间是基于消纳改善的情境。


增量上,配额制将确保新增规模,提升渗透率


在考虑限电改善的基础上,通过计算我们认为,全国范围内新能源渗透率与配额制要求仍存在缺口,为18-20年风电光伏持续发展提供保障。

需强调的是,由于各省市之间电力跨区域输送,就单个省市看风光发电量与消纳量出入较大,但从全国角度来看,发电量与消纳量是可进行比对的维度。因此,下文基于全国角度进行测算。


核心假设:


1)2018-2020年社会用电量增速5%;

2)以17年底风电(164GW)、光伏(130GW)并网规模为基数,计算缺口;

3)考虑到2020年弃光弃风实现5%以下,利用小时数逐年提升;

4)假设全国范围内可再生能源可有效在省市间调度。



计算结果得出,考虑限电改善,以2017年底风光规模推算, 2018年非水可再生能源电力缺口为618亿度电,2020年非水可再生能源缺口为2918亿度电。


基于此,保守假设当年新增装机发电利用率为50%,则为匹配非水可再生能源电力缺口,2018年风电新增装机30GW、光伏新增装机56GW。2018-2020年,风电新增装机90GW、光伏新增装机137GW。需强调的是,该规模仅为在配额制要求下的装机底线,风光临近发电侧平价,内生性需求有望驱动新增装机超预期。



三、投资建议


光伏行业,2018年装机以扶贫及分布式为重点,技术进步推动成本快速下降,预计2020年光伏行业可实现发电侧的平价。同时,市场化交易为分布式光伏提供发展契机,有效提升项目盈利能力。推荐:隆基股份、通威股份、林洋能源、阳光电源、正泰电器。

 

四、风险提示

配额制政策落实不到位;弃风弃光限电情况恶化;风电光伏系统成本下降不及预期;风电光伏装机不及预期;能源跨省调度存在障碍;


来源:兴业电新、能源发展与政策、OFweek

编辑:13叔

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