根据国家能源局统计,全国建筑物可安装光伏发电约3亿千瓦,仅省级以上工业园区就可安装8000万千瓦,市场潜力巨大。相比于大型电站,分布式解决了大型电站的长距离传送问题和并网压力。目前,随着国家电改政策颁布以及能源互联网的发展,中国有越来越多的公司从电力消费侧涉及商业模式,能够让电力供给侧互联网化,有望实现能源需求侧管理和能源互联网的真正落地。随着技术的发展,能源互联网的落地,分布式存在的弱点比如业务模式不清、电费收缴难度大等都将得到解决。

光伏标杆电价下调

从2016年1月1日起,光伏上网电价调整方案正式施行,三类光照资源区的上网价格分别由2015年的0.9、0.95、1.00元/千瓦时下调至0.8、0.88、0.98元/千瓦时。对于已经投运的电站和2016年1月1日之前备案且2016年6月30日之前并网投运的电站,仍执行原上网电价。为享受上网高价补贴的余温,2016年上半年或将迎来一轮大规模的装机潮。

目前,Ⅰ类资源区由于当地消纳能力不足、外送条件有限,存在较为严重的弃光限电现象。2015年1~9月,全国累计光伏发电量306亿千瓦时,弃光电量约30亿千瓦时,弃光率10%,主要发生在甘肃和新疆地区。Ⅲ类资源区主要包括东部沿海地区,尽管该地区光照条件不及中西部,但电网接入条件较好、区域电力消纳能力较强。在空气污染日益严重、Ⅰ类和Ⅱ类资源区2016年光伏上网电价大幅下调、中西部土地资源愈发紧张的情况下,未来装机或将向Ⅲ类资源区倾斜。

从下调电价造成的影响来看,虽然此次光伏标杆电价下调属于引导行业成本下行的常规举措,但对于光伏I类资源区来说,超过10%的下调幅度仍超出原来市场预期,尤其是在新疆、甘肃大幅限电以及补贴拖欠的大背景下。今后的地面电站装机比拼的不再是快,而将是精细化装机、高效化运维。在何地装机不会限电,如何运维以提高发电量,这是开发运营商需要最先考虑的问题。此外,Ⅲ类地区迎来发展良机。光伏标杆电价从1.00元到0.98元,下降幅度小,对于Ⅲ类地区影响较小,投资收益仍然非常可观。与此同时,Ⅲ类地区也是能源消耗比较大的地区,将分布式光伏电站建设在Ⅲ类地区能够减少电的远程输运损耗与成本。

2015年,国家能源局副局长刘琦主持召开华东、华中片区能源发展“十三五”规划衔接座谈会。会上明确提到新能源发展,华东和华中我国能源消费最集中的地区,随着技术进步,这些地区的风资源和光资源具备了开发价值,因此未来华东和华中等靠近负荷区的新能源将快速增长。

成本下降与利润上升

国家新能源政策与光伏十三五规划意见稿的出台显示了国家对于发展光伏产业的决心,2015年光伏行业自身也交了一份漂亮的答卷,行业净利润率大幅提升,技术进步与成本下降带来了产业链的升级和调整。

2015年上半年,光伏行业整体营业收入20亿元,同比增长22%;实现净利润14亿元,净利润大幅增长192%;上半年行业毛利率20%,与去年同期持平。利润的提高除了是行业整体业绩增速较为稳定之外,主要是成本和费用的降低,以及资产减值损失的减少。

与2014年同期相比,多晶硅、晶硅电池生产线投资均有下降,多晶硅生产平均综合能耗、每瓦电池耗硅量分别下降约10%。骨干企业单晶及多晶电池平均转换效率分别由18.8%和17.3%升至19.3%和17.8%;光伏发电系统投资成本由约10元/瓦降至9元/瓦以下。

据中国光伏行业协会理事长高纪凡计算,过去10年间,光伏成本已降至原来的1/8,未来短期内可继续降低30%。未来随着政策的支持,光伏装机量持续增长,行业盈利预计还将持续增长。