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光伏风电：2021年风光管理办法解读

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2021-05-22 12:03:37

5月20日，能源局正式印发《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，2021年光伏、风电发展规则正式敲定，与4月26日、3月2日征求意见总体方向一致，超预期点在于户用光伏项目以及明确保障性规模。
（1）2021年户用光伏项目补贴额度5亿元：2021年户用光伏发电项目国家财政补贴预算额度5亿元，根据此前价格司的征求稿，户用光伏补贴电价为3分/千瓦时，折合2021年户用光伏装机规模将超过16GW，超过市场预期（10GW）；
（2）2021年保障性并网规模不低于90GW：各省（区、市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网，2021年保障性并网规模不低于90GW；
（3）保障性项目用于安排存量项目：2020年底前已核准且在核准有效期内的风电项目、2019年和2020年平价风电光伏项目、以及竞价光伏项目直接纳入各省（区、市）保障性并网项目范围，各省2021年保障性并网规模主要用于安排存量项目；
（4）抓紧推进项目储备和建设：各省级能源主管部门应依据本省（区、市）2022年非水电最低消纳责任权重，确定2022年度保障性并网规模，抓紧组织开展保障性并网项目竞争性配置，组织核准（备案）一批新增风电、光伏发电项目，做好项目储备。

1、政策背景解读
关于管理部门：新能源司是新能源发电领域的主管部门，但并不是唯一管理部门：1）补贴总量5亿是财政部决定的，财政部年初会给能源局总的指标，能源局会分给户用光伏、生物质、地热项目；2）90GW总量目标、如何分配是能源局定的；3）补贴强度、标杆电价等是发改委价格司定的，目前3分钱的补贴强度就是发改委价格司定的；4）并网总量是电网公司决定的，由电网消纳上限决定的。

关于其他政策文件：今年是十四五第一年，后续会有一系列文件颁布，可能有些问题没有在今天的文件中明确，是因为已经在其他文件中明确了，是为了文件之间不重复，所以要看一整套文件，不能孤立看某个文件。
1）2月政策的核心是完成消纳权重：所有的文件都围绕着一个目标，就是主席提出的2030年非化石能源在一次能源中占比达到25%。基础性文件是今年2月初能源局下发的《关于征求2021年可再生能源消纳权重和2022-2030年预期目标的意见》，在这个政策中将非水可再生能源的消纳权重提升至25.9%，要实现这个目标，各省非水可再生能源消纳比例每年要提高1.47%。风电光伏发电条件比较好的省会自建发电项目，没有消纳条件的省（如北京）会帮助其他省消纳来达到指标。保障性指标是要考核的，之前有些省份被批评能耗不降反升，后续也会考核各省是否完成消纳权重。根据25.9%的消纳权重，我们测算十四五期间每年平均新增1.2-1.3亿风电+光伏，这里包含保障性规模和市场性规模，今年的目标会低一些，后续每年越来越高（100GW以上）。
2）本次政策的核心是保障性规模+市场规模：今天的文件核心是将规模分为保障性规模和市场规模。保障性规模是将25.9%的权重分到每年，然后按照各省用电量增速、存量规模、利用小时数倒推出每年需要增加多少风电光伏，各省的条件不一样所以装机规模也不一样。
3）后续发改委价格司会发布新能源上网电价政策：4月初征求意见稿发布后反馈意见较多，目前这版发生了比较大的变化，上一版征求意见稿中的新能源指导价比脱媒电价低一点点，新一版中弱化了定价，因为大家讨论认为今年没有补贴已经比较难了，电价再降低的话实现难度比较大，可能会影响到90GW的目标实现，所以今年定价这部分可能会弱化，大部分项目会以脱硫煤电价并网。另外在硅料涨价的带动下组件价格节节攀升，补贴+竞价的话压力比较大。

2、政策介绍
能源局文件的背景介绍中最重要的是边界条件发生了变化，逻辑、理念和思路都会随之变化。原来风电光伏发展的边际条件是补贴总额&电网消纳，1）补贴：去年15亿补贴总额中5亿户用、10亿竞价，限制了项目就不能做很多，今年大部分项目不再有补贴总额的限制，补贴不再是限制；2）电网消纳条件：19-20年电网公司会给指导消纳规模，像去年风电30GW+、光伏48GW，这些是按照5%弃电率倒算的，但5%是依据政策有效期2020年的政策，目前已经失效了，其实5%已经不再是约束条件了，弃风弃光率变化一个点就会释放出非常大的消纳空间。现在的边际条件是25%的消纳权重，会把25%分解到各省每年的消纳权重，倒推出来的规模是发展下限。原来的边界条件受补贴限制是上限，现在是下限。现在电网已经变成服务提供方，而非发展限制方，所有文件中都有“能并尽并”，有并网点的话都会并网，没有的话会增加并网点来并网。

文件的核心是三个长效机制，为十四五发展定调，之后的文件中这部分是不会变的。
1）消纳权重机制：是所有政策的目标；
2）多元并网机制：各省能源局根据消纳权重算出来的规模是保障性规模，然后需要公示，公示的部分电网要无条件消纳，除了公示之外的项目电网没有义务消纳，需要企业自己想办法消纳：①央企的火电厂开展了深度调峰改造的话可以提供增量消纳空间（前段时间内蒙的文件提出火电改造腾出的空间中50%给企业），前期各省都在做多能互补一体化项目，即通过火电深度调峰建成风光火一体化项目；②能源局也提出重新做一轮抽水蓄能项目规划，也是为了建风光水互补的项目，如之前三峡的水电资源；③建设储能。90GW只是保障性规模，不包含市场化规模。
3）竞争性配置机制：各省的保障性规模怎么分配就要做竞争性项目配置，新疆已经完成了1GW+，广西、四川也出了实施细则。有些省像广西把电价作为竞争性配置因素，提到电价每降1厘钱可以得1分、最高10分，但新疆就没有，各省会根据自己的特点设置细则。从省里的角度讲，电费是电网公司付的，电价高企业盈利会高一点，税收就会高，就能给当地做更大的贡献，所以各省政府对电价下降并没有很积极，他们更希望电价高、收益高、为当地做更多贡献。

户用补贴规模明确：去年8分、5亿，这次明确了补贴额度是5亿，按照3分钱算的话规模约为16.5GW，但3分钱只是征求意见稿的数据，并没有确定，后期可能会发生变化。
3月底参加山东展会感觉户用市场还是比较火爆的，有些大厂1Q收单量已经超过去年全年的完成量，去年全年完成10.1GW，1-4月山东省就有1GW户用，按照山东占比45%算的话1-4月全国户用项目有2GW。
但4月来组件价格在涨，户用成本同比+2毛，但补贴由8分降到3分，有些项目无法开展。户用项目有三种模式，1）全款模式：自己在家建一套系统，从经销商购买，2020年占比30%左右；2）贷款模式：只付10-30%，剩余70-90%贷款，用电费收入还贷款，普通民众贷款利率7%左右，一般7-8年还款期，由于补贴强度下降、项目成本升高，每月电费收入可能无法覆盖还款额，有些金融机构把8年放宽至12年，但大多数金融机构没有变，导致贷款模式难以开展，去年贷款模式占比40-45%。3）融资租赁：正泰、中来在做，是最活跃的模式，全款模式是从经销商处购买的，经销商会要求20-30%的利润（采购量少、且要提供质保），但融资租赁是直接采购一大批组件，采购成本会比经销商低一大截，且融资成本可能不到5%，户用收益率是不错的，还是可以做下来。目前全款、贷款模式受影响，融资租赁模式最活跃，但去年只有30%的份额，很难做到16.5GW的规模。
如果补贴3分钱，15GW可能用不完。此外，逆变器收到芯片供应限制，预计6、7月逆变器最紧张，可能会限制发展速度。经销商反馈提升补贴至5分钱就可以做，原来3分钱3亿，如果补贴5分钱、额度5亿的话还有10GW的量。

市场容量预测：90GW是风光的保底规模，风电35GW、光伏55GW。如果价格不这么高，今年光伏市场可能超过60GW，考虑容配比的话组件需求更大，目前地面电站35GW+，分布式20GW+，计算超配的话组件需求超过60GW，加上海外需求约170GW。

Q：4月19日征求意见稿中提出2021年风电光伏发电量占比11%，我们测算2020年占比9.8%，也就是提高了1.2PCT左右，考虑到发电量的提升，这部分提升的原因是发电量占比提升了还是会有省份超额完成指标？
A：提升了1.47%。今年装机完成，发电量其实体现在明年，这样计算就对了。因为风电光伏利用小时数有差异，风电光伏占比变化的话也会有很大变化，去年风机规模特别大，并网70GW、实际完成也有40GW+，这样的话今年风电并网规模不会特别多，风机项目储备不多所以对光伏的要求会高一些。

Q：上网电价政策的节奏？户用补贴额度调整的情况？
A:户用补贴额度调整是我自己的观点，只是我们期望的。近期相对较快的政策是消纳权重，这是最根本的政策，不出来各省没法算保障性规模。电价可能要6月后期才能颁布，因为保障性规模的定价机制争议较大，为了实现90GW的实现，可能会弱化定价的要求。

Q：从历史跟踪情况来看，很难有项目的补贴总额度不变，今年户用项目补贴额度没有变，为何在补贴拖欠的情况下还会有5亿的补贴额度？
A:补贴收入会有增量，目前是每度电*0.019元，2021相对2020年全社会用电量有增量，补贴收入也会增加。保持5亿主要是考虑光伏扶贫效果是最好的，因为可以保障用户20年的收益，目前200万套安装量，领导比较看重对新能源普及和理念宣导，这属于民生工程和农村振兴。其实2亿对财政影响不大。

Q：对2021年国内光伏需求的拆分？
A：55GW以上。
1）地面电站35GW（10+10+15）：①去年竞价项目10GW：去年还剩11GW没有落地，今年计划10GW落地；②平价上网项目10GW：19-20年能源局的平价上网项目，19年14.97GW光伏，20年33+8GW，其中7-8GW已经并网（一部分本来想拿补贴但是后面转平价了，一部分19-20年并网了），另一部分如广东省申报的平价项目是承诺2022年以后并网，约7-8GW，去除后剩36GW，按照40-45%的完成率，也了解一部分企业情况后，猜测今年有15GW的落地量，不到50%的规模。③各省和一些企业的规模，约10GW。
2）分布式电站：理论计算通用10GW+，工商业7-8GW，总体可以到20GW以上。
不同央企对涨价的观点不一样，有些资产结构比较好，如国家定投有52%清洁电力，装机不是那么迫切；但国家能源集团装机需求相对迫切；华能十四五目标80-100GW新能源，今年预计完成10GW+光伏；央企完成一般有个范围，底线、乐观不同情况，综合以上几个央企基本可以达到35GW。今年招标量45GW，除去央企储备量，落地到项目的可以有35GW。35GW还是比较有保障的，上限还是要看价格情况。
海外的一些统计数据是按照直流端组件出货量数据做的，国内有一些不一样，一般按照电网口径的交流端，中广核配比1.2-1.3，今年1.15是比较常见的配比，实际的需求量可能比能源局数据高一些，因为没有那么多硅料供给。国内交流端55-65GW，组件需求多5GW，国外110-120GW，这也与硅料供给相匹配。

Q：保障性并网指标是否包含户用？
A：保障性规模是考核到省份的，对大部分省份来说户用几十到一百MW的影响不大，就对山东、河北、河南的影响比较大。讨论过程中，电网公司希望户用纳入考核，这样他们的压力会小一点；但发改委能源局不想计算进来，因为可以让市场的量大一点。本文件对这部分的处理相对模糊，主要也是考虑到影响的省份不多。我感觉从发改委能源局管理角度来讲，是要把户用单算，不算到考核规模内的。

Q：文件指出超过保障性规模的指标要自己消纳，如果没有在保障性规模内，需要达到什么条件电网才允许并网，还是只要做了电网就会并网？
A：文件中提出可以通过新型储能或者购买服务实现，只要能解决消纳电网就会并网，不能解决消纳的话电网就不给并网，但保障性规模是电网负责消纳的。解决消纳：1）老旧火电厂的调峰改造腾出消纳空间，相当于自己给自己调峰；2）抽水蓄能；3）新型储能

Q：电网要求很多地方要求上储能解决消纳问题，怎么界定是保障性项目还是自己上储能具备了上网条件？
A：能进入省里公布的保障性规模的项目，电网就要保障性消纳。按照政策要求，电网是不能要求保障性规模配储能的，即各省根据消纳权重计算出新增光伏量，这部分项目电网不能要求上储能。但现在存在一个悖论，要想进入保障性规模需要参与竞争性配置，很多省份的竞争性规则中上储能是会加分的，有的项目为了进入保障性项目不得不上储能。

Q：个人理解保障性规模是个底线消纳指标，能源局、发改委是否有政治约束来要求指标完成？
A：90GW只是理论值，也有可能实现不了。但我们的终极目标是为了实现消纳权重，如果实现不了消纳权重，各省会承担责任。像前段时间有些省的双控目标没有完成，各省也承担责任了。

Q：近期组件招标和定标的情况？
A：招标30GW+，开标27-28GW，其中定标17GW。1月定标1.3GW、均价1.562，3月定标2.53GW、均价1.568，4月定标7.7GW，均价1.669，5月1-18日定标6GW，均价1.728。4、5月涨价比较快。

Q：下游对招标价格的接受度情况？
A：前段时间华电、大唐的定标，大家都能接受1.7元以上，但对1.75以上价格的接受度不高，但有一个项目定标价格接近1.8元（江苏灌云洋桥200MW渔光一体平价项目）。之前华电项目很久没定标就是业主在观望，定标表示业主接受这个价格了。5月定标价基本在1.72-1.74元，超过1.75的不多，定标就是下游逐渐接受这个价格了。从往年看，一般4-5月是组件招标高峰，7-8月是EPC招标高峰，整体而言大家在慢慢接受较高的价格。

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