一、本周重点事件回顾与分析
(一)上半年单晶产品供不应求 隆基股份毛利率再创新高
隆基股份8月29日晚发布2017年中报显示,上半年公司实现营业收入62.76亿元,同比下跌2.3%;实现归属于母公司的净利润12.36亿元,同比增长43.60%。
2017年上半年,全球光伏市场依然持续增长,除中国、印度、美国、日本等国家的装机量保持在较高水平外,智利、墨西哥、沙特阿拉伯等南美、中东国家也开始积极推广光伏发电项目,我国国内市场在630抢装潮的推动下,光伏装机量稳中有升。
根据国家能源局数据统计,2017年上半年国内新增光伏发电装机容量24.4GW,同比增长9%,其中光伏电站17.29GW,分布式光伏 7.11GW,同比增长2.9倍。
报告期内,作为高效和高品质代表的单晶产品需求旺盛,产品始终处于旺销的状态,单晶市场份额进一步提升。
为了缓解单晶产品供应紧张的局面,隆基股份一方面确保现有产能开足马力生产,另一方面加快推动新建扩建的项目进度。
半年报还显示,2017年上半年,公司单晶硅片产量为8.77亿片,单晶组件产量为2051MW。新建项目进度方面,银川隆基年产5GW单晶硅棒项目和宁夏隆基年产1GW单晶硅棒项目已进入设备调试阶段,古晋隆基年产300MW单晶硅棒、1GW单晶硅片、500MW单晶电池及500MW单晶组件项目已进入收尾阶段,预计均会在2017年第四季度全面达产;保山隆基年产5GW单晶硅棒项目和西安年产500MW组件项目的厂房建设正在加速推进。
值得注意的是,隆基股份单季度综合毛利率较第一季度环比大幅提升6.6个百分点至38%,再创近年来新高。成本优势巨大是公司的核心优势,未来有望维持甚至进一步扩大。
昨日,国金证券发布的研究报告指出,此前市场及行业均对630以后的产业景气度和产品价格走势偏悲观,而目前看来实际情况远好于预期。考虑到成本端的硅料价格已停止上涨,而隆基股份的硅片产能释放在下半年显著提速,预计公司三季度毛利率有望继续维持高位,季度净利润大概率将环比继续上升。
同时,上半年分布式光伏爆发,领跑者计划也加强对单晶路线的保驾护航,这些利好因素都让单晶产品市场占有率不断提高。
招商证券分析师游家训认为,光伏行业单晶替代多晶的拐点已经出现,单晶硅片性价比显著,其未来渗透率将加速上升45%-50%;公司作为单晶硅片龙头企业,拥有强生态链、成本优势明显。
(二)生物质能发电潜力巨大 但发展仍阻碍重重
在新能源蓬勃发展带动下,生物质能利用获得了广泛关注,生物质能发电产业方兴未艾,彰显出巨大的资源潜力,而且部分技术实现了商业化,产品、产业有明显进步。不过,生物质能发电还面临着许多问题和障碍,未来发展不易。
生物质能发电成效显著
2006年以来,我国生物质发电的投资总额不断增加,常年维持在两位数以上的较高水平。2013年,我国生物质发电的投资总额就达到960亿元,已投产的总装机容量随之升至960万千瓦。而截至2015年底,我国生物质能发电装机规模达到1300万千瓦。
分地区来看,除青海省、宁夏回族自治区、西藏自治区以外,全国已经有28个省(市、区)开发了生物质能发电项目。到2015年,全国累计核准容量达到17080兆瓦。
随着全国生物质能发电项目累计核准容量的不断提升,其并网容量也呈现不断上升的趋势。2012年,全国生物质能发电并网容量5819兆瓦,到了2013年年底,并网容量达到7790.01兆瓦,较上年增长33.87%。截止至2015年年底,并网容量达到11710兆瓦。
其中,生物质能发电装机主要集中在华东地区,并网容量达3514.84兆瓦,占全国总装机容量的45.12%,居全国首位;华中地区、南方地区分别以1438兆瓦和1096兆瓦位列全国第二第三位。
生物质能发电面临阻碍
第一,政策问题。中国生物质发电尚处于初始示范项目阶段,示范项目从立项、建设、发电上网到验收,还没有专门的管理办法,影响了示范项目建设的进度和投资者的积极性。特别是对于示范项目中遇到的问题,没有及时采取有效的措施。对于已有政策的延续性,投资者也存在着观望心态。
第二,成本问题。我国建设和运营成本相对较高,上网电价难以支撑生物质能发电厂的正常运营。具体来说,一是单位造价大,与常规火电比较,生物质燃料的特点决定了其单位千瓦投资大,目前单位千瓦造价均在1万元以上;二是燃料成本高,生物质发电的燃料成本构成要比传统发电复杂,与传统燃料不同,生物质发电燃料成本除了秸秆等原料的购买成本外,加工成本、储运费用以及损耗占燃料成本较大比重;三是相对于常规燃煤电厂,生物质发电厂的厂内上料系统复杂,运行成本高,维护费用大;四是生物质发电厂需要一定的厂外辅助人员,使整个运营的人工工资和管理成本提高。
第三,技术问题。我国生物质发电产业技术水平较低,缺乏技术研发能力,设备制造能力弱,技术和设备生产较多依靠进口,技术水平和生产能力与国外先进水平差距较大。同时,生物质发电资源评价、技术标准、产品检测和认证等体系不完善,人才培养不能满足市场快速发展的要求,没有形成支撑生物质发电产业发展的技术服务体系。
第四,燃料供应问题。生物质发电产业是典型的“小电厂、大燃料”,燃料供应是生物质发电项目正常运营的前提。例如,若项目容量太大或者项目之间规划距离太近,会对生物质发电项目正常运营造成非常不利影响。
二、本周重点政策跟踪分析
(一)光伏企业喜迎丰收季 下半年仍将延续火热态势
走过几年前的低落和萧条,光伏行业发展的曲线自去年开始一路上扬。仅在2017年上半年,光伏行业继续延续了快速发展的势头,从上游的硅片生产到中游的电池片、电池组件制造,再到下游应用系统环节,均实现了稳步增长。下半年,随着国内下游应用市场的不断扩大,光伏企业或将迎来新一轮暖春。
在政策引导和市场需求驱动下,光伏产业快速发展。比往年来得要晚的630抢装潮,带动了2017年上半年光伏业整体向好,并呈现出规模增速快、产能布局优、应用市场活、产业化水平高的特点。
根据证券公司调研,今年“6·30”抢装期过后,进入7月份光伏需求和产品均价均未出现市场此前预计的显著下跌。据经济参考报近日报道称,2017年上半年,我国多晶硅、硅片、电池和组件产量分别达到11.5万吨、36GW、32GW和34GW,分别同比增长21.1%、20%、28%和25.9%。
2017年1至5月,全国新增光伏装机量超过10GW,同比基本持平,而6月全国新增光伏装机量近13GW,超过1至5月新增装机量之和。这拉动了行业整体向好。根据国家能源局发布的数据,上半年新增光伏发电装机24GW。其中,光伏电站17GW,同比减少16%;分布式光伏7GW,同比增长近3倍。
国内机构认为,上半年受电价调整时间节点的影响,今年6月30日前企业必须并网才能享受当年标杆电价,导致市场需求集中爆发。同样地,光伏“6·30”抢装潮刺激了光伏上下游产业链的需求,带动了光伏企业业绩的上涨。光伏行业专家赵玉文指出,“企业业绩大幅上涨的原因是‘6·30’抢装潮刺激了光伏上下游产业链的需求,带动了光伏企业业绩的上涨。”
据中国光伏行业协会统计数据显示,从今年上半年光伏企业的财报看,有超过八成的光伏企业实现了业绩大幅上涨。迄今,A股37家光伏上市公司有27家披露了半年业绩预告,超过12家净利润同比预增。据中国证券报此前报道,在上述12家半年报净利润同比增长的公司中,科华恒盛、方大集团的净利润增幅在1倍以上;拓日新能、科士达、通威股份等10家公司净利润增幅在30%至90%。
除A股上市公司外,在新三板挂牌的光伏企业,同样取得了不俗的业绩——35家新三板挂牌的光伏企业今年上半年实现盈利。截至8月25日,70余家新三板光伏企业中,有38家披露了2017年半年报,其中近6成的企业上半年盈利实现同比增长。而从目前公布的半年报情况看,有16家企业上半年营业收入超过1亿元。
随着光伏发电技术进步、产业升级、市场规模迅速扩大,光伏发电成本有望持续下降。仅考虑目前可预见的晶硅光伏电池的技术进步和产业发展,在近中期光伏发电成本仍具有较大的下降潜力。业内人士认为,2017年—2018年将提前实现用户侧的平价上网,到2020年将实现发电侧的平价上网,光伏上网电价将低于火电上网电价。
也正基于此,领跑者计划、扶贫项目、分布式市场、海外市场等需求都会落在三季度,下半年光伏市场不太可能出现去年的断崖式暴跌。随着三季度领跑者基地装机期限到来,以及新增光伏电站装机计划的发布,下半年光伏终端需求将超预期。同时,技术竞争将进一步加剧,产业升级将加速,预计2017年我国光伏电池产量将超过60GW,达到历史新高。
上半年“6·30”抢装潮,其实在一定程度上释放了全年的产能,那么下半年光伏企业业绩如何也成为关注的焦点。具体来看,四季度将进入传统的旺季,预计全年光伏装机45GW—50GW,超过市场预期。进入上行周期后,光伏产业链上整合最充分、供给过剩程度最低的环节将最为受益,主要是上游企业(多晶硅/硅片)和光伏玻璃制造商。
三、本周聚焦
(一)中国能源发展迈向清洁化
“近年来,中国大力推进能源革命和转型,绿色多元的能源供应体系正在建立,能源消费清洁化、低碳化取得积极进展。”国家能源局局长努尔·白克力日前在“2017年能源大转型高层论坛”上说。
为进一步提升中国煤电行业清洁高效发展水平,国家能源局会同有关部门制订计划,大力推进煤电超低排放和节能改造。特别是近两年,这项工作进一步提速扩围。截至去年底,全国已累计完成超低排放改造4.5亿千瓦、节能改造4.6亿千瓦,分别占到2020年超低排放改造目标的77%、节能改造目标的73%。
针对人民群众普遍关心的大气污染防治问题,中国在居民采暖、生产制造领域,通过推广或试点电采暖、工业电锅炉等方式,实施电能替代散烧煤和燃油;全面实施配电网建设改造;加快推动电动汽车充电基础设施建设,截至今年4月底,全国累计建成公共充电桩17.1万个。
在煤炭清洁高效利用方面,中国加强从煤炭产品质量、燃煤发电、煤化工、燃煤锅炉、煤炭分级分质利用、民用散煤治理、废弃物资源化利用等领域涉及煤炭全生命周期、全产业链开展推进煤炭清洁利用工作,持续推进煤炭生产和利用方式变革。
近年来,中国能源消费结构不断优化。清洁能源消费比重持续提高,煤炭消费比重继续下降,可再生能源装机快速增长。可再生能源已进入规模化发展阶段。到2016年底,中国可再生能源发电装机容量达到5.7亿千瓦,约占全部电力装机的35%。非化石能源利用量占到一次能源消费总量的13.3%,比2010年提高3.9个百分点,全部可再生能源年利用量达到5.5亿吨标准煤。
与此同时,中国已逐步从可再生能源利用大国向可再生能源技术产业强国迈进,技术装备水平显著提升。风电全产业链基本实现国产化,新型光伏电池技术转换效率不断提升。在持续推动可再生能源规模增长的同时,也致力于探索可再生能源产业创新。通过光伏农业、光伏渔业等“光伏+”项目,实施光伏扶贫。
绿色低碳、节能环保已成为时代潮流,优化能源结构、发展可再生能源已成为各界共识。中国石油经济技术研究院近日发布的2017版《2050年世界与中国能源展望》报告称,我国一次能源消费结构呈现清洁、低碳化特征,2030年前天然气和非化石能源等清洁能源将成为新增能源主体。
专家指出,能源转型是一个长期的过程,实现清洁低碳的现代能源体系目标仍需解决一些深层次的矛盾和问题。下一步要坚持绿色低碳,着力推进煤炭清洁高效利用、能源互补的转变。能源发展“十三五”规划明确,“十三五”时期非化石能源消费比重提高到15%以上,天然气消费比重力争达到10%。
国家能源局表示,清洁低碳能源将是“十三五”期间能源供应增量的主体。中国将继续推进非化石能源规模化发展,加快推进天然气利用。在做好煤炭清洁高效利用的同时,规划建设一批水电、核电重大项目,稳步发展风电、太阳能等可再生能源,大力发展天然气分布式能源和天然气调峰电站,在民用、工业和交通领域积极推进以气代煤、以气代油。
(二)太阳能热发电比光伏发电的价值更高
国际能源署在其发布的《太阳能热发电技术路线图》(2014版)中指出,“太阳能热发电(CSP)电站产生的太阳能热电力还不具备广泛的竞争力,但是按需供应的太阳能热电力比光伏电力具有更高的价值。即使一些地方下午峰值时段与光伏输出匹配的很好,但随着光伏和风电(两者都是变量可再生能源)在电力结构中的比例提升,太阳能热发电电站所能提供的多样化配套服务正变得越来越有价值。”
美国国家可再生能源实验室(NREL)的研究人员对加州带有储热的太阳能热电力(STE)和光伏电力(PV)未来总价值(运行价值+容量价值)进行了研究。研究共设定两个情景:一是电力结构中33%来自可再生能源(2020年底的可再生能源配额标准),其中光伏电力11%;二是电力结构中40%来自可再生能源(加州州长正考虑这一比例),其中光伏电力14%。在两种情况下,电网可用储电量超过1GW。研究主要结果表明,33%可再生能源渗透情景,倾向太阳能热发电的大部分原因是源于其更大的容量价值,这避免了为满足需求而增建热电厂的成本(表1)。在40%可再生能源渗透下,太阳能热发电的价值略微增加,但光伏发电的价值下降显著,主要反映其自身容量价值的下跌(Jorgenson等,2014)。对于投资决策和规划来说,系统价值和LCOE(平准化电力成本)一样重要。
研究指出,太阳能热发电站的热惯性和一定时间的储热容量足够提供这些服务。储热的概念很简单:白天,多余的热量被转移到一种储热材料中(例如,熔融盐)。当日落后有生产需求时,储存的热量被释放到蒸汽循环中,电站持续发电。图1示例了12:00-23:00期间太阳能热发电站的日资源变化(DNI)和从太阳场到透平机和储热,以及从太阳场和储热到透平机的流向。储热可以将发电和太阳能收集分开。
当储热被用来提高容量因子,其可以降低太阳能热电力的均化成本(LCOE)。所需的额外投资——更大的聚光场和储热系统——将被更多的kWh覆盖,因为发电模块(涡轮和发电机),电站平衡和连接可以运行更多的小时数。相比之下,一开始从电网获取电力的储能(例如抽水蓄能水电站,或电池储能)总是经过一段时间后提高所转移电力的均化成本。储热也具有卓越的“返还”效率,尤其是当储热介质也被用作为传热介质的时候。这可能实现98%的返还效率——即将能量损失限制在2%左右。一定程度上,这些附加价值能够弥补太阳能热发电较高的投资成本。美国西南部公共事业机构选择太阳能热发电站来履行可再生能源配额标准似乎正是意识到太阳能热电力的这些优点,以及光伏系统变量输出产生的潜在不良风险。
在没有经济实惠的蓄电容量下,太阳能热发电可以在光伏系统不能发电的时候进行发电。太阳能热发电内置的存储能力比电池存储和抽水蓄能更便宜,更有效(超过95%的返回效率,而大多数竞争技术只有约80%)。储热可以使热量收集(白天)和发电(随意)分开,这一能力在日落后用电需求显著增加的国家具有直接价值,部分是照明需求驱动。在许多这样的国家,白天通常以煤为主,其电力结构成为由调峰技术为主导,通常基于天然气或石油产品。在发展中经济体中,其电容往往非常紧张,高峰时段将电力系统拉伸至极限。在这种时候,电力的边际值可以猛增,通常到正常的两倍或三倍。
在下午和傍晚为用电高峰的国家,最大比重可能面向光伏。然而在部署光伏以后,当晚上高峰增加时光伏的负荷曲线变得更有利于太阳能热发电。太阳能热发电能够很好地对这些变化作出响应(图2)。关键点在于太阳能热发电站根据高峰和中峰需求发电;日落后,其容量补充当天早些时候的光伏发电量。
这一潜力在澳大利亚完成可以充分应用。下图是2013年南澳在不同月份中不同时间段的电力价格情况。可以看出早上的电价最便宜,但夏天下午4点至6点,冬天晚上6点至8点电价都很高。由于太阳能热发电系统可以进行廉价储热,从而避免用电负荷较低时间发电,而留在高峰需求时候按需发电。
在南非,基础负荷电力由廉价的煤炭产生,不断增长的高峰需求要求额外的调峰能力。为此,正在规划建设5GW以柴油驱动的开式循环燃气轮机(OCGT),同时天然气是不可用的。这为带储热的太阳能热发电提供了重大机会,太阳能热发电可以在高峰时段提供80%的电力,其它20%由OCGT提供。
南非能源部提供了一个极好的如何鼓励带储热的太阳能热发电在高峰时段发电的政策范本。近来南非能源部在第三轮可再生能源发电招标中推出了一个按时交付(time-of-delivery, TOD)的电价。基础电价适用于白天,一个更高的电价——基础电价乘以2.7——将适用于在高峰时段下午4:30到晚上9:30的电力供应。竞争者只需要竞争一个价格——高峰时段的价格就是简单的将中标价格乘以倍数。因此,这种时间交付确保了最佳竞标价格选择的简单化。
然而,按时交付的电价并不新鲜:没有按时交付的购电协议,第一批商业化太阳能热发电将不可能于上个世纪80年度在美国加州建设,而太阳能热发电技术也不可能实现今天的商业化。基于1978年公共事业管理政策条例界定的可避免成本,包括“能源”和“能力”支付,这些PPA提供了随季节和每天时刻大幅变动的酬报水平,范围从冬天非高峰期约60美元/MWh到夏天高峰期360美元/MWh,反映出电力公司可以避免的成本。
国际能源署预测,2020年以前太阳能热发电的部署速度都相对缓慢。但随着技术逐渐成熟以及投资成本逐步下降。2030年全球CSP装机容量将可能一跃至260GW;2050年,达到980GW。这意味着平均每年装机容量增长27GW,2040年-2050年为高峰5年,每年40GW。目前,太阳能热发电落后于光伏发电,但长期来看,太阳能热发电可以随意输送电力的能力,最后随着光伏发电容量的趋于平稳,其所占比重增多。然而,虽然这两种技术目前在一些市场处于竞争状态,但长期来看,协同效应将占上风。例如,在摩洛哥,虽然已有多边和双边开发银行提供的低成本融资,但主要在白天运行的在建太阳能热发电站仍将需要来自政府的持续支持。然而,如果太阳能热发电主要用于日落之后,光伏主要用于白天,这种组合将为政府节省资金;这些技术比目前预测的替代技术——白天用天然气加上日落后用柴油的边际成本更便宜。