>> 國信證券-光伏設備行業(yè)甘肅、山東分時電價政策點評：如何看待市場化交易下的光伏項目投資收益率-231201
| 上傳日期： |
2023/12/3 |
大小： |
353KB |
| 格式： |
pdf 共6頁 |
來源： |
國信證券 |
| 評級： |
超配 |
作者： |
王蔚祺,李恒源,陳抒揚 |
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事項：
10月27日，甘肅省工信廳發(fā)布《甘肅省2024年省內電力中長期年度交易組織方案》，明確新能源企業(yè)峰、谷、平各段交易基準價格為燃煤基準價格0.31元/kWh×峰谷分時系數(shù)（峰段系數(shù)=1.5，平段系數(shù)=1，谷段系數(shù)=0.5），各段交易價格不超過交易基準價，即谷段交易價格不超過0.15元/kWh，平段交易價格不超過0.31元/kWh，峰段交易價格不超過0.46元/kWh。
國信電新觀點：1）近日甘肅省、山東省分別出臺分時電價政策，鼓勵新能源配建儲能高比例參與電力市場交易，電力市場化改革顯著加速；2）光儲EPC價格2023年以來顯著下降，基于我們對項目造價與電價的假設，2024年大部分新增并網(wǎng)光伏項目全投資IRR水平介于6%-12%之間；3）風險提示：交易電價進一步下降的風險，電網(wǎng)消納能力不足的風險。
評論：
甘肅、山東出臺分時電價政策，電力市場化改革加速
近日甘肅省、山東省分別出臺分時電價政策，鼓勵新能源配建儲能高比例參與電力市場交易，電力市場化改革顯著加速。
甘肅：10月27日，甘肅省工信廳發(fā)布《甘肅省2024年省內電力中長期年度交易組織方案》，明確新能源企業(yè)峰、谷、平各段交易基準價格為燃煤基準價格0.31元/kWh×峰谷分時系數(shù)（峰段系數(shù)=1.5，平段系數(shù)=1，谷段系數(shù)=0.5），各段交易價格不超過交易基準價。
山東：11月13日，山東省能源局發(fā)布關于印發(fā)《支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》的通知，文件明確：
逐步提高存量新能源上網(wǎng)電量參與電力市場交易比例，以“2030年新能源全面參與電力市場交易”為目標，推動存量新能源聯(lián)合配建儲能高比例參與電力市場交易；
探索基于電力現(xiàn)貨市場分時電價信號的分布式光伏分時上網(wǎng)電價機制，支持分布式儲能聚合為“云儲能”響應調度需求，參與市場交易，推動分布式儲能健康發(fā)展。
光儲EPC價格2023年以來顯著下降
2023年初以來，硅料新增產能釋放帶動光伏產業(yè)鏈價格下行，光伏組件價格由年初的1.80元/W下跌0.77元/W至當前的1.03元/W。據(jù)不完全統(tǒng)計，10月光伏EPC均價約為2.5元/W，7-10月儲能系統(tǒng)EPC均價已降至1.5元/Wh?？紤]組件及儲能系統(tǒng)原材料硅料及碳酸鋰的價格持續(xù)走跌，光伏及儲能EPC價格仍有下降空間。
我們以全國不同省份的4個光伏項目為例，基于分時電價政策分析光伏項目經濟性。
1.假設北方某光伏項目A配儲比例為5%×2h，并高比例參與市場化交易，平均含稅上網(wǎng)電價為0.15元/kWh，年均利用小時數(shù)為1,600小時，單位造價為2.15元/W，測算可得項目全投資IRR約為6.30%。
2.假設北方某光伏項目B配儲比例為15%×4h，并高比例參與市場化交易，平均含稅上網(wǎng)電價為0.25元/kWh，年均利用小時數(shù)為1,800小時，單位造價為3.1元/W，測算可得項目全投資IRR約為11.09%。
3.假設南方某光伏項目C配儲比例為10%×2h，并高比例參與市場化交易，平均含稅上網(wǎng)電價為0.25元/kWh，年均利用小時數(shù)為1,200小時，單位造價為2.8元/W，測算可得項目全投資IRR約為6.07%。
4.假設南方某光伏項目D配儲比例為10%×2h，并高比例參與市場化交易，平均含稅上網(wǎng)電價為0.35元/kWh，年均利用小時數(shù)為1,400小時，單位造價為3.3元/W，測算可得項目全投資IRR約為11.46%。
假設北方地區(qū)光伏項目平均利用小時數(shù)1,600小時，南方地區(qū)光伏項目平均利用小時數(shù)1,300小時，則光伏項目全投資IRR對年均利用小時數(shù)及單W造價的敏感性分析如下：
投資建議：
光儲EPC價格2023年以來顯著下降，基于我們對項目造價與電價的假設，2024年大部分新增并網(wǎng)光伏項目全投資IRR水平介于6%-12%之間。
風險提示：
交易電價進一步下降的風險，電網(wǎng)消納能力不足的風險。
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