光伏发电真的值得装吗

最近有许多朋友在询问风电、光伏和常规化石能源的度电成本相差多少，我梳理了一些资料，分国际和国内两个部分来做个比较。

（ 1 ）国际各种能源度电成本比较

国际可再生能源署(IRENA)在2018年1月发布的报告，全球陆上风电度电成本区间已经明显低于全球的化石能源，陆上风电平均成本逐渐接近水电，达到6美分/千瓦时，2017年以来新建陆上风电平均成本为4美分/千瓦时。

 IRENA预计随着技术进步，2019年全球成本最低的风电和光伏项目的度电成本将达到甚至低于3美分/千瓦时，成为最经济的绿色电力。可再生能源相较化石能源已具备绝对的成本竞争力，将主导未来能源行业的新增投资。

（2）国内各种能源度电成本比较

由于全球范围内各个国家化石能源储量不一致、社会经济发展水平不一致，可再生能源资源不一致，能源政策不同等，各种能源的度电成本也有一定差异。

我们在各种发电形式电站满发、不限电的情况下来讨论当前技术水平下各种能源的度电成本。

火电的度电成本受煤炭价格影响很大，根据国内当前煤炭价格，大型火电站的度电成本约为0.2~0.3元。

陆上风电的度电成本受所在风电场的风能资源影响很大，根据当前项目造价，陆上大型风电场（I、II、III类资源区）的度电成本约为0.2~0.35。

集中式光伏的度电成本受所在区域的太阳能资源及技术路线影响较大，大型集中式、支架跟踪式光伏电站（I类资源区）的度电成本约为0.3~0.4。

而且随着竞价、平价上网、特高压线路的建设、促进消纳等政策的出台，我认为国内可再生能源的开发会趋于理性，风能及太阳能资源优越的地区才会有开发价值。可以看出，国内风能资源较好的陆上风电项目度电成本已经和火电十分接近，大型光伏电站的成本也在主要电气设备降价和技术提升的助力下快速下降。

可再生能源在国内相较化石能源也渐渐具备一定成本竞争力，而且火电对社会的环境成本也越来越是国家考量的重要方面，所以可再生能源在国内同样会主导未来能源行业的新增投资。

上述数据是在各途径收集、计算得出粗略的各种能源度电成本范围，欢迎大家给出专业的意见和指正。

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夏季：峰段：8－11时，13－15时，18－21时；平段：6－8时，11－13时，15－18时，21－22时，谷段：22－次日6时。

单一电价制：峰段：6－22时； 谷段：22－次日6时。

1、居民用户分时峰谷时段划分为：峰时段(6-22时)，谷时段(22时-次日6时)。

2、居民累计电量在第二或第三档临界点的月份，由于当月超基数部分的峰谷电量数据无法准确区分，具体执行时，该月第二档、第三档的加价按照峰、谷均为0.05元或0.30元的加价水平执行，次月起再按峰、谷不同加价水平执行。

3、电价均含政府性基金及附加，具体为：

（1）国家重大水利工程建设基金1.392分钱；

（2）大中型水库移民后期扶持资金(农业生产用电除外)0.83分钱；

（3）可再生能源电价附加：居民用电0.1分钱，其他各类用电(农业生产用电除外)1.9分钱；

（4）城市公用事业附加费：居民用电1分钱，其他各类用电3.5分钱。

不过，根据中电联最新发布的数据，2019年1月份-8月份，我国新增光伏装机为1495万千瓦，比上年同期同比大幅下降54.7%。在业界看来，导致这一局面主要因为2019年度光伏补贴政策的改变，以及由此导致的政策推出时间延迟，而其中根源问题之一，在于可再生能源发电补贴资金缺口较大；且随着可再生能源发电成本的大幅下降，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏国家补贴的 历史 使命似乎也已完成。

事实上，此前财政部、国家发改委、国家能源局在《关于促进非水可再生能源发电 健康 发展的若干意见》以及《可再生能源电价附加补助资金管理办法》征求意见座谈会上就曾明确，到2021年，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴(户用光伏是否包含其中尚未明确)。

以光伏为例，据相关媒体报道，目前，“2020年的光伏发电补贴政策”即将进入意见征求阶段，而鉴于此，业界推测，2020年大概率将成为我国光伏电站(户用待定)享受国家补贴的最后一年。

根据财政部公布的数据，按照相关办法，2012年以来，财政部累计安排可再生能源补贴资金超过4500亿元，其中2019年安排866亿元。

财政部介绍，一方面，对于新增项目，一是积极推进平价上网项目，目前已经公布了第一批共计2076万千瓦平价上网项目名单；二是调控优化发展速度，加大竞争配置力度，明确新建风电、光伏发电项目必须通过竞争配置，优先建设补贴强度低的项目，有效降低新建项目补贴强度。三是价格主管部门积极完善价格形成机制推动补贴强度降低的政策措施，新建陆上风电2019年和2020年的最低指导价已经分别下降到每千瓦时0.34元和每千瓦时0.29元，在局部地区已经低于煤电标杆电价；新建光伏发电项目2019年的指导价已经下降到每千瓦时0.4元，通过加大竞争配置力度可进一步降低补贴强度。通过上述措施，可以有效降低新增规模项目所需补贴资金，缓解补贴缺口扩大趋势。

另一方面，对于存量项目，一是拟放开目录管理，由电网企业确认符合补贴条件的项目，简化拨付流程；二是通过“绿证”交易和市场化交易等方式减少补贴需求；三是与税务部门保持沟通，进一步加强可再生能源电价附加征收力度，增加补贴资金收入。通过上述措施，可逐步缓解存量项目补贴压力。

政策如下：

一、严格落实规划和预警要求。

各省（自治区、直辖市）能源主管部门要严格执行《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能发新能〔2017〕31号）（以下简称《指导意见》）中各地区新增风电建设规模方案的分年度规模及相关要求。预警为红色和橙色的地区应严格执行《国家能源局关于发布2018年度风电投资监测预警结果的通知》（国能发新能〔2018〕23号）的有关要求，同时不得在“十三五”规划中期评估的过程中调增规划规模。预警为绿色的地区如需调整规划目标，可在落实风电项目配套电网建设并保障消纳的前提下，结合“十三五”规划中期评估，向国家能源局申请规划调整后组织实施。

二、将消纳工作作为首要条件。

各省（自治区、直辖市）要按照《国家发展改革委、国家能源局关于印发〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉的通知》（发改能源〔2017〕1942号）和《国家能源局综合司关于报送落实〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉工作方案的通知》（国能综通新能〔2018〕36号）要求向国家能源局报送2018年可再生能源电力消纳工作方案，对未报送的省（自治区、直辖市）停止该地区《指导意见》中风电新增建设规模的实施。

三、严格落实电力送出和消纳条件。

新列入年度建设方案的风电项目，必须以电网企业承诺投资建设电力送出工程并确保达到最低保障收购年利用小时数（或弃风率不超过5%，以下同）为前提条件，在项目所在地市（县）级区域内具备就地消纳条件的优先纳入年度建设方案。通过跨省跨区输电通道外送消纳的风电基地项目，应在送受端省级政府间送受电协议及电网企业中长期购电合同中落实项目输电及消纳方案并约定价格调整机制，原则上受端省（自治区、直辖市）电网企业应出具接纳通道输送风电容量和电量的承诺。

四、推行竞争方式配置风电项目。

从本通知印发之日起，尚未印发2018年风电度建设方案的省（自治区、直辖市）新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。已印发2018年度风电建设方案的省（自治区、直辖市）和已经确定投资主体的海上风电项目2018年可继续推进原方案。从2019年起，各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。各省（自治区、直辖市）能源主管部门会同有关部门参照随本通知发布的《风电项目竞争配置指导方案（试行）》制定风电项目竞争配置办法，抄送国家能源局并向全社会公布，据此按照《指导意见》确定的分年度新增建设规模组织本地区风电项目竞争配置工作。分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。

五、优化风电建设投资环境。

各省（自治区、直辖市）能源主管部门要完善风电工程土地利用规划，优先选择未利用土地建设风电工程，场址不得位于生态红线范围和国家规定的其他不允许建设的范围，并应避开征收城镇土地使用税的土地范围，如位于耕地占用税范围，征收面积和征收标准应当按照风电工程用地特点及对土地利用影响程度合理确定。有关地方政府部门在风电项目开发过程中不得以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，不得强制要求项目直接出让股份或收益用于应由政府承担的各项事务。各地市（县）级政府相关部门推荐风电项目参加新增建设规模竞争配置时，应对上述建设条件做出有效承诺或说明，省级能源主管部门应对相关市（县）履行承诺的情况进行考核评估，并作为后续安排新增风电建设规模的重要依据。

六、积极推进就近全额消纳风电项目。

支持风能资源丰富地区结合当地大型工业企业和产业园区用电需求建设风电项目，在国家相关政策支持下力争实现不需要补贴发展。鼓励在具备较强电力需求的地级市区域，选择年发电利用小时数可达到3000小时左右的风能资源场址，在省级电网企业确保全额就近消纳的前提下，采取招标方式选择投资开发企业并确定上网电价，特别要鼓励不需要国家补贴的平价上网项目。

中国风力等新能源发电行业的发展前景十分广阔，预计未来很长一段时间都将保持高速发展，，随着国家不断加大对清洁能源的开发支持力度，一批批大型风电项目落户，加速了风电基地建设。

拓展资料

风力发电种类：水平轴风力发电机；垂直轴风力发电机；达里厄式风轮；双馈型发电机；马格努斯效应风轮；径流双轮效应风轮。

尽管风力发电机多种多样，但归纳起来可分为两类：①水平轴风力发电机，风轮的旋转轴与风向平行；②垂直轴风力发电机，风轮的旋转轴垂直于地面或者气流方向。

检测方法

1.风力机运行状态的监控。

2.单个风电机组的信息，风电机组转子，传动链，发电机，变换器，变压器，舱室，偏航系统，塔架，气象站状态监控。

3.风速，风向，叶轮转速，电网频率，三相电压，三相电流，发电机绕组温度，环境温度，机舱温度，出力等监控。

4.保证风电厂数据的实时性和可靠性。实时调整风能的最优性，实现风电绿色能源，满足国家电力系统二次防护要求。

参考资料来源：百度百科：风力发电

据国家改革发改委最新通知，2018年1月1日开始，光伏发电的补贴将调整。具体内容如下：

为落实国务院办公厅《能源发展战略行动计划(2014-2020)》关于新能源标杆上网电价逐步退坡的要求，合理引导新能源投资，促进光伏发电产业健康有序发展，决定调整2018年光伏发电标杆上网电价政策。经商国家能源局，现就有关事项通知如下：

一、根据当前光伏产业技术进步和成本降低情况，降低2018年1月1日之后投运的光伏电站标杆上网电价，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.55元、0.65元、0.75元(含税)。自2019年起，纳入财政补贴年度规模管理的光伏发电项目全部按投运时间执行对应的标杆电价。

二、2018年1月1日以后投运的、采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴标准降低0.05元，即补贴标准调整为每千瓦时0.37元(含税)。采用“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行。分布式光伏发电项目自用电量免收随电价征收的各类政府性基金及附加、系统备用容量费和其他相关并网服务费。

三、村级光伏扶贫电站(0.5兆瓦及以下)标杆电价、户用分布式光伏扶贫项目度电补贴标准保持不变。

四、各新能源发电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存相关发电项目上网交易电量、价格和补贴金额等资料，接受有关部门监督检查，并于每月10日前将相关数据报送至国家可再生能源信息管理中心。各级价格主管部门要加强对新能源上网电价执行和电价附加补贴结算的监管，督促相关上网电价政策执行到位。

五、鼓励地方按国家有关规定开展光伏发电就近消纳配电价格改革和市场化招标定价试点，逐步完善通过市场发现价格的机制。

六、上述规定自2018年1月1日起执行。

以上便是关于2018年发改委调整光伏发电上网电价的全部内容。

一、风电进入新一轮抢装潮

补贴政策调整是短期内我国风电新增装机容量变动的主要驱动因素。2009年首次实施风电上网标杆电价政策、2015年风电上网标杆电价首次下调，两次调整后风电新增装机容量均创历史新高。我们判断19年5月补贴下调的政策仍会引领新一轮风电抢装潮，预计仅存量项目在19-21年完成并网的情况下每年新增装机容量分别为26GW、30GW和32GW，年均复合增长率达到15%。其中，陆上风电2019-2021年预计增速会逐步下滑，海上风电由于补贴退坡力度相对较小，加上风电机组及产业链技术更加成熟，未来三年的新增装机容量有望维持高速增长。2016年11月能源局在印发的《风电发展“十三五”规划》中提出积极稳妥推进海上风电建设，到2020年全国海上风电开工建设规模达到1000万千瓦，力争累计并网容量达到500万千瓦以上。截至2018年底我国海上风电累计装机规模为444.5万千瓦，已核准的海上风电项目达2300万千瓦。我们预计2019-2020年我国海上风电新增装机容量分别为2.2GW、3GW、4GW。

二、行业长期驱动将由政策转为成本下降

初始投资成本和年上网电量是影响风电度电成本的两大内生变量。 1、技术进步促使风电机组招标价格下降、机组大型化而成本并没有成比例上升，二者为初始投资成本下降提供空间；2、发电利用小时数上升和弃风率下降使得年上网电量逐年上升。大唐电科院预测我国陆上风电度电成本将从2018 年0.41元/度下降至2023年0.33元/度，下降幅度为19.51%，海上风电度电成本将从2018年0.5元/度下降至 2023年0.41元/度，下降幅度为18%。？

受益于技术进步带来总安装成本(设备购置费用+建安工程费)的下降，全球陆上和海上风电度电成本也进入下降通道。根据国际可再生能源署发布的《2018年可再生能源发电成本报告》中指出，2018年全球投产的陆上风电加权平均LCOE为0.056美元/千瓦时，比2017年低13%，比2010年低35%；2018年海上风电全球加权平均LCOE为0.127美元/千瓦时，比2017年低1%，比2010年低20%。1、风机设计和制造的持续改进、更具竞争力的全球供应链、风机系列的增加是导致陆上风电度电成本下降的主要动力。2、技术进步、规模化效应是海上风电成本下降的主要驱动。大型风力发电机扩大了风电场的容量并减少风机数量，降低了安装成本和项目开发成本，运营和维护成本因风机技术的优化也有所降低。

三、毛利率有望得到恢复

供给侧改革带来钢材价格高峰已出现于2018年，在宏观经济承压情况下主要钢材价格已经在2019年出现趋势性回落，以钢材为主要原材料的钢结构件公司的毛利率有望得到修复。截至2019年8月除受铁矿石价格上涨影响废钢价格继续上涨8.54%以外，其他生铁、钢坯和钢板的价格分别下降了4.39%、3.52%和6.33%。目前铁矿石价格从7月份高点已经下跌，预计后续废钢的价格也会相对回落。预计在2019年二季报就可以看到部分钢结构公司因为原材料价格下降而导致毛利率有所修复。

四、细分行业龙头公司全面占优

市场空间看塔筒(352亿/年)最大，铸件(165亿/年)次之，法兰、机舱罩和转子房在20-30亿之间，定子最小；竞争格局看铸件、主轴和法兰行业集中度高，塔筒、机舱罩和转子房、定子段较为分散；经营质量上细分行业龙头公司全面占优。在风电抢装潮确定和原材料价格趋势性回落的前提下，我们看好未来三年风电结构件细分行业龙头公司，推荐关注风电铸件龙头日月股份，风电塔筒龙头天顺风能、天能重工，风电主轴龙头金雷股份，风电机舱罩龙头双一科技。

五、个股分析

日月股份(603218)

逆势扩产能

公司通过IPO募投产能、扩产项目、技改以及本次可转债募投项目，将于未来三年逐步形成年产40万吨风电铸件和22万吨精加工产能，成为全球最大风电铸件生产和精加工企业，全球风电铸件的市占率将达到24%。

双海战略逐步落地，公司盈利能力有望得到进一步提升。海外市场，公司与Vestas不断深入合作，订单量不断提升，与GE、西门子歌美飒等国际客户均实现了批量化供货；同时公司重点开发生产了大兆瓦机型和海上风机产品，研发费用同比增长37.1%，预计19年三季度10万吨海上风电项目将投产。未来三年高毛利的海外收入和海上风电收入占比将会继续提升。公司毛利率有望进一步改善。

天顺风能(002531)

技改扩建增加产能迎接抢装潮

2018年公司全年出货量38万吨，基本与17年持平。2019年太仓、包头、珠海已完成技改扩建，叠加外协产能，预计2019年出货量可达48-50万吨。钢价预期下跌，公司单吨毛利有望触底回升。2018年上半年钢价上升影响，塔筒单吨毛利降至1623元/吨，四季度钢价明显回落，2018全年单吨毛利回升至1737元/吨。预期19年钢价趋稳或略有下跌，风塔单吨毛利将重回上升通道。

风电场运营提升盈利能力，叶片有望贡献逐渐显现。预计公司2019年全年有效发电规模550MW以上；2018年常熟叶片厂一期已基本完成产能爬坡，贡献收入2.51亿元，同比增长52.64%。公司在叶片及模具方面已具备研发和生产能力，未来有望增加利润贡献。

（文章来源：投资快报） 郑重声明：发布此信息的目的在于传播更多信息，与本站立场无关。

近日，华润电力（00836.HK）正式发布的《2018年可持续发展报告》（下称《报告》）显示，2018年，华润电力进一步加强公司治理，大力发展可再生能源、进一步降低能耗与排放。截至2018年底，整个公司的清洁能源运营权益装机占比较上年提升3个百分点至20.4%。其中，火电和风电利用小时均大幅优于全国平均水平。

在此之前，笔者注意到，华润集团董事长傅育宁明确表示，当前，新能源、可再生能源取代传统能源的变革趋势越来越明显。此后，华润电力进一步把业务重心向可再生能源倾斜。

华润电力能源结构的变化是中国能源结构变化的缩影。近年来，中国不断加大可再生能源发展的比例。目前，中国已经成为全球第一的可再生能源国家，打破国际间固有的中国严重依赖煤炭的负面形象。

根据国家发改委此前发布的《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》（下称《战略》），到2030年，中国新增能源需求将主要依靠清洁能源满足。《战略》提出，到2020年，中国能源消费总量将控制在50亿吨标煤以内，清洁能源成为增量主体，非化石能源占比15%；单位国内生产总值二氧化碳排放比2015年下降18%；单位国内生产总值能耗比2015年下降15%。

数量重要，质量更重要。过去一年，华润电力坚持创新驱动增长，全年科研投入约1.97亿元，运用大数据、云计算等先进技术，促进公司创新转型、高质量发展。通过继续加大节能减排投入，华润电力附属燃煤电厂98%的权益装机完成超低排放改造，主要能耗和排放指标进一步改善，平均供电煤耗同比下降3.62g/kWh。

过去一年，通过优化资产结构，华润电力大幅减持和处置煤炭资产，减持和处置了部分火电资产和其他低效资产，提质增效成绩显著，果断处置和出售了位于山西的煤炭资产，收回高达95亿元人民币现金。

与此同时，华润电力积极 探索 火电厂固废处置掺烧发电技术，旗下广东海丰、江苏常熟等13家电厂参与市政污泥垃圾处置，2018年全年累计掺烧污泥40.3万吨，为城市解决污泥围城难题，也拓展了自身发展空间。此外，该公司高度重视水土污染防治和生态保护，2018年全年环保总投入超过15亿元。

华润电力还创新地将可再生能源发展与精准扶贫攻坚相结合，通过产业扶贫、教育扶贫等方式“授人以渔”，全力打好精准脱贫攻坚战。2018年，华润电力向 社会 捐款捐物合计606.69万元。

笔者从华润电力获悉，今年是华润电力连续第九年发布可持续发展报告，系统披露华润电力2018年在环境、 社会 、治理等方面的政策、举措和绩效。华润电力董事局主席李汝革表示：“通过可持续发展报告的发布，进一步促进公司提升在环境、 社会 、治理等方面的责任落实和实践水平。”