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正泰陆川深度访谈满满干货:平价时代,行业与企业可做哪些准备

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在近日由华为承办的“中国光伏行业协会年会”活动间隙,包括能源一号在内的多位媒体对正泰新能源总裁陆川进行了专访。

近1小时的访谈中,他对未来市场平价时代的新能源产业变化做出了前景预期;也对未来“十四五”规划中的新能源部分,提出了独到、有价值且有思考深度的建议。以下是能源一号整理的陆川先生部分访谈精华。

提问:“十四五”规划上,明年将进入核心制定期,新能源行业的发展也在面临十字路口。其中,2020~2030年的可再生能源利用将持续增长,能源消费控制在60亿吨的标煤,非化石能源占比20%左右。那么,您对“十四五”规划有哪些建议?如制造端和电力投资服务端等方面?

陆川:“十四五”是国家层面的一个宏观战略和计划。对于新能源发展,其实过去几年一直保持非常好的增速。“十三五”在规划的过程中,中期也做了一次调整。关于光伏装机数,也调至一个更高的目标。从我们的理解看,未来清洁能源会作为一个主要的能源供应方式。这不仅是在中国,全球范围内,几乎所有的发达国家都有明确的减排、低碳的能源发展目标,欧盟也有具体的时间表。

就“十四五”规划,国家层面对可再生能源的发展,可能将朝着主要新增能源的环节推进,这对行业也有正面推动作用。

但我也不否认,新能源在过去的发展中速度很快,存在问题不少。其实这些问题也不只是中国的(新能源)发展过程中有,只是我国新能源产业发展得特别快,有些问题会被随之放大。

国家从顶层设计结构对整个能源结构、配套环节(如可再生能源接入到电网时),与电网的协调方面等都会做较好布局。如果没有这样的设计,虽然我们可能提出了一个非常高的装机目标,但在执行和落地方面都将有很大困难。

我举一个例子:2020年是最后一年企业都还能参加新能源项目的竞价,2021年将全面转向平价时代。

首先,平价后,电价是否一定按目前的脱硫煤价去执行?第二,脱硫煤电价本身已开始实行浮动机制,我们的电价依据又会是什么?是全面转向,不设定所谓的“平价”,完全开始竞价?但竞价之后,又用什么样的机制和体制去保障它的价格可顺利实施?

全世界范围内,我们看到电力自由交易的国家,其电价是通过PPA形式去签署的,一般签署10~15年,这是一个普遍较低的年限了,更长的还有20年年限。

而我们在目前的实际操作过程中,国内电力公司的PPA基本是一年一签的。每一年就为调价留了一个活口,这样的机制进入平价时代,是不是我们要做一些调整?

对于光伏或者其他可再生能源,需要一个长期稳定的电价,即接入方的长期购电协议这类方式。未来是不是要有新的电价机制?直接套用原来以火电为主的这种脱硫煤标杆电价体制下的既有模式,去做新能源的顶层规划是否合适?我觉得,这是“十四五”规划里面可以去考虑的,或者说至少在部门协调层面要去考虑的一个问题。否则我们的新能源业务,在装机端会碰到电网的实质性制约。

上面是说政策层面,再看技术层面。其实我国的可再生能源发展这么快,对电网冲击是不是很大?刚才有报告也提到,包括德国在内的欧洲各个国家可再生能源的装机比例非常高。在这种情况下,它的电网并没有出现重大瘫痪的情况。因此,至少在技术层面,我不认为可再生能源的接入和运行会有本质上的问题,更多还是机制激励机制方面的问题。

前面谈到,顶层设计上允许可再生能源的接入以及新的定价机制运作,比如PPA机制是20年。但实实在在要满足电网接入的技术条件,比如储能投资,是在规划里,还是电网或投资商的责任?其实全世界范围内的储能配比都是投资商的责任,不会是电网的责任。

在中国,未来也会一样:电网之间也出了文件说,电网侧的储能不会再投。那么今后,我认为这也是一个大方向,会推动发电方去做储能的平衡。

发电方做储能平衡时,在增加储能时若是没有额外的电价机制,这也没办法实施。所以,是不是应在规划里对相应的接入或电网公司来出台标准。换句话说,当接入到电网里的可再生能源,其电能输出质量有什么标准?把这个标准定下来,自然而然人家会推导出要上怎样的技术,配多少的储能来实现这个技术标准。在实现这一技术标准后,意味着我在竞价时会把成本放在电价里考虑,大家的竞价也会满足这种技术标准。这一价格有可能低于脱硫煤价,也可能高于它。

所以说,当谈到政策环节时,我们要首先放弃脱硫煤的概念,我是根据你进入的情况来定价。

第二,当对电价定价时,我们的竞价要把技术标准告诉对方,电量应是一个比较平衡的点,投资商会发挥更大的创造力,如在空间里如何降本,怎么提高电能质量等等。那么出来的竞价结果,会让新能源业务有健康、良性的发展。否则现在一味说光伏发电成本全世界最低,你把电能平衡质量的责任甩给了电网,但是电网总有一天不能平衡时,意味着我们就不能接入了,所以最后还是让产业无法发展起来。我觉得,与其是说不去正面面对和投资,还不如更明确。

另外一点在于,当投资商投了电力项目后,电价也得到了平衡,那么高质量的可再生能源接入就变成了全社会去承担成本的一样事物了。而现在并没有实现全社会承担的机制,未来是不是也应该在“十四五”规划中提到。

提问:对企业来讲,正泰每年都会制定一些规划,未来三年重点方向在哪里?

陆川:是会有一些判断。不仅从正泰新能源的角度来看,从上市公司如正泰电器的智能电力和新能源方向看,我们会从电子化走向智慧化。

最近,公司在为国家电网做一个项目实施。国家电网浙江省电力有限公司对浙江安吉的民宿和周边地区需要做智慧化的电力示范。从这个项目上可看到,国网要求使用的设备和技术,要基本代表未来3~5年国网全面推广的东西,几乎我们所有的电表都要非侵入式,要去监控每一路的用电状态。而我们的智能网关在里面,每一路需要去控制所有的电气设备,网关部分都是带计量和控制的。而这就是为未来微电网运行时,电网可较精准的切断一些电路,来实现电网平衡、微网平衡的准备。

未来,微网运行不一定是电网的工作,而是市场上的配电公司在做,那这个技术的基础就非常明确地提醒:你将来必须要上这样的产品。如果你还是在做传统机械式、不带感知的一些产品,将被电网直接淘汰。所以在电器产品上,我们会在智能化领域一往无前。

新能源布局方面,正泰更关注的是清洁能源。

目前从产业链上看,技术路线的下一代还不是特别明确,到底什么技术路线会成为主流产业,让大家普遍去投资?

如果是HJT,有的企业告诉我,目前进口设备一条线的投资,基本上是1GW约15亿,PERC则是三个亿。相对来说,HJT的固定投资非常大,快速实现商业化的量产还有一定的时间。即便是国产化设备,目前的投资也是8~10亿左右,将来有没有希望降到5~6亿的一个水平?

技术创新方面,明年还是一个较重要的观察期。到底下一步扩产会扩什么样的技术?做电池和组件,我们还在观察中,目前还没有结论。

以前的成本下降就是靠系统成本的整体下降。但是系统成本的下降,目前从产业链制造端角度看,现在只有硅片环节的毛利较高,电池、组件、硅料都没有超额毛利。随着明年硅片量的大举释放,这一领域的毛利也会下降。当所有环节的毛利只有10%,而组件环节毛利率也只有5%的时候,技术不突破的情况下,你的产品是没有下降空间了,已达到终极成本了。

这一状况下,我们的度电成本是多少?其实现在就可以算出来。简单靠成本下降的方式来提升光伏竞争力,已经到头了。因为中东地区的电价都投到了1.6美分,还要在此基础上做非常大的预期,未来让组件继续大幅下降的话,是不太可能了。所以从我们的角度讲,更多考虑在应用侧的光伏发电,还是要坚持在分布式、户用领域去做更多布局。

就大型电站方面,我们基本上是自持为主。我认为,明年竞价时代下还会有不错的回报,现金流也会不错。再往后的平价光伏时代,我们更多考虑怎么与发电集团合作,可以以拆小股的方式去做,这或许是未来2~3年于投资端的策略之一。

记者:根据最新规定,2020年1月1日起,取消煤电价格联动机制,将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制,以期降低企业用电成本,促进电力市场化交易。2021年无国家补贴后,浮动的煤电价格将给光伏发电带来无平价标杆、收益不明确等很多不确定性影响。为顺利过渡到全面市场化,您希望国家出台哪些政策?如果光伏发电价格也上下浮动的话,企业应该如何应对?

陆川:其实现在的平价项目,还是一个示范性的平价项目,带着保护性质的平价项目。2021年以后,这类项目没有任何的保护可言。这时我们国家怎么引导行业的发展?

从国际上比较成功的集中式电站案例来看,一般来说它有两种模式,一种模式就是国家搞大基地。比如青海搞特高压直流的这种配套基地,因为大基地的消纳相对有保障,但大基地的组织方对消纳应有一些承诺。否则,当平价以后,电价可能浮动也可能固定。如果消纳有问题,意味着你一定是参加交易的,新能源电力与其他电力交易时,新能源一定会损失掉。

新能源的电价比例,应在招标时明确。对于这种长期收益型的资产,全世界范围内都普遍认为它是一种低风险、低回报的长期收益型资产。一旦存在不确定性,意味着它就变成了高风险、低收益的资产,这就不会有人跟你玩了。至于国企会不会去投我不清楚,但至少一般市场化的主体是不会去做这类投资的。

这类大基地有一个例子。比如在埃及,它把高达数GW的基地都建在一起,输配电线路统一建设,这时它的消纳就相对有保障,所以我认为这是一种方向。

第二类是不搞大基地的市场化,它就是招标并网点资源,国家电力公司把并网资源拿出来招标,你们来锁定我的并网点资源。对于并网点资源,我组织一次竞价,你愿意付多少钱,我来保障你的消纳。这两样是对等的,大家也能算出较稳健的、未来20年企业收益是多少。所以我觉得,这两种机制在国际上都会被采取。

西班牙、葡萄牙现在就是并网点竞价了。电价上实现了市场化,投资方去找购电主体做长期的电力购电协议就行。

这两个机制在中国其实都可以搞。但中国还缺一点:是不是允许供电方和买方直接做定价?目前还没有,我希望在“十四五”期间可以做尝试。这部分尝试在哪里可以做?一个方向就是工商业用电。

在此之前,我们有全额上网与余电上网两种模式。以前的全额上网就是“隔墙售电”,无非是国网用着上网标杆电价把你的电买走了,然后再以比较高的价格卖给了台区内的其他人。

在现有区域内,把国网撇开,这样不行。因为这个价格已经很低了。新建的工业区是否可以做“隔墙售电”呢?因为工业园总有一台变压器,变电站以下的是园区里各企业。能不能它们之间搞电力交易?

如果发电方与园区谈价格,且该价格介于标杆电价、市场化电价之间的中位数,意味着国网也会有利润,下面的企业也多一点利润,这样一来大家可以找到平衡点,把这个东西推广起来,因而园区级的隔墙售电会比较适合。

不仅如此,这样的隔墙售电也让储能有了发挥空间。园区里会出现电力平衡的状态。现在的工业园区虽然有最大负荷,但其实1年365天内只有三天到最大负荷,大部分时间是空闲的。如果有储能去调频调峰,园区内又可形成一个自己的电价,那都是较好的推广方式,做一些试点性项目会对未来光伏在分布式端会有很大的好处。

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