分布式光伏光电行业：合理商业模式的探索是大规模发展的关键因素130208.ppt

,工业 电力设备及新能源|证券研究报告 板块最新信息,2013 年 2 月 8 日,我们的观点有何不同?国内分布式光伏发电系统尚不具备大规模商业化发展的经济性。2013 年国内分布式市场仍然处于探索合理商业模式的阶段；报价模式造就光伏 EPC 企业的相对盈利优势非绝对投资价值分布式初期最先受益的是配电设备企业，尤其是由配电设备转型做 EPC 业务的企业更有优势；主要催化剂/事件 光伏新兴市场需求的快速增长逐步弥补成熟市场的萎缩，缺乏合理商业模式的情况下，2013 年光伏设备制造行业难言反转；分布式光伏发电市场打开后，并非所有 EPC 企业都受益。风险提示 分布式并网政策的落实低于预期。中银国际证券有限责任公司具备证券投资咨询业务资格工业:电力设备及新能源刘波,分布式光伏发电合理商业模式的探索是大规模发展的关键因素2013 年国内分布式市场仍然处于探寻合理商业模式的阶段。随着分布式市场的打开，最先受益的是光伏电站 EPC 企业。但是，行业竞争的加剧并不是所有 EPC 企业都能从中获益。中长期来看，传统的 EPC 业务企业面临着较大的竞争压力，需要不断谋求盈利模式的创新。我们更加看好从事做光伏系统 EPC 业务的产品线比较齐全的配电设备制造类公司，相较而言，这类公司更具备成本控制的优势，在光伏“弱市”行情下，能够最先受益。支撑评级的要点国内分布式光伏发电系统尚不具备大规模商业化发展的经济性。根据接入点的不同，分布式光伏发电系统的经济性也存在一定的差异。用户侧离网的光伏项目比并网项目更加具有经济性，且从国网层面上来考虑，未来还是以企业自发自用的商业模式为主。整体看来，分布式光伏发电项目的内部收益率以及总投资收益率相对有一定吸引力。但是，从项目本身的投资回收期来看平均需要 10 年以上，而考虑到资金的时间成本，投资回收期在 20 年左右，甚至更久。满足工商业照明用电的规模一般在MW 级别，投资成本在千万元左右，普通民营企业并不适合也不愿意做这样的投资。尽管在国家政策补贴、产业链各产品价格下降的情况下，光伏发电的经济性已经有了明显的改善，但是未来分布式的发展速度仍然取决于合理的商业模式的探索。2013 年国内分布式市场仍然处于探寻合理商业模式的阶段。国网扶持分布式并网的政策出台，从一定程度上缓解了“并网”难的问题，但是对于国内分布式市场的完全打开，只是必要不充分条件。我们认为打开国内分布式市场除了并网政策的有效执行，补贴政策、补贴期限的明确，还需要商业模式的探索。我们认为，国内分布式光伏市场的发展将经历三个阶段：1.商业模式探索中的的分布式光伏发电市场；2.成熟商业模式下的分布式光伏发电市场；3.微网的时代分布式初期最先受益的是产品线齐全的电气设备制造 EPC 企业。传统的EPC 企业虽然具有先发优势，但是随着竞争的加剧，尤其是分布式初期，很难保持品牌优势，需要不断谋求盈利模式的创新，而盈利模式的创新最终需要以大量的资金作为基础。从事做 EPC 业务的光伏设备制造类企业在光伏设备去过剩产能的弱势行情下难以受益，相对来说，配电电气设备类公司从事做 EPC 业务更加有成本优势，该类企业中产品线齐全的企业将最先受益。投资建议 关注从事做光伏系统 EPC 业务的配电电气设备制造类公司。相较而言，这类公司更具备成本控制的优势，在光伏“弱市”行情下，能够最先受益。建议买入许继电气、正泰电器。,(8621)2032 证券投资咨询业务证书编号：S1300512020001_*武雯为本报告重要贡献者中银国际研究可在中银国际研究网站(.)上获取,2,目录投资建议.3分布式光伏发电技术的简介.5分布式发电技术.5分布式光伏发电系统.6分布式光伏系统的经济性分析.10阻碍国内分布式光伏系统发展的因素.10不同接入点的光伏发电系统的成本构成.14分布式光伏发电系统收入及成本的决定因素.15分布式光伏发电系统的经济性分析.19国内分布式光伏市场将经历三阶段.26分布式发展初期：难言大规模概念.26成熟商业模式下的国内分布式光伏发电市场.28微网的时代.29分布式初期配电设备类企业最先受益.30“十二五”期间的全球光伏市场.31盈利模式造就 EPC 企业相对的盈利优势，非绝对投资价值.32传统 EPC 企业：竞争压力下品牌优势弱化.34从事为 EPC 的设备企业：分布式初期配电设备企业最先受益.34,2013 年 2 月 8 日,分布式光伏发电,3,投资建议分布式光伏发电系统更加适用于工商业业主，尤其是一些高能耗企业，系统效率的提高、光照条件的优越以及电价的长期上涨趋势将加速分布式光伏发电系统的需求。目前，虽然补贴政策尚未明朗，但是，我们判断，最终的补贴政策出台不会高出 1.3 元/度的上网电价许多。用户侧离网性的光伏发电项目比用户侧并网性的项目更加有经济性，且从国网的层面上来看，也会相对鼓励用户自发自用的盈利模式。整体看来，分布式光伏发电项目的内部收益率、总投资收益率也保持在一个比较合理甚至相对有一定吸引力的水平。但是，从项目本身的投资回收期来看，平均需要 10 年以上，而考虑到资金的时间成本，投资回收期在 20 年左右，甚至更久。一般满足工商业照明用电的规模在MW 级别，投资成本在千万元左右，普通民营企业并不适合也不愿意做这样的投资。目前，国内的分布式光伏市场尚处于起步阶段，国网扶持分布式并网的政策出台，从一定程度上缓解了“并网”难的问题，但是对于国内分布式市场的完全打开，只是必要不充分条件。我们认为打开国内分布式市场除了并网政策的有效执行，补贴政策、补贴期限的明确，最重要的还是合理商业模式的探索。我们将国内分布式光伏市场分为三个阶段：1.商业模式探索中的的分布式光伏发电市场；2.成熟商业模式下的分布式光伏发电市场；3.微网的时代。分布式发展初期，无论哪种商业模式，其最终赚取的利益来自国网利益的减少以及国家补贴，如何使国网能在分布式光伏发电方面有所利益驱动，是分布式光伏发电能够大规模发展的必要条件。合理的商业模式探索时间的长短将直接影响到分布式光伏发电市场大规模爆发的时间点的久远。我们认为，2013 年国内分布式市场仍然处于探寻合理商业模式的阶段。尽管国网对于分布式光伏发电系统的接入已经表态支持，由于补贴细则以及商业模式的不确定性，“十二五”期间分布式光伏发示范区容量 15GW 的总量将会呈现前低后高的局面。未来分布式电站以及集中型光伏电站的各占国内市场的 50%。大型光伏电站项目由于对电网的调度产生一定的影响，以及涉及到各省市电网规划容量问题，因此，“十二五”期间将保持相对稳定，金太阳工程的审批也将出现比较稳定的状态，相较之下，分布式光伏发电系统将呈现出较快的增长。我们预计明年国内光伏装机容量将达到 10GW，主要增长动力来自分布式示范区的光伏装机项目将实现由 0 开始到 3GW 的突破。十二五期间，分布式光伏装机容量我们保守预计将达到 23GW，由此带来的市场总容量达到 2000 多亿，其中二次设备容量达到近 300 亿，光伏逆变器的市场容量达到近 150 亿。此外，一次接入电器设备市场容量市场容量达到近 50 亿。从市场容量增速来看，2013 年分布式二次设备市场将呈现爆发式增长，此外，国内光伏逆变器市场容量也将翻 3 翻。从产业链上产品的投资顺序上来看，2013年分布式市场的投资应遵照二次设备光伏逆变器光伏组件企业的优先顺序。主要由于随着光伏组件的价格不断下降，二次设备在光伏系统中的占比逐步提高，而从供需方面来看，二次设备的市场容量足够大，仍然处于供不应求的状态，且新增的分布式市场将更加扩大二次设备的市场容量；光伏逆变器在系统中的占比达到 6%，且国内光伏逆变器基本供需平衡，因此，相对来说，分布式的开展有益于国内光伏逆变器市场的打开；组件方面，尽管以中国为代表的新兴市场的崛起使得组件市场供需很快将达到基本平衡，但是合理商业模式的缺失，使得这场以政府为主导的市场增长难以拉动组件价格的合理回归，因此，组件企业很难在期间获益。,2013 年 2 月 8 日,分布式光伏发电,4,分布式光伏发电初期最先受益的是从事做光伏电站 EPC 的配电设备制造领域类企业。尽管传统 EPC 企业具有品牌先发优势，但是产业初期鱼龙混杂，激烈竞争压力下，传统 EPC 企业必须寻求盈利模式的创新，而这种模式最终以大量的资金作为基础，中长期来看，优势很难保持。我们更加看好从事做光伏系统 EPC 业务的配电设备制造类公司，尤其是产业链齐全的公司，相较而言，这类公司更具备成本控制的优势，在光伏“弱市”行情下，能够最先受益。建议买入许继电气、正泰电器。图表 1.重点公司及估值（2013 年 2 月 6 日，货币单位：人民币）,代码,公司,评级,市值(亿元),价格(元),每股收益(人民币)2011 2012E 2013E,2011,市盈率(倍)2012E 2013E,净利润增长率(%)2012E 2013E 2013E,002309.CH,中利科技,未有评级,51.66,10.75,0.43,0.66,0.83,25.0,16.3,13.0,10,52.7,25.8,600151.CH,航天机电,未有评级,72.64,5.81,0.01,(0.07),0.05,581,(83.0),116.2,(89.3)(649.4)(169.2),600401.CH,海润光伏,未有评级,62.29,6.01,0.39,0.02,0.03,15.4,300.5,200.3,4745.7(94.8),50,600537.CH,亿晶光电,未有评级,45.91,9.45,0.22,(0.5),(0.01),43.0,(18.9)(945.0),(367.6)(329.6),(98),300111.CH,向日葵,未有评级,33.49,6.58,0.07,(0.2),0.01,94.0,(32.9),658.0,(86.1)(392.2),(105),002506.CH600770.CH300118.CH,超日太阳综艺股份东方日升,未有评级未有评级未有评级,35.6867.7125.59,4.236.134.57,(0.06)0.290.1,(0.1)0.250.005,0.040.340.013,(70.5)21.145.7,(42.3)24.5914.0,105.818.0351.5,(124.9)16.2(80.3),54(12.7)(94.8),(140)3620,002218.CH,拓日新能,未有评级,29.87,6.10,(0.29),0.03,0.04,(21.0),203.3,152.5,(245.1)(110.5),33.3,300274.CH000400.CH000400.CH601877.CH,阳光电源许继电气 1许继电气 2正泰电器,未有评级买入买入买入,28.35105.99144.58188.74,8.7928.0228.0218.78,0.960.420.650.82,0.210.921.061.23,0.281.331.541.48,9.266.743.122.9,41.930.526.415.3,31.421.118.212.7,16.68.028.1,(78.1)119.063.150.0,33.344.645.320.0,资料来源：中银国际研究，万得资讯说明：1、许继电气 1 表示资产注入前的情况，许继电气 2 表示资产注入成功后的情况,2013 年 2 月 8 日,分布式光伏发电,5,分布式光伏发电技术的简介分布式发电技术可再生能源的发展最终还是要归结到与电网的有机结合利用方面。目前，可再生能源的发电方式分为：集中式发电（如大规模的风电场、大型光伏电站等）通常并入高压输电网，进行统一调度；分布式发电，即接入低压配电网（380V 或 10KV 配电网，一般低于 66KV 电压等级）。目前，各国对于“分布式发电”这种新的发电形式还没有统一的称呼。在欧洲和亚洲部分国家，被称作“非集中式发电”；在北美被叫做“分散式发电”；在英属国家被称作“嵌入式发电”。而分布式发电的概念各国也没有得到统一，综合国际上典型国家及组织界定的标准和我国电网的特点，分布式发电一般可以定义为：利用分散式资源（如：风能、太阳能、生物质能、水能、潮汐能、海洋能等可再生能源），位于用户侧装机规模在数千瓦到 50MW 的小型、与环境兼容的发电技术，达到满足用户特定的需要、支持现存配电网的经济运行或者同时满足这两方面的要求。由于分布式发电技术具有规模小、投资小、清洁环保、发电方式灵活、供电可靠等优点，因此作为可再生能源的理想形式在国外得到了快速的发展。但是随着分布式能源在配电网上的渗透力的提高，分布式能源对配电网的不利影响也逐步显现出来。首先分布式电源大多以新能源为主，存在不可调度性、间歇性、不提供备用电源等特点。当分布式电源并网运行的时候，多出的电力输入给电网，从而引发双向潮流，对电网的运行带来了一定的影响。因此，分布式发电系统在接入配电网时，除了自身的基本要求，还需要满足对配电网事故情况下的相应要求、电能质量方面的要求、控制和保护方面的要求。,图表 1.分布式能源组成资料来源：中银国际研究2013 年 2 月 8 日,图表 2.分布式发电技术资料来源：中银国际研究分布式电源在接入配电网的时候也催生了电力系统以及负载两方面的市场。从电力系统方向来看，分布式发电需要电力电子逆变器能够来满足电能的转换、满足电能质量的保障；从负载端来看，大量的分布式电源的接入需要有开关、保护、控制系统，其中也包含了一些辅助服务、通信、计量等。分布式光伏发电,6,目前，分布式发电技术从分布式能源角度来看主要包括：光伏发电技术、风力发电技术、燃料电池发电技术、燃气轮机/内燃机/微型燃气轮机发电技术、生物质能发电技术以及分布式发电的储能技术等。分布式光伏发电系统根据光伏电站并网的接入点以及规模大小的不同，可以将光伏电站分为集中式光伏电站系统以及分布式光伏电站系统。一般来说集中式光伏电站系统包含了规模比较大的大型地面光伏电站系统，通常并入高压输电网，由电网公司进行统一调度；而分布式光伏电站系统通常接入低压配电网，或者用于用户侧离网型的光伏电站系统，这样的光伏系统一般用于给建筑物供电。光伏电池列阵有可能是屋顶光伏电池列阵或者直接作为建筑物外墙的一部分。这些既能够提供电能，又兼备透光和构成房屋结构功能的光伏屋顶板、薄膜光伏电池也被称作是光伏建筑一体化。实际上，光伏发电系统建筑的应用也分为独立发电系统和并网发电系统。太阳能独立发电系统建筑应用这种类型的光伏发电系统是离网、独立运行的，带电池储能和备用发电机的光伏发电系统。在这种系统中，通过一个逆变器将电池的直流电转换成传统家用的交流电。太阳能光伏并网发电建筑应用并网发电的光伏系统是将直流电传输至功率调节单元，将直流电转换成交流电后为建筑物供电。当光伏电源提供的电能低于负荷需求时，通过功率调节单元从公网中获取所缺电能，因此能够满足负荷的需求。,图表 3.家庭用光伏并网发电示意图资料来源：中银国际研究2013 年 2 月 8 日,分布式光伏发电,图表 4.离网型光伏系统建筑构成资料来源：中银国际研究,47.5,48,7,国内光伏发电应用市场上，主要以大型光伏电站为主。一方面，由于我国的太阳能资源富集在西北和华北的荒漠地区，适宜集中式开发，而城市以高楼为主，发展屋顶光伏电站的条件不及欧美；另外一方面，小型光伏电站接入配电网的较多，由于我国输配电均归国网所有，小型分布式光伏电站主要接到配电网上，在满足自发自用的同时，用户可以将多余的电量卖给电网，电网从自身的利益角度考虑，并不愿意分布式电源的接入，因此一定程度上限制了我国分布式发电市场的发展。2011 年，我国新增以及累计光伏发电市场主要以大型光伏电站、建筑光伏为主，其中，新增大型光伏电站达到 2.1GW，累计大型光伏电站为 2.5GW；建筑光伏新增 380MW，累计 620MW。,图表 5.2011 年新增国内光伏发电市场分类（单位：MW）,图表 6.2011 年累计国内光伏发电市场分类（单位：MW）,大型光伏电站建筑光伏光伏产品/分散利用 5通信&工业 5农村电气化 10,380,2100,大型光伏电站建筑光伏光伏产品/分散利用通信&工业农村电气化,82.5,620,2502,0,500,1,000,1,500,2,000,2,500,0,500,1,000 1,500 2,000 2,500 3,000,资料来源：中银国际研究2013 年 2 月 8 日,资料来源：中银国际研究根据并网与否，我国的光伏电站可以分为并网型以及离网型，近几年我国的并网光伏电站在光伏电站市场中占比逐年提高，已经达到 90%以上。并网也分为输电网并网以及配电网并网。一般来说，大型电站接入高压输电网，通过电网的统一调度进行发电；小型电站则更多的接入配电网。目前，我国通常意义上的光伏电站比如大型光伏电站、几十 MW 级别的金太阳工程，一般这类发电项目的电网接入点为 35kV 及以上电压等级后并网运行，一般是输电网并网；部分金太阳工程接入点是用户 10kV 专网，但是增加了网关断路器，当使用电网侧电能时，光伏发电部分被隔离；当使用光伏发电的电能时，电网侧被断开）。从技术角度来看，35kV 级以上电压等级，基本都能纳入电网调度和保护，所以，大型光伏电站和专网型金太阳工程进入技术难度很小，不存在所谓的双向潮流互动问题。分布式光伏发电,8,图表 7.2004-2011 年国内离网/并网光伏装机容量,图表 8.国内光伏电站类型划分,(MW)2,7502,5002,2502,0001,7501,5001,2501,000750,(MW),3,5003,0002,5002,0001,5001,000,光伏电站,离网型光伏电站,光伏产品和分散利用通信及工业应用农村电气化（村落电站、,5002500,2004 2005离网光伏(左轴),2006 2007 2008 2009并网光伏(左轴),50002010 2011累计装机(右轴),并网型光伏电站,与建筑结合的光伏发电系统大型光伏电站（LS-PV）,资料来源：中银国际研究2013 年 2 月 8 日,资料来源：中银国际研究分布式光伏系统项目根据并网点的不同，可以分为：用户侧并网项目和接入公用电网项目。用户侧并网项目，一般是指接入到 10KV 变压器下面的光伏项目，原则上自发自用，并采用不可逆流技术，系统上安装逆功率检测装置，防止光伏发电流入大电网中，即：所发电直接接到厂区电力变压器输出端，不需要再高压上网，减少能量损失以及增购升压变压器成本。通过分布式供电与集中式供电相结合的模式，两种电源互为备用，提高供电的可靠性。目前国内分布式发电也主要以备用电源为主，即使并网也不向电网售电，而相对来说，这种接入方式，公司在配电领域的投入也较小。接入公用配电网项目，与普通用户侧并网项目不同之处在于电流的可逆流性，即：可以向电网售电。这种模式下，业主则需要加大在电气系统方面的投入。分布式光伏电源在接入配电网后，电网由原来的放射结构变成多电源结构，在分布式电源向电网供电的时候，产生了双向电流，这样会打乱电网的电压的平衡；分布式电源由电源的产权所有者控制，可能出现随机启停，负荷的瞬间变化将引起传统电网电压闪变，目前采用的解决办法只能使分布式电源的拥有者减少启、停次数，并将分布式电源通过逆变器接入电网以减少分布式电源大幅度变化，频繁的开关使得开关器件附近的谐波分量对电网造成谐波污染，此外，分布式也带来能源综合优化的困难，对电网运行调度提出了挑战。逆流性分布式发电项目的诸多缺点，导致项目接入和管理技术难度较大，配电网需要增加与微电源相关的区域能量管理系统、分布式保护装置及监控系统等电气设备，一次投入需要几百万，缺乏了一定的经济效用。国内真正意义上的可逆流性的光伏分布式发电实际上是没有的，只有为数不多的试点项目。分布式光伏发电,9,图表 9.分布式并网接入方式资料来源：中银国际研究2013 年 2 月 8 日,分布式光伏发电,图表 10.分布式运行方式资料来源：中银国际研究,10,分布式光伏系统的经济性分析从光伏电站应用细分市场来看，国内光伏装机市场主要集中在大型光伏电站方面，2011 年国内大型光伏电站容量在总新增装机容量中占比为 88.0%，在累计光伏安装容量中的占比为 75.8%；此外，建筑光伏电站占总新增容量的15.2%。在全球，从光伏发达国家光伏发电应用来看，主要以分布式发电为主，无论是德国、日本的“10 万屋顶计划”、以及美国的“百万屋顶计划”都是以低压用户侧并网的分布式光伏发电系统为主。在德国，并网光伏发电应用市场份额的一半主要集中在公寓、公共建筑、农场等地方，装机容量一般在10100KW 左右；27%左右的并网光伏发电集中在家庭住宅，装机容量一般在110KW。在德国，只有 10%左右的市场份额集中在大型光伏电站方面；美国在发电侧的大型并网电站仅占总光伏电站市场的 6%。虽然，我国是公认的全球最大的光伏建筑潜在市场，现有房屋总建筑面积约450 亿平方米，其中可利用太阳能的建筑面积约为 50 亿平方米，如果 20%的建筑面积安装光伏系统，则可以安装 100GW 的光伏系统，但是我国的光电建筑一体化推行效果并不尽如人意。阻碍国内分布式光伏系统发展的因素1.“并网”问题成为发展瓶颈造成我国分布式光伏发电系统发展较为缓慢的主要原因是：在欧洲由于输电网属于垄断行业，大型光伏电站发出的电需要经过输电网的传输才能进入公共配电端，因此相对会增加零售电价，而分布式发电则直接以固定电价进入公共配电端，因此，分布式光伏发电更容易被接受。在中国，由于输电端和配电端均为电网所有，电网从自身利益的角度考虑，相对来说更愿意新能源发电接入输电端，而不是配电端，但是，接入输电网的新能源发电又并不被电网喜欢，新能源发电的间歇性，不可预测性也增加了电网调度和管理的成本。在配电端接入的分布式光伏系统则用户将减少从电网的购电，此外，分布式能源的接入对电网已有的保护和监控系统有所冲击，对电压也起到一定的负面作用，使得电网必须加大配电领域的投资。因此，在国内，“并网难”成为限制新能源发展的一大重要因素。之前，国网在分布式的接入方面表现的比较暧昧，人为的为并网设置了障碍。对于一般的投资者来说，简单的用户侧并网不上网项目由于成本相对较低，因此更受到青睐。原则上，用户侧离网项目以抵消电网电量的方式运行，但实际操作过程中，地方电网公司常常要求光伏系统并入公共配电网，这样一来，业主就要增加配电领域，如：继电保护、监控等方面的投资，使得项目的经济性收到损害，使得之前投资电站的业主也没有动力申请接入公用配电网。因此，很多分布式项目建完后，就一直无法“并网”，甚至不能离网运行，而导致“晒太阳”。“并网”问题成为制约我国光伏发电应用的因素之一。,2013 年 2 月 8 日,分布式光伏发电,11,图表 11.欧洲电力市场机制国家电价补贴,图表 12.国内电力市场机制国家补贴,风电场,光伏电站,火电厂,生物质发电,分布式光伏发电,分布式风力发电,风电场,光伏电站,火电厂,生物质发电,平价电力,电力市场二次,固定销售电价,定价,进入市场,用户,用户,输电网,配电网,(输电网),国家电网公司（配电网）,资料来源：中银国际研究，国家发改委能源研究所,用户,资料来源：中银国际研究，国家发改委能源研究所,用户,2.国网大力支持分布式发电并网10 月 26 日，国网召开加强分布式发电并网服务新闻发布会，使得这一问题从政策层面上得到了一定的缓解。在关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见（暂行）的送审稿中，明确了分布式光伏发电的适用范围。该意见的最大亮点在于，针对单个并网点装机容量在 6 兆瓦以下，且接入电压在 10千伏以下的光伏项目，将减免包括调试、检测等在内的服务费用。同时，满足上述条件的光伏电站接入电网的投资将由国家电网负责，即免去接入费（这部分费用占总投资约 3%左右）。此外，国家电网已编制了关于做好分布式发电并网服务工作的意见（下称服务意见）和关于促进分布式光伏发电并网管理工作的意见（下称管理意见）以及分布式光伏发电接入配电网相关技术规定。此外，按照服务意见，分布式光伏系统接入方案将由地市公司负责，由“客户服务中心”一口对外，免受系统备用费，并限定了并网关键节点时间，全部并网流程办理周期约 45 个工作日。之前国网限制分布式并网包括两个方面：1、申报约束；2、技术约束，尤其是接入部分的电气技术标准很高，费用较高。通过这次国网发布的各项“意见”，政策层面上扫除了这两大障碍。2.1 分布式发电系统的并网流程。整个并网流程包括：1.项目业主向地市或县级公司客户服务中心提出并网申请；2.地市公司营销部负责审定 380V 接入的分布式光伏发电项目接入方案，10KV 接入的分布式光伏发电项目由地市公司发展部负责审定，且报省公司发展部备案；3.客服中心负责受理并安排接入系统方案咨询；4.省、市电力公司在 25 个工作日内出具接入电网意见函，地市电力公司运检部负责分布式光伏发电接入工程；5.客服中心受理业主并网验收及调试申请；6 地市公司营销部负责安装关口电能计量装置；7.地市公司营销部负责与项目业主签订购售电合同，报省公司交易中心备案，地市公司调控中心负责与项目业主签订并网调度协议；8.地市公司营销部负责组织接入用户侧的分布式光伏发电项目并网验收及调试，地市公司运检部负责组织接入公共电网的分布式光伏发电项目并网验收及调试；9.地市公司运检部出具并网验收意见，安排并网运行；10.发展部负责分布式光伏发电并网信息归口管理。此次，6MW 及以下的装机容量范围涵盖了几乎所有的屋顶及光电建筑一体化项目，国网公司对分布式发电态度的转变，将从并网层面上扫清对于光伏分布式发电的障碍，在一定程度上减除了业主方面对于光伏发电应用的顾虑，将有益于国内分布式光伏发电市场的打开。,2013 年 2 月 8 日,分布式光伏发电,12,图表 13.江苏省电力公司分布式光伏发电并网流程图,项目业主,市/县客户服务中心,市公司经研所,市公司发展策划部,省公司发展策划部,市公司运检部,市调控中心,提出并网申请,受理、协助填写分布式光伏发电项,制定接入系统方案,目并网申请表审定接入系统方案,380V,10KV,审定接入系统方案,送达分布式光伏发电,确定接入系统方案,项目接入系统方案项目业主（用户）确认单,项目核准及工程建设,受理并安排接入系统方案咨询,出具其他项目接入电网意见函,出具由省级投资主管部门核准的项目接入电网意见函,接入工程建设,提出并网验收和调,受理并网调试申请,试申请安装电能计量装置,并网运行,签订购售电合同项目并网验收及调试出具并网验收意见,用户侧并网项目,接入公用电网项目,项目并网验收及调试出具并网验收意见,签订并网调度协议,资料归档资料来源：中银国际研究，江苏省电力公司2.2.分布式不同接入方式及技术要求分布式光伏接入 10KV 电网在技术上要求具备测量及上传并网点开关状态、电流、电压、电能质量和上下网电量等信息的功能。国网目前就接入方面适当下调技术标准，按照高配、标配和低配来适应不同的分布式光伏发电场景。根据光伏系统容量大小一般选择接入 10KV 公用电网、220/380V 公用电网，MW级别的光伏发电系统一般接入 10KV 左右的配电网，100500KW 左右的电站接入 380V 左右的公用配电变压器。接入 10KV 公共电网的分布式光伏系统在接入方面，可以分为专线接入，T 接接入两种模式。一般来说，专线接入的方式，是直接将分布式光伏系统接入公共变电站 10kv 母线下，这种接入方式相对来说成本较高，除满足基本技术要求外，并网点应具备失压跳闸及检有压合闸功能，需要具有明显开断设备、开断故障电流的能力。T 接入公共电网实则就是接入 10KV 线路主干线上，要求配电自动化系统自动故障隔离功能应适应分布式光伏接入，确保定位准确，隔离策略正确。接入公共电网在投资成本上面相对大一些，而国网的最新政策则明确接入公共电网的分布式光伏发电项目，接入系统工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设，从一定程度上缓解了业主接入公共电网方面的顾虑。,2013 年 2 月 8 日,分布式光伏发电,13,图表 14.专线接入 10KV 公共电网技术要求公共变电站10KV母线,图表 15T 接入 10KV 公共电网公共电网10KV线路主干线,10KV馈线开关（公共连接点）,公共变电站10KV母线,用户进线开关（公共连接点）,10KV线路支线用户进线开关,（并网点）分布式光伏发电资料来源：中银国际研究，国家电网,光伏发电接入点（并网点）分布式光伏发电资料来源：中银国际研究，国家电网相对来说，用户侧接入更加被业主所接受。用户侧接入即：接入用户内部电网后经专线（或 T 接）接入 10KV 公共电网。用户侧并网也存在并网不上网的分布式光伏用户，公共连接点（用户进线开关）处应装设防逆流保护装置。此外，10KV 公共电网线路投入自动重合闸时，应调整重合闸时间或增加检无压重合功能，也可停用自动重合闸。用户进线开关应安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流，具备失压跳闸及检有压合闸功能的开断设备，并且配电自动化系统自动故障功能应适应分布式光伏接入，确保定位准确，隔离策略正确。接入用户侧的分布式光伏系统项目，接入系统工程由项目业主投资建设，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设（西部地区接入系统工程仍执行国家现行投资政策）。由于用户侧接入的光伏项目在接入公共电网时，企业还需要投资约 400 万元左右在接入工程方面。建于用户内部场所的分布式光伏发电项目，发电量可以全部上网、全部自用或自发自用余电上网，由用户自行选择，用户不足电量由电网企业提供，上、下网电量分开结算，电价执行国家相关政策。因此，选择何种盈利模式以及接入方式，企业还需要结合经济性、以及自身的投资回报预期来决定。,图表 16.用户侧专线接入 10KV 公共电网技术要求公用变电站10KV母线,图表 17.用户侧 T 接入 10KV 公共电网公共电网10KV线路主线,10KV馈线开关公共变电站10KV母线用户进线开关,用户进线开关（公共连接点）,10KV线路支线,（公共连接点）,光伏发电接入点（并网点）,用户内部负荷,光伏发电接入点（并网点）,用户内部负荷,分布式光伏发电资料来源：中银国际研究，国家电网2013 年 2 月 8 日,分布式光伏发电,分布式光伏发电资料来源：中银国际研究，国家电网,14,不同接入点的光伏发电系统的成本构成并网光伏系统根据接入点的不同，其发电系统方面的成本构成也不大一样。一般来说，光伏并网发电系统可以分为：输电网并网和配电网并网。配电网并网又分为：用户侧并网以及公用配电网并网。在投资成本方面，输电网并网的地面光伏系统公用配电网并网的光伏发电系统用户侧并网的光伏发电系统。输电网并网的光伏系统输电网并网的光伏电站项目主要为大型光伏电站项目，建设周期根据电站容量的大小为 612 个月左右。在国内，相对来说，输电网并网比配电网并网更加能被国网接受一些，主要由于该种模式对电网利益的侵蚀会少一些，且从对电网的冲击和调度的难度上来看，输电网并网的技术难度相对更低一点。但是，为了顺利并网，除了光伏发电系统外，企业还必须自建升压变电站，并且通过国网验收后才能并入输电网。仅光伏系统，目前的投资成本在 10.5元/w，如果算上升压变电站的投资，则整个项目成本在 11.4 元/w。在整个大型光伏电站的投资成本中，机电设备及安装占总投资的 68.1%，升压变电站占总投资的 7.2%，其他费用占总投资的 18.5%，主要包括：土地占用费、建设管理费（监理、咨询）、勘察设计费、监督检测费等各项杂费。大型光伏电站的运营模式主要以销售电量为主，因此光照条件较好且地价便宜的青海、甘肃等地成为适合发展大规模光伏地面电站的一类区域。国家层面的上网电价政策为 1 元/w,不同省份则有不同的补贴政策，如：江苏省提出 0.3 元/w 的额外电价补贴，且逐年递减，以此激发当地光伏投资的热情。公用配电网侧并网的光伏系统分布式公用配电网侧并网发电则情形不大一样，接入配电网上的分布式电源在逆向向电网输送功率的时候会造成电压波动；用户侧的频繁开关也容易产生谐波污染。我国配电网的单源放射状结构在配电网接入分布式电源后，使得继电保护的范围缩小，不能可靠的保护整条线路，甚至在其他联分支发生故障时，引起安装分布式光伏的继电保护误动作。因此，继电保护等配电环节上，相比用户侧并网不上网的项目就会产生更多的投资需求，一般来说，这一领域的投资需要多增加 400 万元左右。分布式公用配电侧并网发电的总投资成本在 10.7 元/w，其中配电侧投资占总投资的 7.4%，机电设备及安装工程占总投资的 83.4%。相对用户侧并网不上网的分布式光伏项目而言，该并网模式下的盈利更加的灵活，电站发出来的电原则上自发自用，多余的电量理论上电网全额收购。如果是金太阳工程，以前是按照装机容量补贴（市场上预期以后将按照发电量来进行补贴），此外，上网电价补贴按照脱硫电价；或按照标杆上网电价补贴，各省份也有不同的额外补贴电价。用户侧并网的光伏系统分布式光伏发电系统方面，目前主要以用户侧并网不上网的项目为主。该类项目需要再加入逆功率检测装置，防止电流流入大电网，给电网带来不必要的冲击，一般适用于业主自发自用，无法流入电网也就无法售出多余电量。投资成本方面，用户侧并网项目成本在 9.9 元/w,左右，其中机电设备及安装工程在投资成本中占比较大为 90.2%，主要包含：多晶组件占比 36.5%、逆变器占比 6.3%，系统集成占比 47.3%（包含：光伏直流汇线箱、直流、交流电缆、支架及附件、配电室等），电网接入技术及方案在整个投资中占比 3%。从盈利模式上来看，用户侧并网光伏发电一般用于消峰填谷，部分地区电价分为：尖峰电价、高峰电价、平段电价、低谷电价，光伏发电由于其刚好可以弥补白天用电高峰时的尖峰以及高峰电价，因此相对风电而言，更容易被应用到工商业及普通家庭用户。因此，用户侧并网发电的主要效益来自错峰时的节电效益。,2013 年 2 月 8 日,分布式光伏发电,-,15,图表 18.不同并网光伏系统的成本构成,分布式光伏电站,大型光伏地面电站,用户侧离网,公用配电网并网,不含升压变电站,含升压变电站,投资成本（元/w),9.9,10.7,10.5,11.4,投资占比（%）:,机电设备及安装工程建筑工程公用配电网侧投资升压变电站其他盈利模式,90.2%4.1%-5.7%自发自用，消峰填谷,83.4%3.8%7.4%-5.3%自发自用+多余电量卖掉,73.4%6.7%-19.9%,68.1%6.2%-7.2%18.5%销售电量,资料来源：中银国际研究图表 19.部分省市工商业用电（小于 1,000V）峰谷电价（元/kwh）,市,尖峰电价,高峰电价,平段电价,低谷电价 白天平均电价,北京山东浙江河北福建,1.368NA1.4181.163NA,1.2531.1681.1131.12781.3349,0.7810.74NA0.71310.8397,0.3350.2740.590.32140.5174,1.104751.00751.020380.95510.94483,广东山东河南,0.91480.83630.836,0.91480.83630.836,资料来源：中银国际研究，发改委能源研究所图表 20.不同接入点的光伏发电系统分类国家电网,输电网,配电网,可逆向输送电力,大型地面电站,用户侧并网,公用配电网并网,资料来源：中银国际研究分布式光伏发电系统收入及成本的决定因素1.补贴力度决定光伏市场的容量大小“并网”问题的解决只是分布式光伏发电市场能够打开的必要不充分条件，这种发电模式的推广最终还要落脚到经济性的问题上。现阶段，光伏市场仍然需要依靠政府补贴才能具有吸引力。在德国，光伏行业之所以得到快速发展，与其政府每年提供的巨额补贴相关。据统计，20092012 年德国政府平均每年需要提供 50 亿欧元的支持。自 2007年至 2011 年，德国用于光伏上网电价方面的补贴逐年递增，年复合增长率