日本光伏产业分析与未来市场预测

作者: | 发布日期: 2018 年 09 月 17 日 11:59 | 分类: 产业资讯

截至2017年底,日本累计装机量已超过48GW,是仅次于中国和美国的第三大累计光伏装机国,也是第4大新增装机市场。值得关注的是,中国制造的占比在明显提升,对比 2017H1和2018H1的海关数据可以发现,去年上半年中对日出货量最多的京瓷已在今年被中国厂商挤到了第4名,晶澳、阿特斯、晶科列位其上。在2016和2017年,中国组件对日本出口量分别为5217MW和4845MW,出口金额分别为25.9亿和20.4亿美元。今年上半年,出口数量为2311MW,出口金额达到8.6亿美元。可以发现是逐年递减的。

目前,日本光伏政策主要有可再生能源固定价格买取制度(FIT)、投资税收减免(已到期)、地区补贴和综合性政策等。

一、日本的可再生能源固定价格买取制度(FIT)政策

FIT计划自2012年7月1日推出,最初的高补贴创造了数量巨大的认定项目。但项目低实现率的问题一直困扰着日本光伏产业。住宅市场项目落地比例约为80%,而在大型项目则只有20%左右。实现率低的原因包括:
1、没有强制性的项目完成时间表;
2、未来FIT的不确定性和开发商期待系统成本继续下降;
3、获得用地权与将农地转为工业用地都很困难;
4、由于电网容量限制,电网公司阻力增加。
因此经济产业省(METI)对FIT计划进行了多次修改,旨在减少搁置项目所占份额(所谓的纸上项目)。修订案在2016年5月通过议会,自2017年4月1日起正式生效,规定了更严格的审批程序和要求。尽管每三年进行一次法律审查,但FIT计划至少将持续到2021年。

日本经产省所公布的2018年可再生能源FIT价格,光伏FIT如各界预期调降,幅度是各类可再生能源之最,仅高于陆上风电和既有设施利用项目的上网电价,但仍然是全球范围内光伏最高电价。公告新并网的太阳能发电系统之FIT价格,以及直到2019年度的FIT费率计划如下。

注:1)10kW以上系统FIT价格需另加税金;10kW及以上容量系统补贴20年,不足10kW的光伏系统补贴10年。
2)PCS: power controlling system,电力输出控制设备,如逆变器;
3) 双重发电:指住宅型太阳能搭配住宅用燃料电池的发电设备;

在北海道电力公司,东北电力公司,北陆电力公司,中国电力公司,四国电力公司,九州电力公司和冲绳电力公司的辖区内强制安装输出控制设备。
而大型项目方面,自2017年日本修订政策对2MW以上光伏项目进行招标以来,已在当年完成了第一次招标,并计划在2018年进行2次。今年光伏招标中,企业要付一笔可退还的保证金500円/kW参与招标,失标者在招标结束后会收到保证金,中标者需要在两周内加付5000円/kW的第二轮保证金之差额,项目在限期内并网运行后收回全部保证金。未能按照招标认定期限取得认证的项目将被取消,保证金也无法退还。

二、日本的光伏项目运作制度

1、入札制度


2、招标计划
日本目前面临的最大挑战是核电机组恢复运行进程缓慢。彭博认为日本的核电比例到2030年仅能达到9%,远远不能达到安倍政府2015年计划的20-22%预期。而在最新的发布的能源基本计划中,日本政府依旧保持了核能发电量占全国总发电量20-22%的比例。

去年光伏招标的结果显示日本光伏成本已经跌至加权平均价格19.64円(17美分)/kWh,虽仍数倍于国际最低光伏中标价格,但已经明显低于2015年时的光伏成本(29円/千瓦时)。今年10kW-2MW非住宅型太阳能发电上网电价更是降到了18円/kWh。预计光伏将在2022年至2025年左右迎来下一次爆发期,届时光伏电站成本优势将大于煤电。

三、日本的光伏项目装机情况

1、历史装机情况
截至2017年底,日本累计装机量已超过48GW,是仅次于中国和美国的第三大累计光伏装机国,也是第4大新增装机市场。日本的国土面积只有中国的1/25,由于土地紧缺,日本光伏市场以住宅屋顶项目为主,屋顶项目占实际装机容量50%以上。

日本光伏行业进入调整期,新建规模持续放缓。该国2017年新增装机7.5GW,2018年预计6-9GW之间。平地资源短缺、限电风险、并网过程冗长复杂以及高昂的劳动力成本都使得地面电站项目发展缓慢。
下图综合几家咨询公司做的历史装机图。

然后我们来看下FIT政策下的日本市场情况。

 图中可以看出,在2017年9月底,METI公布在运项目总量达到36.8GWac,占比最高的系统为10-50kW(共11.8GWac运行中)。

至2017年底,METI因FIT法案修正,在84.5GW已核准项目中取消26万个逾期建设项目的FIT,合计14.6GW。

据报告数据,仍有30GW左右项目需要在9个月宽限期内并网或者被撤销FIT认证。住宅项目运营率持续保持最高位,达到94%。商业项目是这次撤销重灾区,撤销项目容量约10GW。超大型项目(2MW+)则仍保持最低的开工率。认定项目容量26GW,自2012年至今完成量只有不到4.7GW,预计将面临大量项目认定过期被撤。未建的35 GW包括长期未建项目以及新认证项目。

2、新增装机预期

2017年10月,日本第一次太阳能招标,结果并不理想,中标价格高(均价19.64日元/kWh,天花板价格21日元/kWh),参与投标企业少,500MW容量中仅有141MW招标成功,但可能只有41MW会建成运行,因为100MW项目中标企业未付第二轮保证金,项目面临取消。日本吸引招标降本的失败主要由于风险过高,并网、土地、售电和限期内未并网所面临的项目撤销与高额罚金。
中标企业:

最近8月的招标结果却更糟糕,由于出价高于上限价格,使得最终没有项目获得者。预计今年最后一次11月底的招标形势也比较严峻。

3、光伏装机分布情况

截至2017年9月,在36.8GWac全国累计装机中,关东、九州、关西和中部四个主要区域总占比71%,累积容量达到26.3 GWac,装机分别为8.9GWac,6.7GWac,5.4GWac和5.3 GWac。

在光伏容量已超电网饱和的五个地区:九州,东北,北海道,四国,北陆,由于新接入项目将面临不受限的无补偿限电风险,面临更多的融资困难。各地区单体项目容量普遍以10kW-1MW为主; 1-2MW规模项目主要集中在关东,九州和东北地区。

在光伏装机量比较多的地区中,九州由于可再生电力占比严重过饱和,明年光伏和风电项目都面临缩减。东北地区,虽然日照较少项目利润较少,但预计近几年不会发生弃电。由于:
1)东北地区的电力结构中,可再生能源占比低,弃电也会更少;
2)东北地区通过4.85GW输电线路与东京电力区域相连。来自东京电力区域的需求可以吸收过剩的太阳能发电量。

四、日本的光伏项目的开发

2017年,日本TOP30太阳能开发商新增光伏项目容量4.7GW,比2016年和2015年前30名的累计容量分别高1.1GW和1,4GW,表明在两年时间内,MW级市场实现了40%左右的增长。
其中,这些项目主要集中在北海道,九州的福冈和关东的茨城、关西的三重县,这四个地区占比65%。
从市场趋势来看,光+储是未来的发展方向。

由于日本国土面积小、电力需求量大和地貌特征等因素,相比大规模光伏电站,屋顶光伏和分布式电站发展的更为迅猛。也因此日本采用激励措施来鼓励住宅采用储能系统,以缓解大量涌入的分布式太阳能带来的电网管理挑战。

日本在储能领域的目标极具野心,预计在2020年之前日本储能市场容量占全球50%。
分布式:除了常规的家庭和商户储能补贴(BTM storage),中央政府和地方政府也还实施零能耗房屋改造的家庭提供一定补贴,目前能占到整个电池零售价格40-50%。

大型电站:日本要求公用事业太阳能独立发电厂装备一定比例的电池来稳定电力输出,随着日本第五次电力市场化改革的进程,2017年全面开放零售市场,建立了一个实时市场。交易市场随之开始运营,预测到2020年会像美国和德国那样将实时市场进行运营。能源服务商可以售电给电池储能系统,电池储能可以提供辅助服务。

日本目前15个光伏+储能大型太阳能项目中,在运的有9个,在北海道和鹿儿岛,在建的6个储能项目中全部在北海道,预计在2019-2020年左右开始运作。

五、日本未来光伏市场的预测

可以结合下图来对未来的细节预测进行判断。


目前,日本屋顶EPC成本在$1.6/W,地面电站大约$1.4/W, 可能是全球范围内的最高价格了。预计,今年日本装机预计在7GW附近,明年抢装期结束,地面电站受困于土地、限电、并网等阻力,发展缓慢,市场持续收缩。

来源:智汇光伏

Share
【免责声明】
  • 1、EnergyTrend-集邦新能源网」包含的内容和信息是根据公开资料分析和演释,该公开资料,属可靠之来源搜集,但这些分析和信息并未经独立核实。本网站有权但无此义务,改善或更正在本网站的任何部分之错误或疏失。
  • 2、任何在「EnergyTrend-集邦新能源网」上出现的信息(包括但不限于公司资料、资讯、研究报告、产品价格等),力求但不保证数据的准确性,均只作为参考,您须对您自主决定的行为负责。如有错漏,请以各公司官方网站公布为准。
  • 3、「EnergyTrend-集邦新能源网」信息服务基于"现况"及"现有"提供,网站的信息和内容如有更改恕不另行通知。
  • 4、「EnergyTrend-集邦新能源网」尊重并保护所有使用用户的个人隐私权,您注册的用户名、电子邮件地址等个人资料,非经您亲自许可或根据相关法律、法规的强制性规定,不会主动地泄露给第三方。
【版权声明】
  • 「EnergyTrend-集邦新能源网」所刊原创内容之著作权属于「EnergyTrend-集邦新能源网」网站所有,未经本站之同意或授权,任何人不得以任何形式重制、转载、散布、引用、变更、播送或出版该内容之全部或局部,亦不得有其他任何违反本站著作权之行为。