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碳中和报告:“3060”添翼、平价上网筑基,重塑新能源运营商

摘要

碳中和目标助推,八仙过海各显神通:“3060”目标明确了2030年风、光12亿千瓦装机的底线,GEIDCO等更是提出了18亿千瓦的预测目标。新“五大”及“五小”十家发电央企发力迅猛,在全国风、光总装机中占比近半;旗下9家千万千瓦级头部运营公司的风、光装机合计达到1.26亿千瓦,约占10家发电央企总规模的一半、占全国总规模的四分之一。

平价已至,补贴堰塞湖渐消:风、光在分别经历5次、7次标杆电价/指导价下调后,2021年正式进入平价时代。上网电价中超出煤电标杆的可再生能源补贴部分因发放延迟造成的巨量应收账款堰塞湖,有望随新增补贴金额增长趋缓、存量补贴金额稳步提升、平价项目陆续投产而逐步回落。

风光运营近于水电:水、风、光三种电源类型的盈利模式较为相似,成本端主要是固定资产折旧以及人员、运维等费用。风电、光伏运营商的利润率水平接近于水电,大幅高于火电,甚至略高于同样有“印钞机”美誉的核电。随着补贴问题的逐步消解,风、光运营的丰厚利润将成为和水、核一样实实在在的强劲现金流。

用小时具备提升潜力:利用小时关乎设备运行效率,对比全国均值,核电遥遥领先,火、水相近,风、光大幅落后。但与核、火不同,水、风、光受所在地区自然资源影响,区域性差异极大,全国近半地区的风电利用小时高于当地的水电。通过运维管理的优化、设备的升级改造、甚至类似于火电“上大压小”替代等途径,风、光利用小时仍有较大提升空间。

投资建议:面对“3060”目标指引下风电、光伏的广阔发展前景,巨头纷纷加大投入、加快转型。平价上网后补贴堰塞湖有望逐步消解,风、光运营商的真实盈利能力将向水电看齐。

01

碳中和目标助推,八仙过海各显神通


2020年12月12日,国家主席习近平在气候雄心峰会上发表题为《继往开来,开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话,宣布中国国家自主贡献一系列新举措:“到2030年,中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上,非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右,森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米,风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。”再一次强化了中国政府积极践行应对气候变化《巴黎协定》的决心。

截至2020年底,国内风电、光伏装机容量分别为2.82、2.53亿千瓦,两者合计约5.35亿千瓦,根据气候雄心峰会上提出的2030年风电、光伏总装机12亿千瓦以上的目标,未来十年我国风电、光伏年均新增装机将超过6650万千瓦。而根据全球能源互联网发展合作组织(GEIDCO)的预测,到2030年风、光装机将分别达到8、10亿千瓦,年均复合增速分别达到11.0%、14.7%;两者合计18亿千瓦,比12亿千瓦的底线目标高出50%,对应的年均新增装机将达到1.27亿千瓦。GEIDCO预测到2060年,风、光装机将分别达到25.0、35.5亿千瓦,对应2030-2060年的30年CAGR分别为3.9%、4.3%,2020-2060年的40年CAGR分别为5.6%、6.8%。

碳中和报告:“3060”添翼、平价上网筑基,重塑新能源运营商插图

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1.1 八仙过海各显神通

面对“3060”目标的紧迫压力和巨大的发展机遇,以电力行业为代表的各行各业纷纷摩拳擦掌,尤其是央、国企中的各家发电企业。其中,新“五大”、“五小”发电央企,有的早早布局并占得先机、有的从偏安一隅转向全面发展、有的面临巨大压力急求转型。“十三五”收官之年的2020,虽然疫情肆虐,但各家企业的新能源大发展势头并未受到影响。国电投全年新增风电、光伏装机容量1158、1028万千瓦,风、光在运装机达到3088、2961万千瓦,分列全球第二、第一;华能全年新能源项目开工超1000万千瓦、新增超1000万千瓦,超过前4年增量总和;大唐全年新能源投产820万千瓦,创历史新高;国能投全年新增投产新能源521万千瓦,开工新能源535万千瓦;中广核在国内的新能源平台全年新增装机405万千瓦,总装机规模近2400万千瓦。巨头发力迅猛,行业竞争格局变化迅速。

截至2020年底,新“五大”及“五小”十家发电央企的风、光装机容量合计达到2.55亿千瓦,全年新增超过6500万千瓦,在新增装机中占比超六成,风、光占比提升4.0个百分点至20.9%;十家发电央企在全国风、光总装机中占比达到47.7%,比上年同期提高2.0个百分点。其中,中广核、国电投、中核三家企业的风、光占比超过平均水平。

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在“2030碳达峰、2060碳中和”的目标得以明确并强化后,从各地政府到各家企业,纷纷加码新能源,提出了各自的发展目标。尤其是作为起步阶段的“十四五”,时间紧、任务重,行业各方打破常规,利用体内多方力量或多管齐下、或集中突破,力争完成使命。

华能:明确提出到2025年新增新能源装机8000万千瓦以上。旗下新能源平台华能新能源2020年2月从港股私有化退市,2020年底风、光装机容量达1462万千瓦。传统能源平台华能国际全力转型开发新能源,2020全年新增风、光装机305万千瓦,累计达到1033万千瓦。云南地区水电平台华能水电宣布将开发澜沧江上游西藏段,将开发水光互补能源外送基地,水电、光伏的开发规模均达到1000万千瓦。

华电:表示力争新增新能源装机7500万千瓦。旗下新能源开发平台华电福新从港股私有化退市,并通过注资、收购等方式整合集团新能源资产,2020年底完成集团1600万千瓦在运及在建的风、光资产整合,2020年底在运装机达到1309万千瓦;2021年7月完成华电国际660万千瓦(445+215万千瓦)在运及在建风、光资产整合,目标 “十四五”实现新能源装机规模达到1亿千瓦的目标。西南水电平台黔源电力初步建成国内首个流域梯级水光互补基地——北盘江梯级水光互补项目,“十四五”已签约规划项目中光伏装机合计达530万千瓦。

国能投:先期提出确保实现新增新能源装机7000-8000万千瓦,之后更进一步加码。旗下“中国新能源第一股”龙源电力即将通过换股吸收合并平庄能源回归A股,实现A+H两地上市。

国电投:率先宣布“2023年国内碳达峰”。旗下传统能源平台中国电力、上海电力、吉电股份加速从火电向风、光转型,2020年底新能源装机规模分别达到618、584、583万千瓦;西北清洁能源平台黄河水电2019年底完成增资引战签约,2020年底装机容量达到2464万千瓦,其中新能源装机规模1182万千瓦。

大唐:旗下大唐新能源、大唐发电均在全力开发新能源项目,2020年底新能源装机分别达到1222万、622万千瓦;西南水电平台桂冠电力开始建设岩滩水光互补项目一期。

三峡:未来5年新能源装机实现7000-8000万千瓦的水平。旗下新能源运营平台三峡能源2021年6月在上交所IPO时,并网风电、光伏以及中小水电装机规模即已超1600万千瓦。水电核心平台长江电力表示将开展金沙江下游干热河谷的风、光资源开发,打造水风光一体化清洁能源基地。湖北区域平台湖北能源2021年4月与恩施州政府签约,计划“十四五”至”十五五”期间实现投资规模约300亿元、新增装机规模300万千瓦以上,其中新能源投资120亿元。配售电及综合能源平台三峡水利提出打造新能源开发运营平台,2021年7月与重庆市巫溪县政府签约,2021-2022年拟投资18亿元开发45万千瓦光伏。

中广核:“十四五”规划年均新增投运400-600万千瓦,到2025年在运装机超过5000万千瓦。旗下中广核风电2021年7月在北交所挂牌增资引战,2020年底风、光装机合计1456万千瓦。H股上市平台中广核新能源2020年2月底开始私有化、9月底终止,后续或有进一步资本运作的可能,2020年底境内风、光装机合计417万千瓦。

1.2 千万千瓦级平台已达9个,龙源最大、三峡最快

2021年7月23日,平庄能源(ST平能)召开2021年第一次临时股东大会,审议通过了《关于公司与龙源电力集团股份有限公司换股吸收合并及重大资产出售及支付现金购买资产暨关联交易方案的议案》等一系列议案,标志着“中国新能源第一股”龙源电力通过换股吸收合并平庄能源回归A股、实现A+H两地上市已进入最后流程。2002年中国电力体制改革启动,龙源电力作为原国家电力公司系统全部风电资产的承接单位,被划转并入拆分出的“五大发电”之一——国电集团,此后逐步成长为世界风电之王,自2015年起一直保持着世界第一大风电运营商的行业领先地位。截至2020年底,龙源电力总装机容量2468万千瓦,其中风电2230万千瓦、光伏44万千瓦。回归A股后,大概率将取代三峡能源成为A股第一大新能源运营商。

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在国内“五大”、“五小”发电央企旗下新能源主力平台中,以2020年底风光装机规模进行对比,龙源电力以2275万千瓦大幅领先于同为发电央企旗下核心新能源平台的三峡能源、华能新能源、中广核风电、华电福新、大唐新能源,这5家企业均处于1200-1600万千瓦的区间;从全年风光发电量来看,龙源电力的439亿千瓦时也大幅领先于其他5家, 5位同业的年发电量仍处于200-300亿千瓦时的区间内。

从发展势头来看,6家头部新能源运营商中,刚上市的三峡能源增速最快,“十三五”期间装机容量、发电量的年均复合增速分别达到22.3%、31.2%。同期装机CAGR超过10%的还有中广核风电、华电福新、大唐新能源,电量CAGR超过15%的还有华电福新、中广核风电。

此外,2020年风光装机达到千万千瓦级的还有国电投旗下的黄河水电以及两家快速转型的传统火电运营商华润电力、华能国际,装机规模排名第10的国电电力距离1000万千瓦尚有较大差距。9家千万千瓦级头部运营公司的风、光装机合计达到1.26亿千瓦,占10家发电央企总规模的一半、占全国总规模的四分之一。

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02

平价已至,补贴堰塞湖渐消


2.1 政策加速,平价已至

风电和光伏发电作为可再生能源的代表,发展迅速,早已成为全国第三、第四大装机的电源类型,发电量占比分列第三、第五,“十三五”期间装机容量年均复合增速分别达到16.6%、43.1%,发电量年均增速达到20.2%、45.9%。风、光的快速发展离不开前期较高电价水平的刺激,在经历了早期的试验性发展后,其上网电价在2010年前后迅速实现了标杆化。

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2.1.1 风电:5次下调标杆/指导电价

风电上网电价的标杆化始于2009年,当年7月20日,国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格[2009]1906号),按风能资源状况和工程建设条件,将全国分为Ⅰ-Ⅳ四类风能资源区,相应标杆上网电价分别为0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦时。此外,2014年6月5日,发改委发布了《关于海上风电上网电价政策的通知》(发改价格[2014]1216号),对当时尚未开始大规模发展的海上风电,制定了标杆上网电价。通知规定,2017年以前投运的近海风电项目上网电价为0.85元/千瓦时,潮间带风电项目上网电价为0.75元/千瓦时。

在执行了5 年后,风电标杆电价迎来首次下调,2014年底公布的《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格[2014]3008号)将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价降低2分/千瓦时。一年后,《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》(发改价格[2015]3044号)公布,再次将I、II、III类资源区风电标杆上网电价降低2分/千瓦时,Ⅳ类资源区降低1分/千瓦时。通知同时提前设定了2018年起的风电标杆电价,但又是在一年后,2016年12月26日发布的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格[2016]2729号),大幅下调2018年起的风电标杆上网电价,Ⅰ-Ⅳ四类资源区的电价相比2016-2017年分别降低了7、5、5、3分/千瓦时。

2018年5月18日,国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》(国能发新能[2018]47号),通知提出,从当日起,尚未印发2018年风电度建设方案的省(区、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;从2019年起,各省(区、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;申报电价为合理收益条件下测算出的20年固定上网电价。2019年5月21日,国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》(发改价格[2019]882号),将标杆上网电价改为指导价,并一次性核定了2019、2020两年的陆上及海上风电指导电价。

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2.1.2 光伏发电:7次下调标杆/指导电价

光伏发电标杆上网电价的制定始于2011年7月24日公布的《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》(发改价格[2011]1594号)。通知规定,对非招标太阳能光伏发电项目实行全国统一的标杆上网电价;2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产的光伏发电上网电价统一核定为1.15元/千瓦时;2011年7月1日及以后核准的、2011年7月1日之前核准但2011年12月31日仍未投产的光伏发电项目,除西藏外上网电价均为1元/千瓦时。

光伏标杆电价的首次下调在两年后,2013年8月26日国家发改委发布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》(发改价格[2013]1638号),将全国分为三类太阳能资源区,规定I-III类资源区光伏电站标杆上网电价分别为0.90、0.95、1.00元/千瓦时,即I-III类资源区上网电价分别降低10、5、0分/千瓦时。通知同时明确了对分布式光伏发电的补贴政策,补贴标准为0.42元/千瓦时。15和16年底,光伏与风电一同调整了标杆电价,两次降价的幅度也呈扩大态势,分别为10、7、2分/千瓦时和15、13、13分/千瓦时。但随着光伏装机的爆发式增长,加速降价也难以缓解日益沉重的补贴压力,政策的调整也愈发频繁。2017年12月19日,发改委公布了《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》(发改价格规[2017]2196号),除了将集中式和分布式光伏电站的上网电价分别降低了10和5分/千瓦时,还规定2019年起全部按投运时间执行对应的标杆电价,不再按备案时间执行上网电价。紧接着在半年之后,《关于2018年光伏发电有关事项的通知》(发改能源[2018]823号)公布。“531”新政一方面叫停了集中式电站的建设,另一方面也将集中式和分布式光伏电站的上网电价统一降低了5分/千瓦时。

2019年4月28日,国家发改委发布《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》(发改价格[2019]761号),将标杆上网电价改为指导价,并核定了2019年6月30日以后指导电价。2020年3月31日,发布了《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》(发改价格[2020]511号),再次下调指导价。

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2.1.3 2021年正式进入平价时代

2018年9月13日,国家能源局发布《关于加快推进风电、光伏发电平价上网有关工作的通知(征求意见稿)》;2019年1月7日,国家发改委、国家能源局正式联合发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》(发改能源[2019]19号),要求开展平价上网项目和低价上网试点项目建设,推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目(平价上网项目);在资源条件优良和市场消纳条件保障度高的地区,引导建设一批上网电价低于燃煤标杆上网电价的低价上网试点项目(低价上网项目)。2019年4月8日,国家能源局印发《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案(征求意见稿)》,接着在5月28日印发了《关于2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知》(国能发新能[2019]49号),向着平价上网的目标加速推进。

2021年6月7日,国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》(发改价格[2021]833号),规定:

2021年起,对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目,中央财政不再补贴,实行平价上网。

2021年新建项目上网电价,按当地燃煤发电基准价执行;新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价,以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。

与4月份的征求意见稿相比,风、光上网电价不再基本要求低于当地煤电基准价,且去除了竞争性配置和市场化交易的要求。

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2.2 补贴造成的应收账款堰塞湖有望逐步回落

2006年1月20日印发的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(发改价格[2006]7号)中规定:可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式。政府指导价即通过招标确定的中标价格;可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分,以及可再生能源发电项目接网费用等,通过向电力用户征收电价附加的方式解决。即电网和发电企业实时结算的电价部分为当地煤电标杆电价,其余部分需要等待可再生能源补贴到账后下发。因此在风电、光伏的上网电价结构中,煤电标杆电价占据着重要地位,超出煤电标杆电价的部分因为可再生能源补贴发放的延迟问题,导致运营企业产生了巨量的应收账款堰塞湖。

以前述6家头部新能源运营商为例,截至2020年末:

龙源电力应收账款达到216.02亿元,同比增长32.0%;

三峡能源应收账款余额达到127.35亿元,同比增长26.7%;

华能新能源应收账款达到150.73亿元,同比增长17.7%;

中广核风电应收账款达到143.56亿元,同比增长23.7%;

华电福新应收账款达到184.15亿元,同比增长93.5%;

大唐新能源应收账款达到124.06亿元,同比增长30.0%。

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对比各年度期末应收账款余额和全年净利润、营业收入、经营净现金流以及期末净资产,可以发现巨量的应收账款对企业经营造成了巨大影响。同样以这6家公司为例:

期末应收账款/当年净利润:6家公司在2020年度的比值均在300%以上,最高的是大唐新能源,达到了8倍;2016-2020年均值也基本在3倍上下,其中大唐新能源超过7倍。

期末应收账款/当年营业收入:除龙源电力和华电福新外,其他4家公司在2020年度的比值均在100%以上,即期末应收账款大于全年营业收入;而2016-2020年均值也都接近于100%。龙源电力和华电福新的比值较低,主要是因为其有相当体量的装机是火电,营收中没有补贴。

期末应收账款/当年经营净现金流:6家公司在2020年度的比值在200%上下,大唐新能源和华电福新超过2倍;2016-2020年均值基本在1倍以上,仅龙源电力略低于100%。

期末应收账款/期末净资产:6家公司在2020年度的比值在40%上下,大唐新能源、华电福新、华能新能源超过40%;2016-2020年均值在30%上下。

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017年8月31日,国家能源局发布《关于公布风电平价上网示范项目的通知》,位于河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆5省、总规模70.7万千瓦的13个项目成为首批风电平价上网示范项目。2019年7月31日,13个项目中的中核汇能甘肃玉门黒崖子50MW平价风电示范项目并网,成为全国首个并网发电的平价风电示范项目。

而光伏的平价进程甚至快过风电。2018年12月29日,由三峡能源联合阳光电源投资建设的三峡新能源格尔木500MW光伏领跑者项目并网发电,是国内一次性建成规模最大的“光伏领跑者”项目,也是国内首个大型平价上网光伏项目,项目平均电价0.316元/千瓦时,低于0.3247元/千瓦时的青海省火电脱硫标杆上网电价。2019年底,全国第一批光伏平价上网试点项目开始并网投产。

随着上网电价下调带来的新增补贴金额增长趋缓、存量补贴金额的稳步提升、平价项目的陆续投产,补贴造成的应收账款堰塞湖有望逐步回落。2021年中央政府性基金的收、支预算中,可再生能源电价附加收入及支出安排金额均低于2020年的预算数和执行数。

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对比6家头部公司在2020年末和2019年末的应收账款情况,可以发现,有4家的期末应收账款增加值同比下降;仅华电福新和大唐新能源同比上升,其中华电福新部分原因在于2020年退市后整合集团内部资源、大量风光项目并表。平价上网减少了对补贴的依赖,风电、光伏将不再是报表好看、运营吃力的低质资产。

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03

风光运营近于水电


3.1 成本折旧为主

对比水、火、核、风、光五大电源类型的生产流程,火、核两种电源类型在生产流程中需要消耗燃料(煤炭、天然气、核燃料等),而水、风、光是对水能、风能、太阳能的直接利用,目前除部分地区的水电需要支付水资源费(2017年12月1日起改为水资源税,计入税金及附加)外,并不需要对上游“原材料”进行付费。因此,水、风、光三种电源类型的盈利模式较为相似,成本端主要是固定资产折旧以及人员、运维等费用。

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以三峡能源为例,在2017年完成风机制造业务剥离后, 2017-2019三年中固定资产折旧在营业成本中的占比基本在八成左右;随着运维管理的优化,2020年测算出的折旧占比进一步提升至约九成。而国内三大水电龙头企业长江电力、华能水电、雅砻江水电,其固定资产折旧在营业成本中的占比基本保持在六至七成,相比风电、光伏主要是多出了水资源费和库区基金等费用。

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3.2 利润丰厚

对比6家头部新能源运营商和3家头部水电运营商的关键财务指标:

毛利率:2020年,6家新能源运营商毛利率均值为47.9%,3家水电运营商均值为60.6%;2016-2020年6家新能源和3家水电企业的均值分别为46.9%、60.0%。剔除有一定规模火电资产的龙源电力和华电福新后,其余4家新能源运营商2020年毛利率均值为54.0%,2016-2020年均值为52.6%。

净利率:2020年,6家新能源运营商净利率均值为24.0%,3家水电运营商均值为36.3%;2016-2020年6家新能源和3家水电企业的均值分别为22.7%、36.1%。剔除龙源电力和华电福新后,4家新能源运营商2020年净利率均值为27.5%,2016-2020年均值为25.5%。

ROE:2020年,6家新能源运营商ROE均值为8.8%,3家水电运营商均值为11.5%;2016-2020年6家新能源和3家水电企业的均值分别为8.9%、12.6%。

ROA:2020年,6家新能源运营商ROA均值为3.1%,3家水电运营商均值为5.2%;2016-2020年6家新能源和3家水电企业的均值分别为2.9%、5.1%。

由此可见,风电、光伏运营商的利润率水平接近于水电,大幅高于火电,甚至略高于同样有“印钞机”美誉的核电。随着补贴问题的逐步消解,风、光运营的丰厚利润将成为和水、核一样实实在在的强劲现金流。

碳中和报告:“3060”添翼、平价上网筑基,重塑新能源运营商插图19

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04

利用小时具备提升潜力


水、火、核、风、光五大电源类型,从利用小时来看,核电遥遥领先,在7500小时/年上下的水平;水电稍低于火电,两者均处于4000小时/年上下;风电、光伏大幅落后,分别处于2000、1200小时/年上下的水平。

碳中和报告:“3060”添翼、平价上网筑基,重塑新能源运营商插图22

4.1 水、风利用小时具备可比性,全国近半地区风电高于水电

但这是全国均值的对比,与核电、火电不同,水、风、光这种直接利用自然能量的电源,其利用小时水平受所在地区自然资源影响,区域性差异极大。对比五大电源类型2020年在各省(区、市)的利用小时情况:

水电:最高值出现在宁夏,达到5312小时;最低值在河北,仅有780小时;峰谷比为6.8:1。

火电:最高值出现在新疆,达到5236小时;最低值在西藏,仅有313小时;峰谷比为16.7:1。

核电:最高值出现在浙江,达到7838小时;最低值在广东,为7194小时;峰谷比为1.1:1。

风电:最高值出现在福建,达到2880小时;最低值在青海,为1474小时;峰谷比为2.0:1。

光伏:最高值出现在内蒙古,达到1654小时;最低值在重庆,为653小时;峰谷比为2.5:1。

如果考虑剔除最大值和最小值以消除极端情况的影响,取次高和次低值进行对照:

水电:次高值出现在甘肃,达到5247小时;次低值在山东,仅有794小时;峰谷比为6.6:1。

火电:次高值出现在江西,达到5144小时;次低值在青海,为2572小时;峰谷比为2.0:1。

核电:次高值出现在广西,达到7752小时;次低值在辽宁,为7307小时;峰谷比为1.1:1。

风电:次高值出现在云南,达到2837小时;次低值在河南,为1536小时;峰谷比为1.8:1。

光伏:次高值出现在黑龙江,达到1604小时;次低值在上海,为861小时;峰谷比为1.9:1。

由此可见,核电利用小时峰谷差接近于1:1,即基本不存在;火电利用小时峰谷差达到2:1,主要是因为部分清洁能源占比高的省份(西藏、青海、云南等)为提高消纳能力而大幅压低火电利用小时,以及部分省份(上海、广东、北京、浙江等)气电装机占比较高而拉低火电平均利用小时;风电、光伏利用小时峰谷差一般在2:1左右;水电峰谷差最高,达到6:1以上。

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内地31个省(区、市)中,有14个地区的风电利用小时高于当地水电利用小时;而水电利用小时更高的17个地区中,云南和西藏的风电利用小时却高于当地火电利用小时。可以理解为,全国近半地区的风电运营效率优于当地的水电。

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4.2 风、光利用小时皆有提升空间

通过《可再生能源法》等一系列相关政策条例的保驾护航,风电、光伏的弃电率水平自2016年后持续下降。截止2020年,全年平均弃风率由2019年的4%降至3%、弃光率连续两年保持在2%的水平,进一步下行的空间相对有限。通过降低弃电率水平提高风电、光伏利用小时这条途径,未来继续挖掘潜力的意义较小。

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但通过运维管理的优化、设备的升级改造、甚至类似于火电“上大压小”替代等途径,进一步提升风电、光伏的利用小时,仍有较大潜力。以华电在广西的马山杨圩风电场为例,其可研设计利用小时为2415小时,2020年一期项目年可利用小时数达3539小时,超出可研近五成;比同期广西省风电平均利用小时高出近三成。另以华能河南安阳汤阴风电场为例,其2018年底建成并网,使用远景能源第一代2.XMW机组匹配120米塔筒和121米风轮,如果采用第三代3.XMW机组匹配150米塔筒和156米风轮,则年利用小时可增加800小时至3000小时以上。此外,随着风电开发由陆地走向大海、乃至未来走向远海区,利用小时数有望达到4000小时及以上,与目前的水电、火电利用小时基本处于同一水平。光伏虽然最大利用小时数的极限值较低,但技术迭代更快,目前不到1300的平均利用小时数同样具有较大提升潜力。


05

投资建议


面对“3060”目标指引下风电、光伏的广阔发展前景,巨头纷纷加大投入、加快转型。平价上网后补贴堰塞湖有望逐步消解,风、光运营商的真实盈利能力将向水电看齐。

风险提示

自然条件

风电、光伏发电情况与风力、光照等自然因素直接相关,若项目所在地自然条件发生不利变化,将导致发电量下降。

电量消纳

当电网的调峰能力不足、消纳能力有限或送出通道受限,可能导致产生弃风限电、弃光限电,影响上网电量。

补贴账期

可再生能源补贴发放周期较长,导致应收账款规模逐年增大,如不能及时回收将影响经营现金流。

设备价格

大规模抢装导致风电、光伏设备短期内供不应求,推动设备价格快速上涨,将影响新建项目的收益率。

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