水电、光伏、风电,哪个更有钱途

可再生能源取之不尽、用之不竭,而且永远不会被封锁、禁运,对人类可持续发展和本国能源安全意义非凡。

可再生能源主要包括太阳能、水能、风能 “三驾马车”,其它如生物质能、地热、潮汐规模相对较小,暂时看不到快速发展的迹象。

与风电、光伏、水电相关的上市公司有很多,选择具体标的之前应先搞清哪条赛道更有 “钱途”。

水电曾经独大

1)装机容量占比 “高开低走”

中国是水电大国,2004 年水电装机容量突破 100GW。2012 年三峡水电站全面投产,水电装机容量达 240GW,2015 年增至 320GW、占可再生能源总装机容量的 80%。

2015 年~2021 年,水电装机容量累计增长 22.2%,年均复合增长率仅 3.4%。

截至 2021 年末,水电装机容量 391GW,占可再生能源总装机容量的 37%。2022 年 9 月末,进一步降至 35%。

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中国目前拥有 4 万座水电站,大、中、小型水电项目已 “应建尽建”。水电在可再生能源领域仍将发挥重要作用,但增长空间不大。

2)水电 “课代表”—— 长江电力

随着母公司三峡集团将建成的电站陆续注入,长江电力装机容量每次跃上 “新平台” 后,发电量、营收随不可抗力(主要是上游来水量)波动。

2010 年三峡电站全部机组投入运营,长江电力总装机容量突破 20GW,年发电量首次超过 1000 亿,营收同比增加 98.6%。

2016 年收购溪洛渡、向家坝两电站后,总装机容量 “横盘” 于 45.5GW,年发电量在 2000 亿~2300 亿度之间波动。

完成对乌东德(总装机容量 10.2GW)、白鹤滩(装机容量 16GW)的并购后,长江电力国内总装机容量达 71.7 亿度,年发电量将超过 3000 亿千瓦时。

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但是,天下没有免费的午餐。日进斗金的电站要斥巨资购买,长江电力所获利润中相当一部分用于偿还借贷本息,剩下的才能用于分红。

白鹤滩、乌东德是三峡集团最后两座大型水电站,长江电力通过并购母公司资产 “上台阶” 的模式走到了尽头。

可再生能源当中,水电仍首屈一指,但成长空间有限。长江电力这样优秀的企业,回报投资人的主要方式是现金分红,因而被股民视为 “养老股”。

光伏、风电 “你追我赶”

在政策补贴推动下,风电、光伏你追我赶、快速发展。

1)光伏成本快速下降

2012~2017 年间,光伏在补贴政策推动下,年新增装机容量由 7GW 飙升到 2017 年的 53GW。

2018 年补贴开始退坡,新增装机容量回落到 44GW,2019 年进一步跌至 30GW。

令人欣喜的是,在技术进步、产业链完善、规模效应的叠加作用下,光伏成本已经可与火电 “打平”。尽管补贴退坡,2020 年、2021 年光伏新增装机容量分别为 48GW、55GW。

补贴退坡不意味着完全没有,对户用光伏(分布式)、光伏建筑一体化等类项目的补贴力度不小、效果可观。

2021 年新增光伏装机容量中,分布式占到 55%;年末分布式光伏装机容量 107.5GW,达到总容量的三分之一。

2022 年前三季,光伏新增装机容量达 52.6GW,其中分布式光伏装机容量 35.3GW,占比达 67.2%,显示了补贴的威力。

2)风电更加依赖补贴

根据发改委《关于完善风电上网电价政策的通知》(2019 年 882 号):2020 年陆上风电一至四类上网指导价为 0.29~0.47 元;2020 年底未并网的项目,国家不再补贴;海上风电上网价降至 0.75 元,2021 年底未并网的项目,国家不再补贴。

于是 2020 年成为陆上风电 “抢装” 年,新增装机容量达 69GW、同比增长 189%。2021 年陆上风电新增装机容量急剧回落到 31GW、同比下降 55%;2022 年前三季,陆上风电新增装机容量 18GW。

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2021 年成为海上风电 “抢装” 年,新增装机容量 17GW、同比增长 452%。2022 年前三季,海上风电新增装机容量仅 1.2GW,较 2021 年前三季度下降 68.4%。

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即便在有补贴的情况下,风电装机容量增速也明显低于光伏。

2019 年,光伏补贴退坡后增速见底,新增装机容量仍超 30GW,而风电新增不到 26GW;2020 年 “抢装潮”,风电新增超过光伏;2021 年 “抢装潮” 尚未结束,风电已被水电超越。

2022 年前三季,中国可再生能源新增装机容量 90.4GW,占总增量的 78.8%。其中光伏 52.6GW、风电 19.2GW、水电 15.9GW、生物质 2.62GW。# 风电 “完败” 于水电#

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截至 2022 年 9 月末,水电装机容量 406GW(其中常规 363GW、抽蓄 43GW),光伏、风电分别为 358GW、348GW。光伏首次超越风电,预计 2023 年光伏将超越水电,坐上可再生能源头把 “交椅”。

水电已接近天花板,风电技术门槛高、成本压降难。未来若干年,光伏将成为可再生能源的 “辕马”。

抽水蓄能即将成为 “黑马”

如果说光伏是可再生能源中的 “辕马”,抽水蓄能则即将成为 “黑马”。

1)逃不掉的功课

由于风能、光伏的不稳定性、不确定性,储能的重要性日益凸显。

且看德国给我们提供了反面教材 —— 近日因电 “出力” 下降,电价在 4 天内上涨 250%。原因是德国重视可再生能源,风电占全国用电量的 20% 以上。但储能设施没有跟上,而是让天然气发电站充当 “调节器”。便宜的俄气 “断供” 后,电力系统中的 Bug 显露无遗。

德国的教训说明:发展可再生能源逃不掉储能这门 “功课”。

抽水蓄能是唯一成熟、能够大规模部署的储能设施。截至 2020 年末,全球抽水蓄能总装机容量达 160GW,占储能总规模的 94%。

抽水蓄能设施可在电力系统中起 “稳定器”“调节器”“平衡器” 的作用,有利于更好地利用风能、光伏,减少弃风、弃光、弃水。发展抽水蓄能,对提高 “绿电” 占比、保障电力系统安全运营具有重要意义。

预计 “十四五” 期间核准抽蓄容量 270GW;2025 年、2030 年建成装机容量分别达到 62GW、120GW。2060 年将达到 180GW。

常规水电装机容量:2025 年装机容量将达 380GW、仅比 2022 年 9 月末增加 17GW。“十五五” 期间预计增加 40GW,2030 年达到 420GW。

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到 2030 年,常规水电装机容量将增加 57GW,平均每年递增 7GW;同期抽水蓄能装机容量将增加 77GW,平均每年递增 9.6GW。

抽水蓄能装机容量在水电中的占比将从 2021 年的 9% 提高到 2030 年的 22%。

根据国家能源局 2021 年印发《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035)》,340 个重点项目总装机容量达 420GW,247 个储备项目总装机容量 310GW。

2)关于抽水蓄能两个常被提起的 “制约因素”

一个经常被提到的因素是选址不易,不仅要 “挑” 自然环境,还要考虑与电网、新能源发电厂的协同。但反过来想,建化工厂、炼钢厂,修大桥、开隧道,什么大型工程可以不讲究选址?中国能为 4 万座常规水电站选址,六七百个抽水蓄能电站会无址可选?据中国电建 (601669.SH) 透露,已为抽水蓄能电站勘探确定了上千个点位并完成 “环评”。

真正的制约因素是抽水蓄能价格形成机制,这个问题已经有了解决方案。

2021 年 5 月,发改委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》提出 “坚持并优化两部制电价政策”。

两部制电价将电价分成两个部分:

容量电价

比如一座 1000MW 的光伏发电厂,每小时发电 100 万度。电网要求必须配建储能设施才能并网。或者电网本身有削峰填谷的需求。上述情况下,储能需求方可从抽水蓄能电站租 100 万度电的 “容量”,并支出 “容量电价”。通俗地说就是你租一套房子,租的就是 “容量”,不管住不住都要付租金给房东。

容量电价是抽蓄投资运营方的固定收益,相关文件明确的核定依据为:经营期内资本金内部收益率(IRR)达到 6.5%。

电量电价

储能需求方按基准电价的 75% 把电卖给抽蓄电站,比如每天卖 100 万度,然后按基准电价的 100% 从抽水蓄能电站购电。

有人说发电方这不是亏了,但 100 万度电是 “晒太阳”“吹风” 白得的,不 “卖” 给抽蓄,电网又消纳不了,只能抛弃(弃光、弃风)。

好比在荔枝产地,果农以 0.8 元 / 斤出售,而超市价格 16 元,相差 19 倍。但果农不卖荔枝要么烂在手里,要么通过电商或直播平台卖,拿到的大致也是这么多钱。

如果用 100 万度电抽上来的水能发 75 万度电,抽水蓄能电站运营方 “不赔不赚”。如果能发 76 万度电,就赚到 1 万度电的电价(以火电上网电价为基准)。

容量电价、电量电价之和是抽蓄电站的收入。

需求迫切,并且解决了投资回报问题,抽水蓄能建设明显提速。仅 2022 年前 6 个月,中国电建就获得抽水蓄能合同 129 亿(此外还有 932 亿光伏、731 亿风电合同),这仅仅是开始。

* 以上分析仅供参考,不构成任何投资建议

来源:妙投 APP ,作者 Eastland

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