2022年能源行业专题分析.docx

《2022年能源行业专题分析.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《2022年能源行业专题分析.docx（14页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。

1、2022年能源行业专题分析1. 能源行业：省级绿电平台分析框架在电力行业清洁化、低碳化发展趋势下，我国在新能源发电领域实现较大突破，风电光 伏项目投产高峰期已经到来。根据中电联数据， 我国风电装机容量由 2015 年的 131.05 GW 增长至 2021 年的 328.48GW，CAGR 16.5%，占电力总装机容量的 13.8%；光伏装机容量 由2015年的43.55GW 增长至2021年的306.56GW，CAGR 38.4%，占总装机容量的12.9%。 2021 年，我国风电发电量达到 6556 亿 kWh，占总发电量的 7.8%；太阳能发电量达到 3270 亿 kWh，占总发电量的

2、3.9%。政策驱动下新能源投产节奏加快，国家“十四五”清洁能源发展规划落地，新能源转型目 标进一步明确。根据2030 年前碳达峰行动方案通知，要求到 2030 年风电、太阳能装机 容量达到 12 亿千瓦以上。2022 年 6 月 1 日国家发改委等九部门联合印发了“十四五”可再 生能源发展规划，其中提出到 2025 年可再生能源年发电量达到 3.3 万亿千瓦时左右，“十 四五”期间增量在全社会用电量增量中占比超过 50%，风电、光伏发电量实现翻倍。对比 2020 年，可再生能源发电量年均增速 8.35%、新能源发电量年均增速 14.9%。“双碳”背景下新能源投产步入快车道，除了全国范围布局的大

3、型电力央企之外，省属 绿电平台也同样具备较强竞争力。考虑到省属绿电平台在本省的资源获取优势和异地扩张的 难度，我们提出省属绿电平台“立足本省、保质保量”的分析框架。具备长期成长性的省属 绿电平台须以本省充足的风光资源为基础，从而获得“量”的保障；同时，风光项目盈利能 力也尤为关键，高利用小时、高电价将给予项目“质”的保障。1.1. “量”的维度：从各省“十四五”规划看“量增”空间各省新能源发展节奏不同，“三北”地区率先布局。截至 2021 年我国已实现在运新能源 装机量 6.3 亿千瓦，其中河北、内蒙古、山东装机容量大幅领先，均超过 50GW，分别达到 54.67GW、54.08GW 和 52

4、.85GW，主要由于我国北部地区风光资源条件相对优渥，根据国 家划分的风电、光伏资源区，河北、内蒙的部分地区为我国风电、光伏/类资源区，风光 资源条件优异，开发时间较早。根据 Wind 统计的数据，内蒙古、河北 2015 年及之前已投 产的风电装机容量占 2021 年底在运总装机比重分别达到 60.7%和 40.2%，除三北地区外大 部分省份在“十三五”期间开始加大新能源项目布局力度。各省能源“十四五”规划陆续出台。截至目前，我国 31 个省份中已有 30 个省份出台能源 相关“十四五”规划，其中 27 个省份出具量化的新能源“十四五”装机增长目标，新疆、山西、 重庆三省市仅披露“十四五”期间

5、可再生能源装机增量。据我们统计，已披露新能源装机增量 的 27 个省份合计将在“十四五”期间新增新能源装机 718GW，其中风电289GW、光伏 428GW。 内蒙古、云南 “十四五”规划新增装机规模领先。内蒙古规划“十四五”期间新增新能源装 机 84.33GW，将大力发展大型风光基地项目；云南省规划打造“世界光伏之都”，根据 2022 年 4 月云南省能源局发布的云南省“十四五”规划新能源项目清单，云南省目标在开工 2021-2024 年风光项目共计 73.09GW，其中以光伏项目为主，参考规划到 2025 年底云南省 新能源装机较 2020 年有望增长 573.7%。此外，甘肃、河北“十四

6、五”期间目标新增新能源规 模超过 50GW，分别达到 56.83GW 和 52.36GW。沿海省份大力发展海上风电，新增装机以海上风电为主。我国主要沿海省份包括辽宁、 河北、山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西和海南，根据上述省份能源“十四五”规 划，除辽宁、河北省未披露海上风电装机增量外，其他大部分沿海省份在“十四五”期间均以 发展海上风电为主，其中广东省规划新增海风装机容量最高，达到 17 GW，披露具体海上风 电装机目标的 8 个沿海省份在“十四五”期间有望共计新增 44.65 GW 的海上风电项目。1.2. “质”的维度：从资源禀赋和电价看项目盈利能力风电、光伏项目盈利能力主要受到

7、上网电价、利用小时数、初始投资成本三方面因素影 响，由于陆上风电和光伏项目初始投资成本地域差异较小，我们主要通过各省资源禀赋和电 价情况分析各省风电、光伏项目盈利能力差异。我国风电、光伏资源分布不均，资源禀赋在较大程度上影响了各地区项目的盈利水平。 我们主要通过两个层面分析各省风光资源禀赋：1）国家依据风能密度以及光伏电站年等效 利用小时数划分的风光资源区；2）各省风电光伏利用小时数。高利用小时将带来较高的项 目盈利能力。1.2.1. 风资源：云南、福建风力资源得天独厚，利用小时极具优势我国西部、北部及东部沿海地区风资源优渥。根据各地区年平均风速情况看，我国风速 较高的地区主要集中于：1）东南

8、沿海及附近岛屿；2）内蒙和甘肃地区；3）东北地区的黑 龙江、吉林东部以及辽东、山东沿海；4）青藏高原以及我国西北、华北地区。国家依据各 地区有效风能密度以及全年有效累积小时数划定四类风资源区，其中：类资源区为风能丰富区，年均有效风能密度大于 200W/?2 ; 3-20m/s 风速年累积小时 数大于 5000h； 类资源区为风能较丰富区，年均有效风能密度 150-200W/?2 ; 3-20m/s 风速年累积小 时数 3000-5000h； 类资源区为风能可利用区，年均有效风能密度 50-150W/?2 ; 3-20m/s 风速年累积小 时数 2000-3000h； 类资源区为风能贫乏区，年均

9、有效风能密度 50W/?2以下; 3-20m/s 风速年累积小时 数小于 2000h。 我国-类风资源区主要集中于内蒙古、河北、吉林、新疆、甘肃等北部地区。从利用小时角度看，云南、福建两省极具优势。通过总结对比各省份 2019-2021 年年均 风电利用小时数水平，云南、福建两省利用小时数较大幅度领先于国内其他省份，过去三年 利用小时均值分别达到 2754 小时和 2741 小时，其中云南省主要受益于其高海拔优势，根 据云南风电资源开发现状及特点浅谈，风资源与海拔高度成正比，高空区域风速、平均 风功率密度以及利用小时数均有所提升，由于云南省大部分山间坝子地区海拔在 1000-2000 米之间，

10、高海拔下风资源地形效应显著，带来较高的利用小时数；而福建省主要受益于亚热 带季风气候和“狭管效应”，风能资源丰富，尤其沿海地区与近海海域的平均风速较大，风向 较为稳定。根据海上风电产业发展思路与对策建议，福建省 90 米高度海域的年平均风速 为 7.5-10 m/s，带来较高的风电利用小时。除此之外，四川省和广西壮族自治区过去三年风 电利用小时均值也超过 2400 小时，分别达到 2489 小时和 2486 小时。受制于弃风限电及老旧项目发电效率低等因素影响，三北地区风资源水平与当地风电利 用小时尚不匹配，利用小时数仍有提升空间。各省在其他条件相同下，风资源水平应与利用 小时数成正比，而根据上

11、述统计，国内地处/类风资源区的内蒙古、吉林、黑龙江、 新疆、河北、甘肃、宁夏七个省份风电利用小时数并不居前，据我们分析主要受到以下两方 面因素影响：1）三北地区弃风现象仍有待改善：由于国内陆上风电资源较优的内蒙古、新疆、甘肃、 宁夏等省份省内电力消纳能力不足、外送通道仍有待开发，弃风率仍保持在较高水 平。根据全国新能源消纳监测预警中心发布的 2021 年全国各省份弃风限电率，蒙 西和新疆弃风率为 8.9%和 7.3%，其他风资源优渥省份河北、甘肃、吉林、宁夏弃 风率分别达到 4.6%、4.1%、2.9%和 2.4%，大幅高于国内南方地区。2）随着电源调峰能力提升叠加特高压线路投入运营，三北地区

12、弃风问题有望持续改善。 根据国家发改委等九部门发布的“十四五”现代能源体系规划，要求在“十四五”期 间稳步推进资源富集区资源外送，重点建设金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游 和“几”字弯、新疆、河西走廊等清洁能源基地输电通道，在“十四五”期间存量通道输 电能力提升 4000 万千瓦以上，新增开工建设跨省跨区输电通道 6000 万千瓦以上。同时，随着抽水蓄能、火电灵活性改造、新型储能等调峰方式规模提升，新能源项 目利用率有望进一步提升。由于我国风光资源和火力发电厂均集中在山东、内蒙古、 河北等北部地区，因地制宜的开展火电灵活性改造对于我国北部地区来说是更为经 济可行的新能源调峰方式。“十四五”期

13、间我国将大力发展火电灵活性改造，根据国家能源局于 2021 年 11 月发布的全国煤电机组改造升级实施方案，要求“十四五” 期间完成煤电机组灵活性改造 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦。3）由于三北地区风速较大、风能密度较高，为国内最早开发风电项目的地区。根据 Wind 统计的数据，海南、甘肃、新疆、吉林等省份 2015 年及之前投产的风电装机占比 相对较高，均超过 60%，而早期投产风电机组占比较高的省份大部分地处三北地区。 技术不成熟导致早期安装的风电机组性能不佳，部分机型故障率较高，风能资源利 用率低。特别是有些整机商在过去行业竞争中被淘汰，留下不少“孤儿机组”。

14、这些尚 未达到设计寿命的高故障、低效率机组成为制约风电整体利用小时数和盈利能力的 限制因素。由于大部分沿海省份未来将以发展海上风电为主，海上风电项目利用小时数普遍高于陆 风，因此沿海地区新增项目利用小时有望进一步提升。根据“十四五”中国海上风电发展关 键问题，福建省海上风电等效利用小时数最高，达到 3500-4000 小时（部分资源优质地区 可达到 4500 小时）；其次为上海和江苏地区，等效利用小时数分别为 2800-3000 小时和 2500-3000小时；广东和浙江地区海风等效利用小时数分别为2800小时和2600-2800小时。 普遍大幅高于陆上风电利用小时水平。根据各沿海省份“十四五

15、”规划，浙江、福建、海南三 省“十四五”期间新增风电装机全部为海上风电；山东、广东和江苏省新增海上风电装机占比 分别为 65.27%、85%和 72.73%，天津、上海新增风电装机也以海上风电为主，因此我们预 计上述沿海省份未来新增项目利用小时数可参考该地区海上风电利用小时水平。从成本端看，2021 年抢装潮过后海上风电风机价格下降趋势明显，通过统计 2020 年以 来部分海上风电项目风机中标价格情况，我国海上风电风机价格已从 2020 年 7000 元/kW 左 右降至 4000 元/kW 左右，国补取消背景下成本端的大幅下降有利于保障后续新增海风项目 的盈利能力。各省海上风成本略有差异，福

16、建地区海况较差，建造成本相对较高，但受益于 其极高的利用小时数水平，福建海域海上风电项目盈利能力仍相对较高。1.2.2. 光资源：北部地区光照充足，资源优势领先我国北部地区光照资源优渥，主要受益于海拔相对较高、白昼时间较长等方面影响。国 家依据光伏电站年等效利用小时数对各地区光资源进行划分，其中： 类光资源区年等效利用小时数大于 1600 小时，主要集中于内蒙、甘肃、青海、宁夏、 新疆的部分地区； 类光资源区年等效利用小时数在 1400-1600 小时之间，主要集中于内蒙古、黑龙江、 吉林、四川、甘肃、青海、辽宁、河北、新疆、云南、陕西、山西、北京、天津的部分地区； 类光资源区年等效利用小时数

17、在 1200-1400 小时之间，除上述省份的其他地区被划分 为类光资源区。光资源与利用小时水平成正比，/类光资源区优势显著。通过总结对比各省份 2019-2021 年年均光伏利用小时数水平，/类光资源区（以北部地区为主）利用小时数领 先，其中内蒙古、黑龙江、吉林、四川四个省份 2019-2020 年光伏年平均利用小时数高于 1500 小时，分别达到 1624 小时、1585 小时、1518 小时和 1510 小时。部分北部地区省份光伏利用小时数仍有提升空间。受制于省内电力消纳能力及电力外送 通道不足，部分西北部地区弃光率仍维持高位，其中西藏、青海弃光现象最为严重，2021 年两省弃光率分别为

18、 19.8%和 13.8%，同时蒙西、宁夏、陕西等几个省份弃光率仍有下降空 间。1.2.3. 各省平价风光项目电价水平2022 年以来风电、光伏新投产项目均已平价上网。2021 年之前我国风光上网标杆电价 依据国家划分的四类风资源区和三类光资源区制定，根据国家发改委发布的关于 2021 年 新能源上网电价政策有关事项的通知从 2021 年起对于新核准陆上风电项目、新备案集中 式光伏电站、工商业分布式光伏项目不再进行补贴，实行平价上网。海上风电方面，通知提 出对于新核准海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，2021 年为海上风电补 贴最后一年。平价背景下上网电价主要参考各地燃煤基准电价

19、。东南沿海省份基准上网电价普遍较高， 其中广东、湖南、湖北、上海、浙江、江西、四川几个省市基准电价（税前）超过 0.4 元/kWh， 而风光资源普遍较好的三北地区例如甘肃、内蒙古、宁夏、青海等省份基准电价相对较低， 其中宁夏和青海两省基准电价（税前）仅为 0.25 元/kWh 左右，较大程度地削弱了其新能源 项目的盈利能力。2. 项目获取能力和融资成本也是省级绿电平台竞争力重要体现除全国范围布局的央企之外，地方国企旗下发电企业与省属新能源发电平台同样为我国 发电行业的主力军。各省电力投资通常依托省国资委下属的省能源（投资）集团或省投资集 团进行。目前，除福建、吉林两省外，其余省份的电力资产都归

20、属于同一集团，或为省能源 （投资）集团，或为省投资集团；而吉林省与福建省在两大省属集团均有电力投资，其中福 建省较为特殊，其省属集团拥有两个新能源发电上市公司。除北京、河北、江苏、浙江等省 份将火电等传统电力与新能源发电臵于不同的两个平台发展外，其余大多数省份将两者臵于 同一上市公司发展。因此，大多数省份的新能源发电上市平台都具备唯一性，未来有望集全 省之力打造，成长确定性高。本报告中我们将从资源获取能力和融资成本两方面分析各省属 平台发展潜力。2.1. 从本省市占率看项目获取能力我们依据各公司存量新能源项目在省内占比分析各省属电力平台在省内的竞争力。除北 京能源集团下属的京能清洁能源以及申能

21、集团下属的申能股份在全国范围布局以外，其他省 级电力平台新能源项目主要以省内布局为主。综合来看，除京能清洁能源和申能股份外，福能股份的省内项目获取能力最强。所有省 属发电平台合计在运新能源装机容量占全国新能源发电总装机的 9.30%。福能股份已投运新 能源装机容量占所在省份（福建省）的新能源总装机比重最大，达 18.27%。湖北能源、浙 江新能、粤电力 A、新天绿能次之，占比均超过 10%，分别达 14.35%、12.07%、11.21%、 10.07%，在省内具备较强的竞争力和话语权。此外，对比风电和光伏发电，所有省属发电平 台合计在运风电装机容量占全国风电总装机的 12.71%，而光伏仅为

22、 5.66%，省属发电平台 整体在风电业务上的项目获取优势相对较大。分板块看，粤电力 A 在其所在省份（广东）的风电项目竞争力较其他省属平台最强，装 机占比达 26.6%。福能股份、浙江新能、新天绿能次之，风电装机占比均超过 20%。光伏项 目获取能力方面，湖北能源在其省内（湖北）的光伏发电项目获取能力较其他省属平台最强， 装机占比达 16.4%。浙江新能、晋控电力次之，装机占比分别为 9.6%、7.4%。2.2. 低融资成本保障项目收益率融资成本对于风电光伏项目资本金收益率有重要的影响。我们以利息费用（含资本化） /带息债务公式为参考计算对比各电力企业融资成本，通过计算结果得出国内大型火电企

23、业以 及纯新能源运营企业融资成本基本保持在 3%-4%之间，具有地方国企背景的电力企业融资 成本低且与央企相差不大，2020 年央企及地方国企背景电力企业融资成本均值分别为3.96% 和 4.07%；2021 年平均融资成本分别为 3.74%和 3.89%。民营新能源运营企业融资成本相 对较高，经不完全统计，民营企业 2020 年及 2021 年融资成本均值分别为 7.08%和 9.41%。横向对比各省级电力平台融资成本及资产负债率水平，根据利息费用（含资本化）/带息 债务公式为参考横向对比各省级电力平台融资成本，赣能股份、皖能电力、粤电力 A、湖北 能源几家公司 2021 年融资成本在 3%以下；晋控电力和银星能源过去几年利息费用占比较高， 因此整体融资成本偏高，分别为 6.3%和 6.4%。从资产负债率水平看，大部分省级电力平台 资产负债率保持在 50%-70%之间，豫能控股、晋控电力两家公司资产负债率超过 80%，资 金压力相对较大。