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新能源产业将迎来电力发展结构性需求

热度 1已有 1074 次阅读2014-4-1 11:20 | 结构性, 新能源, 节能减排, 国家

从国家能源发展政策、节能减排以及环保压力看,新能源产业将逐步迎来电力(行情 专区)发展的结构化需求。

    由于配套政策不完善、并网消纳限制、环保及安全要求提高等因素,我国新能源发展出现结构性不平衡。核电光伏发电完成“十二五”预期目标仍有一定压力。但核电项目审批的重启,短期内将大幅提升我国核电装机容量

  核电、风电及光伏发电上网电价政策的明确,尤其是风电和光伏发电审批权限的下放以及建设成本的下降,将有效提升新能源装机容量的增长空间。

  风电、光伏发电并网、电量消纳及电价结算配套政策的密集推出,加之新能源补贴配套政策的逐步到位,将为风电及光伏发电企业的稳定经营及进一步发展提供有力保障。

  内陆受限制约核电发展空间

  核电项目审批的中断和内陆核电项目的停工使得在建核电项目存量大幅减少,而核电项目审批重启,短期内将大幅提升我国核电装机容量,但“十二五”核电装机目标完成面临较大的不确定性。

  受运行安全指标要求高、项目投资规模大、建设周期长以及核心技术瓶颈限制等因素影响,目前我国核电在整个国家电(行情 专区)力供给中的贡献有限,2013年核电发电量占全国发电量的比重仅为2.05%。

  同时,受2011年日本福岛核事故影响我国核电新项目审批一度陷于停滞状态,直至2012年10月国务院常务会议再次讨论并通过了《核电安全规划(2011-2020年)》和《核电中长期发展规划(2011-2020年)》,提高核电建设准入门槛,要求新建核电机组必须符合三代安全标准。至此,我国才逐步恢复核电建设项目的审批工作。

  2012年12月,中国华能集团公司山东荣成石岛湾高温气冷堆核电站获得工程建造许可证,核电项目建设重启获得实质性进展。2013年4月,中国广核集团有限公司福建宁德核电站一期1号机组正式投入商业运行,成为日本福岛核事故后我国首个投产的核电站;同年6月,辽宁红沿河核电站1号机组正式投入商业运营;2013年底,红沿河一期第二台机组和阳江核电首台机组并网试运行。截至2013年末,中国大陆已投运核电总装机容量达1483.60万千瓦。

  从装机容量增长看,2014年和2015年将是我国核电机组投产的高峰期。中诚信国际统计显示,2014年和2015年,我国预计新增核电装机规模约为2500万千瓦,2016年将是核电装机规模增长的低谷,2017年和2018年我国预计投运的核电装机容量约为900万千瓦。“十二五”规划目标是驱动核电项目集中投产的主要因素之一,同时大量核电项目的集中兴建和投产将为整个行业带来较大的投资压力。

  同时,制约核电装机容量增长的因素还包括2013年初国家发布的《能源发展“十二五”规划》对于内陆核电项目的限制;规划要求在“十二五”时期只安排沿海厂址,目前中国已开展前期工作的湖南桃花江、江西彭泽、湖北大畈三大内陆核电站均停工,预计“十二五”期间内陆核电项目重启的可能性很小。由于中国沿海核电厂址有限,这意味着我国核电的发展空间将有所减小,核电容量的增速将逐步下降。

  上网电价方面,2013年7月,国家发改委发布《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》,明确核定全国核电标杆上网电价(仅适用于2013年1月1日后投产的核电机组)为每千瓦时0.43元,高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝加价)的地区,新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价。与脱硫脱硝燃煤发电相比,大部分地区燃煤机组电价均高于0.43元/每千瓦时,尤其在经济发达的华东、华南以及华中地区,核电具有很强的竞争力。核电标杆电价的制定,与“一厂一价”相比,在建设成本不断下降的同时,为核电企业拟建项目提供了较为稳定的盈利预期,有利于整个核电行业的中长期发展布局。

  “风光”配套政策密集推出

  核电、风电及光伏发电上网电价政策的明确,尤其是风电和光伏发电审批权限的下放以及建设成本的下降,逐步拉宽了机组利用小时数的可行区间,使得部分原来经济不可行的区域达到了建设条件,有效提升了新能源装机容量增长空间。

  风电是近年来发展最快的新能源,所发电量占所有电源所发电量的比重自2008年的低于0.50%逐年增长至2012年的2.00%左右,2013年进一步增长至2.50%以上。装机规模方面,2004年将5万千瓦级以下陆上风电项目的审批权下放到地方政府,简化了审批流程,导致陆上风电的审批速度加快;2005-2009年,中国风电行业新增装机容量连续5年保持在80%以上的增长速度。2013年,风电项目核准权限进一步放宽,风电项目均由地方政府核准。

  设备方面,随着优良风场资源逐步开发,以及电力投资增速放缓,我国风电设备价格不断走弱,从2010年的约4200元/千瓦下降到2013年末的约3800元/千瓦。光伏组件方面,近年来,随着海外光伏组件需求增速大幅下降,料价格也急速下行,光伏组件价格由2011年中的约1.2美元/瓦,2013年末快速降至约0.6美元/瓦。风电设备和光伏组件价格下行,减少了电力企业的电源建设成本,能够有效激发部分风能和光照资源比较弱的区域风电及光伏发电建设需求,拓展行业增长空间。

  风电上网电价方面,2009年7月,国家发改委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》,也是继火电之后国家推出的第二类发电上网标杆电价。通知规定,全国按风能资源状况和工程建设(行情 专区)条件分为四类风能资源区,相应设定风电标杆上网电价。四类风电标杆价区水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元,2009年8月1日起新核准的陆上风电项目,统一执行所在风能资源区的标杆上网电价。值得关注的是,全国性海上风电上网标杆电价至今未有制定。

  光伏发电上网电价方面,2011年8月,国家发改委对外公布《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》,以项目核准时间和建成投产时间为分界线,制定出全国统一的光电标杆上网电价。为促进光伏产业发展,2013年8月国家发改委进一步出台了《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》,对光伏电站实行分区域的标杆上网电价政策。根据各地太阳能资源条件和建设成本,将全国分为三类资源区,分别执行每千瓦时0.9元、0.95元、1元的电价标准。对分布式光伏发电项目,实行按照发电量进行电价补贴的政策,电价补贴标准为每千瓦时0.42元。通知还明确,电价补贴标准适用于除享受中央财政投资补贴之外的分布式光伏发电项目。标杆上网电价和电价补贴标准的执行期限原则上为20年。国家将根据光伏发电规模、成本等变化,逐步调减电价和补贴标准。

  风电、光伏发电并网、电量消纳及电价结算配套政策的密集推出,加之新能源补贴配套政策的逐步到位,为风电及光伏发电企业的稳定经营及进一步发展提供有力保障。

  在风电装机规模快速提升的同时,配套电网建设则一直相对滞后,加之风电出力不均衡,使得一段时间以来我国风电,尤其是三北地区风电出力受到了较大限制(俗称“弃风”).2013年2月,国家能源局发布《关于做好2013年风电并网和消纳相关工作的通知》,要求电网企业加强风电配套电网建设,做好风电并网服务工作。

  根据中国可再生能源学会风能专业委员会统计,2013年全国弃风电量约为150亿千瓦时,平均弃风率约为10%,弃风率低于2012年约7个百分点。

  光伏发电方面,国家从调整发电装机容量目标和打通产业链关键环节两方面密集出台支持政策。近年来,国家对光伏发电装机的规划目标多次调整;2013年初调整为到2015年末达到3600万千瓦(含光热),其中集中式光伏1500万千瓦,分布式光伏2000万千瓦,光热100万千瓦;到2020年末达到8500万千瓦(含光热),其中集中式光伏3000万千瓦,分布式光伏5000万千瓦,光热500万千瓦。

  近期,国家下发了多项用以促进分布式光伏发电发展的政策。2013年,国务院、国家发改委和国家能源局相继下发了《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》、《分布式发电管理暂行办法》和《关于印发分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知》等,在分布式光伏电站核准以及并网方面予以便利。同年,财政部和国家发改委还相继发布《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》和《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》等,确定分布式光伏实行全电量度电补贴0.42元,明确补贴按月转付,容许余电直接销售,解决了阻碍光伏发电发展的“补贴难”问题。

  总体看,近两年,国家对风电发展增速及布局的引导,以及对发电配网建设的鼓励,使得风电弃风率大幅降低;对光伏发电,尤其是分布式光伏发电鼓励政策的密集出台,在装机容量目标调整、项目审批、电量消纳、电价结算等方面给予了较大支持。此外,可再生能源电价附加标准上调,也将有助于缩小可再生能源电价附加征收基金缺口,使得风电、光伏发电电价补贴有望逐步落实到位。

  综合(行情 专区)性发电企业转型积极性提高

  2013年以来,风电、光伏发电运营企业经营环境有所改善,行业景气度提高;未来,行业盈利能力或将趋于稳定,行业负债水平在一定程度上将得到控制。

  随着2012年以来燃料(煤炭)成本的大幅下降,火电机组盈利能力大幅改善,为综合性能源企业投资建设成本较高的风电、光伏等新能源提供了较好的资金支持;另一方面,从中长期看,未来煤炭价格仍将给火电机组盈利能力带来较大的不确定性,且随着政府对新能源并网、电价补贴标准、充实可再生能源发展基金等支持政策的出台,新能源发电项目的投资环境得到了较大改善,进而提高了综合性发电企业向非煤电能源转型的积极性。大型综合性发电集团已经成为中国新能源产业的经营主体。

  2013年以来,受益于各区域电网内部的努力消纳,国内风电、光伏等新能源发电企业经营情况有较大改善,但不同地区由于当地电网消纳能力和外送能力、上网标杆电价、以及资源禀赋等方面的不同,仍表现出显著的区域性盈利能力差异。分企业来看,目前主要风电运营商仍表现出较大的盈利能力分化,其中风电装机分布区域广泛、在风电消纳情况较好地区(如东部沿海等靠近用电负荷且电价较高的四类风资源区)装机比重较大的企业表现出更好的机组利用小时水平和盈利能力;而在限电地区装机比重较大的企业盈利能力相对较低。

  受益于政府新能源消纳保障政策的逐步落实,光伏发电上网难以及风电限电情况有所缓解;随着我国风电及光伏发电运营企业机组利用小时数的提升,盈利项目所在区域有望逐步扩大,行业景气度将继续提高。

  从部分风电/光伏发电运营企业主要财务指标看,新能源发电项目往往一次性投入大、后期运行成本低,同时受益于电价政策的稳定,以及机组利用小时数的提高,行业企业EBITDA利润率维持在较高水平,部分企业达到90%左右。从资本结构看,风电/光伏发电占比较高的几家新能源企业总资本化比率超过70%,反映整个行业财务杠杆仍处在较高水平;对于纯风电和光伏发电企业来说,需要较长的稳定经营环境来消化较高的负债水平。从偿债指标看,由于新能源项目的投资特点,经营活动净现金流对债务的覆盖能力普遍较弱,但其对利息支出的覆盖能力较为稳定。此外,根据财政部2013年3月29日发布的《关于预拨可再生能源电价附加补助资金的通知》,财政部预拨可再生能源电价附加补助资金共148.11亿元,其中包括风电93.14亿元、太阳能发电24.33亿元、生物质发电30.55亿元、其他900万元。这有助于风电、太阳能等新能源运营商的经营活动现金流情况的改善;2013年以来,多数风电及光伏发电运营企业的现金流状况明显改善。

  整体看,受益于国家新能源支持政策的出台,2013年以来风电、光伏发电消纳情况有所改善,行业景气度提高。未来,稳定的机组利用小时数、较高的电价水平以及较低的运营维护成本将使行业盈利能力或将趋于稳定,行业负债水平在一定程度上将得到控制,相关偿债指标也将有所优化,整体风电及光伏发电行业的信用水平将不断改善。


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