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平均年利用小时数将增加约20小时
浏览: 发布日期:2018-07-28

  风电企业的股价在上半年出现过山车行情,在1-4月股价在利好政策和业绩好转的背景下大幅上升,但在6月之前消除了大部分涨幅。市场最近对行业政策不确定性的担忧有所升级,特别最近市场有传配额制文件有可能要求超过保障性收购的电量通过绿证交易。然而,根据我们的渠道调查,强制要求存量项目通过绿证交易的机会不大。另外,从去年的情况看,主要运营商超出保障性收购电力的销售比例非常有限。虽然绿证交易为度电收入带来不确定性,但配额制的执行应能提高运营商的平均利用率,也有利于项目整体盈利能力。展望下半年,我们预计1)限电率维持下降趋势;2)LCOE在单位投资成本下降和利用小时提升的背景下逐步减少;3)运营商逐步获得与第7批目录相关的补贴;4)竞价上网只会小规模进行,电价折让有限;5)配额制得到落实。我们估计今年主要运营商的净利润平均将同比增长 30%。

  在利好政策出台以及全社会用电量增加的背景下,中国的风电限电问题持续改善,限电率从2017年的12%下降至今年一季度的9%,而期内利用小时数也同比上升26%至592小时。限电改善主要出现在北方地区,特别是“红三省”,包括甘肃、新疆和吉林。这些地区的限电率从2016和2017年的高位逐步下降(图表2)。

  我们相信限电率在下半年将持续下降,并逐步接近国家要求2020年前控制在5%以内的目标。根据我们的测算,在其他因素不变的情况下,限电率每下降1个百分点,平均年利用小时数将增加约20小时。限电改善主要有以下因素推动:

  新增装机逐步转移至非限电地区。红色预警地区的项目核准和建设速度受到政府严格控制,新增产能更集中在中东南部(图表3)。

  可再生能源配额制的实施。该政策将能提升大部分省份的可再生能源消纳比例(下面讨论)。

  特高压电线的投运以及利用率上升。大部分的特高压电线年的利用率出现上升,传统电力和可再生能源录得更多的跨省输送(图表4)

  由于风场的单位投资成本下降,加上风机技术改进以及支持政策推动利用小时上升,中国的风电度电成本(LCOE)在过去10年持续下降。假设项目的IRR为8%,我们测算中国的地面风电电站的LCOE区间在0.33-0.48人民币/千瓦时,接近目前全国燃煤火电上网电价平均0.37人民币/千瓦时(含税)。这说明中国部分省份在没有补贴的情况下,仍然能录得8%的项目IRR。

  我们相信北方地区平价时间比南方更早,因为北方地区的投资成本较低,风资源也较高。根据平价上网示范项目的情况,我们认为河北和黑龙江首先达到平价的机会较大。由于风资源较高,这两个省份的风电容量因子在没有限电的情况下可以达到25-28%。另外这两个省份的燃煤上网电价也是较高,让风电平价更容易达到。

  展望下半年,我们预期中国的风电LCOE将继续下降,并在年底达到人民币0.31-0.42/千瓦时的水平。LCOE的下降主要源于投资成本的下降以及电厂的利用小时上升。正如上文所述,除了限电改善以外,技术进步也是提升利用小时数的重要因素。在过去数年,风机的直径、高度都在提升,而运营商在累计经验后,管理和运维也趋向更有效。即使风速固定,风电场的利用小时将会比以往更高(图表9)。假设燃煤上网电价不变,我们预计风电在2020年以后可以大规模达到平价上网。

  财政部、发改委、能源局联合发布《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录(第七批)的通知》,《通知》中明确符合条件列入目录的项目。根据我们计算,第七批目录列入53吉瓦可再生能源项目,其中17吉瓦为光伏项目,34吉瓦为风电项目,1.5吉瓦为生物质发电项目,基本覆盖2015年3月至2016年3月并网的项目(图表11)。根据我们估计,2015-2017年应付第七批补助项目资金为人民币693.91亿元,其中风电项目占48%,光伏项目占41%,生物质及废转能发电项目占10%(图表10)。

  根据我们计算,华能新能源在第七批补助目录中拥有最多项目(2,762兆瓦),之后依次为龙源(2,667兆瓦)、华电福新(2,571兆瓦)及大唐新能源(645兆瓦)。同时我们估计华能新能源将会是得益最大的主要风电运营商,因为截至2017年底其与第七批补助目录相关的补贴额最多(人民币33.55亿元)。另一方面,假设补贴获全数发放,华能新能源的净负债率将下降13个百分点,是同业中最大(图表13)。目前仍未知何时获发补贴,毕竟可再生能源补贴基金在2017年底的缺口达到1120亿人民币。但龙源表示其项目在第六批补助目录公布后不久获发首批补助,相信第7批情况与第6批接近,尽管发放速度可能较慢。

  此外,我们认为在今年风电企业的扩容计划并不进取的前提下,企业将逐步获发补贴将降低其净负债率。现金流的改善也将降低短期内权益融资的迫切性。

  能源局在五月发布通知要求省政府自2019年起采用竞争方式分配海上和陆上风电的项目开发规模,取代以标杆上网电价的配置方式。虽然短期内新政策对运营商的影响应该不大,但政策较预期早来,因此损害市场气氛。我们认为竞价上网的主要目的是:1)减轻可再生能源发展基金的财政负担;2)防止风电装机过度增长,尤其是在利用小时改善后或会使部份地区的限电率回升。

  虽然该政策对市场情绪带来负面影响,但我们认为该政策在2020年前对运营商的实际影响有限。我们认为短期内市场出现大规模竞价的机会不大,因为:

  主要运营商手上已核准项目存量充足。通过审批的存量项目不受竞价影响,仍维持标杆上网电价。现时主要运营商已通过审批的项目存量充足,例如龙源/华能新能源相应存量分别为7.9/3.8吉瓦,并将于未来一至两年内开工,足够应付2020年前的扩容计划。

  母公司未来有可能注入可再生能源资产。主要风电运营商为国企,其母公司持有大量可再生能源资产,未来或会注入上市主体(图表14及15)。

  如上文所述,风电的利用小时在技术改进以及限电改善的情况下逐步增加。虽然竞价以后度电收益减少,但利用小时数的提升应能抵消电价下跌对项目收益率的不利影响。根据我们的测算,电价每下调2分钱/千瓦时,利用小时需要增加100小时来维持权益IRR稳定。

  光伏们网站最近发布关于可再生能源电力配额的消息 – 今年3月发布征求意见稿后,主管部门进行了新一轮的征求意见。新旧版文件的主要分别在于新版本将加入绿证元素,而旧版本则没有提及绿证。根据该网站的消息,新版文件可能要求超过最低保障小时数的发电量用绿证代替补贴。我们与投资者沟通后认为市场现时关注:1)存量项目是否受到影响,以及以绿证交易的发电量;2)证书的价格(不能超过可再生能源的对应补贴金额)及其如何影响风电项目的投资收益率。

  对于以绿证交易的的发电量,根据我们的渠道调查,存量项目强制要求绿证交易的机会不大。另外,根据我们测算,2017年主要风电运营商只有3-5%风电销售超过最低保障小时数的发电量(图表17) 。因此,即使超额发电量未来或将以价格未明的绿证交易,对公司平均度电收益的实际影响非常有限。

  另外,我们也注意到部份运营商在限电地区仍有项目发电量少于最低保障小时数,尤其是龙源。可再生能源配额制的实施应可提升这些地区的利用小时,并提高运营商在该地区的发电量,而增量项目的绿证交易也能改善公司的现金流情况。

  我们认为绿证的价格取决于配额制所要求的水平以及省内的限电情况。假设2018年非水电配额与旧版文件相同,设有最低保障小时数的省份将有部份电力以绿证交易。假设可再生能源电力配额达到指标水平,我们认为限电率较低的省份绿证价格将更接近补贴金额,而限电率较高的省份绿证价格会较低(图表19),因为我们认为限电率的高低代表绿证供应松紧。基于此,我们估计青海、陕西及山西的绿证价格会较高,甘肃、新疆及吉林的的绿证价格会较低。

  最近市场对可再生能源行业政策不确定性的担忧有所升级,特别受到531光伏政策的影响,另外也有传闻配额制文件有可能要求超过保障性收购的电量通过绿证交易,影响存量项目的回报。然而,从去年的情况看,主要运营商超出保障性收购电力的销售比例非常有限。虽然绿证交易为度电收入带来不确定性,但配额制的执行应能提高运营商的平均利用率,也有利于项目整体盈利能力。整体来看,我们估计今年主要运营商的净利润平均将同比增长超过 30%,ROE平均在10%以上。

  李启浩先生,特许财务分析师,金融风险管理经理(FRM),拥有逾8年行业研究经验,目前主要覆盖新能源、电力与电力设备行业,在香港中文大学金融经济取得学士学位,同时曾在北京大学深造经济学。曾在招商证券(香港)、建银国际、华富嘉洛及软库研究部工作。李先生在2017年获亚洲货币(AsiaMoney)能源行业第一名,获汤森路透(Thomson Reuters)评选为亚洲区公用事业最佳盈利预测分析师,并在2016年大中华地区机构投资者(AII China)新能源和环保行业获得个人第5名和中资团队第2名。

  黄承杰先生目前主要覆盖新能源、电力与电力设备行业,在香港中文大学和英国埃克塞特大学分别获得工学学士和金融学硕士学位。曾在招商证券国际参与新能源环保及内房行业研究,在2017年获亚洲货币(Asiamoney)最佳房地产团队第一名。

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