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新能源 风电运营黄金年代( 二 )

交易 新能源 电价 光伏产业


即由于我国电力市场的特殊竞争格局 ， 风机厂商每年巨额的研发投入 ， 绝大多数直接转化为运营商的度电利润增长 。
据中泰证券研究所《风电行业专题--经济性驱动高景气 ， 零部件再迎高增长》一文测算：
若发电厂年利用小时数在2800小时 ， 风机招标价格为3000元/KW ， 风电场IRR（内部收益率）为11.95% 。
当风机价格下降到2000元/KW时 ， 标杆电价下 ， 即使仅有2000小时的年发电时间 ， 风电站运营IRR也高达18.30% ， 在2800小时的情况下达到30.86% ， 在3400小时的最有利条件下 ， 飙升至43.88% 。
风机大型化 ， 每KW建设成本快速下降 ， 风电电站建设进入暴利时代 。
长江证券研究所对陆上风电平价上网的测算结果更为保守 ， 但同样展示了风电运营商是如何吃到风机大型化红利的 。
测算表明当风机招标价格由3500元/KW降至2500元/KW（下降1000元/KW） ， I-Ⅳ类资源风电项目的收益率由6.17%、6.21%、5.24%、4.69%分别提升2.5%、3.4%、2.7%、2.8% 。
从初始投资成本的角度 ， 风机大型化为风电产业续命 ， 风电运营商吃到主机厂技术进步的果实 。
而决定风电项目收益率的因素——利用小时数 ， 也受益于塔筒高度的提高和叶轮直径的扩大 ， 有明显提升 。
这一点在存量风电电站的改造中体现的尤为明显 。
2020 年 ， 在辽宁省表态支持现役风电机组更新项目建设后 ， 省内首个风电技改项目“瓦房店东岗风力发电场三期工程”正式实施 。
原项目于1988年投产 ， 其原先安装的10台0.55MW的风电机组在2020年年发电利用小时数已不足500小时 。
经过装机替换 ， 将原先机组拆除后新建3台1.5MW的风电机组 ， 年发电上网小时数达到2527小时 ， 项目利用小时数及发电量实现质的飞跃 ， 从而在同样自然条件下提升风电项目回报率及盈利能力 。
除此之外 ， 改造后在风电场面积不变的情况下装机容量有望大幅提升 。
根据发改委能源研究所测算 ， 预计“十四五”期间全国改造置换机组需求将超过2000万千瓦 ， 需改造机组中1.5MW以下机组和1.5MW机组约各占一半；“十五五”期间风电机组退役改造置换规模约4000万千瓦 ， 以1.5MW机组为主 。
粗略计算 ， 假设“十四五”期间需改造机组平均为1MW ， 以3MW的装机容量进行替换 ， 在风电场面积不变的情况下通过风电技改装机容量理论上有望在原有基础上增长40万千瓦 。
假设“十五五”期间需改造机组平均为1.5MW ， 以4MW的装机容量进行替换 ， 装机容量有望增长1亿千瓦 。
风电运营商通过存量机组改造置换 ， 再次享受风机大型化的红利 。
21年9月10日 ， 第四届风能开发企业领导人座谈会 ， 国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏表示 ， 在风能资源优质地区有序实施老旧风电场升级改造 ， 提升风能资源的利用效率 ， 推动风电提质增效 ， 实现高质量发展 。
继宁夏先行试点后 ， 风电“上大压小”有望在全国范围内启动 。
电价看涨期权 影响风电运营商盈利能力的最后一点是电价 。
平价上网时代 ， 风电直接和煤电竞争 。
而煤电电价 ， 有着越来越强的调涨预期 。
由于供给侧改革和“双碳”目标的提出 ， 以及疫情后全球流动性的超级宽松 ， 16年、20年和21年 ， 我们看到动力煤价格疯狂上涨 ， 从不到300元/吨一路飙升至千元以上 。
图：动力煤主力期货日线图
好的火电公司度电煤耗都是300g 。 煤价变动100元/吨 ， 电价应相应变动0.03元/KWh 。
即使是考虑20年初以来500元/吨的动力煤价格增量 ， 煤电价格也应调涨0.15元/KWh 。
但这一价格关系事实上无法传导 ， 我国煤电企业大面积亏损 。
目前 ， 我国发电量分为优先电量、基数电量和市场化电量 ， 优先锁定部分电量以保障电力系统基础运行 ， 再开展余量电量市场化交易 。
优先电量和基础电量由政府定价 ， 每年11月底前确定并下达电量需求 。
市场交易主要包括电力中长期交易和电力现货交易 。
但在支持实体经济发展的指导思想上 ， 一直以来 ， 这个市场交易电价却只准以基准电价为基础下浮 ， 可以比拼跌的多少 ， 不能拼涨 。
近年来火电市场化部分电价普遍基准下浮约7-8% ， 且市场化电量占比逐步提升到70-80%的高位 ， 其中55-60%为长协电量 。
我国煤电企业面临的是“计划电”和“市场煤”的激烈冲突 。
价格无法传导之下 ， 煤电没有半点公用事业的稳 ， 却有着逆煤炭周期的属性 。

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