电力集团专家交流-20240312

会议要点 计划、预期与不确定性 电力集团专家指出，2023年全年新能源并网目标为确保2000万千瓦，争取达到 2300万千瓦。其中，风电预计达到700万千瓦，光伏预计达到1300万千瓦。若 争取额度满足，超预期目标将不超过300万千瓦。会议要点 计划、预期与不确定性 电力集团专家指出，2023年全年新能源并网目标为确保2000万千瓦，争取达到 2300万千瓦。其中，风电预计达到700万千瓦，光伏预计达到1300万千瓦。若 争取额度满足，超预期目标将不超过300万千瓦。 专家对2024年’五大’（假设文中提到的五大电力单位）的预期规划进行了讨论。 风电预期规划为5000万千瓦，而光伏预期在1000万千瓦（不包括国家能源集团的数据）。比2023年的规划上升近20%。 虽然禁电问题影响了新能源项目的建设和规划，但专家认为，不能以统一视角看待所有项目禁电率。他强调，各省县的禁电率都因地、项目条件导致禁电率波动，一些地区甚至可达到30%。因此，未来项目的选择和规划需要根据当地的实际情况进行。 限电率影响与租赁模式转变 从项目端看，代表表示，如果国家不再制定严格的限电率，变成更低限电率或者没有限电率，那么地方政府可以更自由地开展项目审批或备案。这可能会降低项目开发的突然叫停情况，地方政府备案的光伏容量可能会有比较大幅度的提高。 对于开发企业来说，限电率对于项目收益率是一个非常敏感的因素。特别是对于项目收益接近临界点的项目，可能非常敏感于限电率的变化。在当前阶段，代表认为整体平均水平对于限电率略有一些容忍空间，即使限电率有所提升，很多项目仍有可能执行。 总的看，新能源和储能的联合使用并非由开发商或运营商决定，而是由电网公司决定。近期，租赁储能的模式正在快速提高，占比已经接近一半，但该趋势是否会持续取决于租赁储能的成本。如果租赁储能成本过高，可能会选择自建储能。另一方面，储能电站可以独立参与现货交易。 光伏项目成本收益及政策影响探讨 投资成本分析：现阶段公司的光伏电站投资成本基本上在3.4元左右，其中包含1元的组件成本和其他非组件成本如土建、安装等。对于不需要配备储能的投资，成本在3.34元左右。对于水面光伏，成本能够达到3.7元左右。对于分布式项目， 成本在3.2元左右，其中已包含了部分项目开发成本，但不含涨价的路桥费。 路桥费调整：调整后的路桥费基本在每瓦0.2-0.3元，相较于以前的每瓦0.1-0.2元有所增加。即便有所涨价，但还是较之前便宜。项目收益率变动：当前，项目收益率相较去年有所提高，光伏项目的收益率可达 7.5%-8%。对于分布式项目，尤其是工商业项目，收益率较好。该收益率计算为全投资税前收益率，不包含融资成本。公司对于项目收益率的一般要求是在6.5%-4.5%。 电网调度权与新能源困境 储能的使用及控制权问题：当前新建风电厂或光伏电站的自建储能不能参与到现货价市场报价，调度全权在电网手里。换言之，哪怕公司愿意额外配一些储能，也无法在特定时间卖出录取的多余电力。如果调用权和使用权由电网转移到企业，公司将有动力增加一部分储能，可能参与一些现货交易。如果调用权和使用权不在公司手中，储能只会成为一项成本，而不会有任何收益。 储能技术和使用率问题：现场专家提到，储能电池利用率目前一般较低，主要是因为电网考虑到安全性问题，由于无法评估电站储能的质量，所以更倾向于不调用。事实上，储能技术本身在技术上是没有问题的。无论是自建储能，还是之后可能的共享储能，都会对企业有所帮助，但是具体效益需要在政策、市场需求、项目容量等各方面进行综合分析。 储能电单和电网合作问题：如果电网调度公司的储能设备，会给企业付费。也就是说，如果企业为电网提供了调节能力，电网会支付对应的费用。但对电网来说，在考虑到调度细则及储能设备的质量等风险的前提下，它可能会更倾向于少使用或不使用这些自建储能设备。 电力市场转型与新能源发展展望 电力行业的补充服务收入，即调用其他公司电源需要支付费用，可以理解为真金白银的补贴，尤其是灵活性较高的火电。公司能为电力公司提供储能服务，定价可能高于火电厂。 限电率及弃风弃光率对项目的影响取决于项目性质，也与新老项目、业主和电网调度的关系相关。譬如扶贴项目和优质项目有较高的保障，风电厂的电网位置也会影响其限电率。 尽管南方地区的弃光率较低，但在审批项目时可能会利用该指标进行管控，北方地区情况类似。弃光率这一指标并非最重要，行业的健康发展会导致投资者、开发商和运营商变得更加理性，限电率可能只是阶段性的制约因素。 地区性决策差异下的能源结构转型 地方政府在推动新能源进程中的主要冲动，大多来自业绩压力，并非完全基于选择新能源的主观意愿，有时也顾及到核电等其它能源选择。同时，不同省份的经济发达程度，影响到其选择新能源项目的类型和形式。 分布式光伏存在两大问题：一是，因过多的网格电力供给可能带来扰动，进而影响网络稳定性；二是，光伏接入网格，有必要进行电网设备改造，但在很多情况下，电网在分布式光伏接入时的投入和改造成本是滞后的，因此电网有限制其接入的原因。 在讨论光伏收益时，储能被计入其中，新增装机容量预计价格在3.7元/瓦。另一方面，新能源招标并不一定导致实际装机，集中招标可能包含框架协议和预招标，实际装机结果可能因许多因素波动。但非框架协议中标部分则有较高的执行可能性。 市场化趋势与挑战探讨 针对气风气光问题，在电网公司考核中，并无明确的惩罚性措施而更多的形式是压力传导。公开预警制度规定超过5%的区域无法新增新能源，但仍有违规批准的情况存在。并且如地方政府为推动能源结构转型而对新能源有更大的依赖，可能会传导压力埋下冲突矛盾。 关于光伏装机，尚无区分集中式和分布式的完全统计，但分布式在近年逐步提高占比，预计2024年分布式占比进一步上升。 对于开发建设过程中土地使用证的问题，仍存在与以前同样的问题，即土地使用证办理延迟，多数项目投产一段时间才能获得土地使用证。农缺证或其他证照尚无明显政策放宽。风电项目土地愿以前期、建设期容缺，投产后必须取得权证。 跨年光伏行业投资趋势解析 根据观察，国内整个光伏装机可能超预期，预测今年的装机量可能将达到250G-260G，甚至更高，原因之一在于地面电站的项目储备量仍然非常多；另一原因是分布式工商业的收益率依然非常高。 海外需求预测是30%以上的增长，尽管还需要观察更多数据以确认具体趋势，但欧洲库存已经基本下降并且整体趋势是涨价。全球需求增速可能会达到25%- 30%，超过原先预期的15%-20%。 供给端存在差异性，玻璃环节供应缩减较为明显，二三线项目可能面临延期。头部的供应应该还是比较正常。总体来说，强者愈强，尾部的需求稍微可能机会也不大。在需求超预期的情况下，硅料端可能因为库存高会难一点。 Q&AQ：能否谈谈今年新能源的装机规划和去年的实际装机情况？ A：去年，我们设定的目标是争取确保1700万的新能源并网，并设立目标为2000 万。实际上我们共完成了约2100多万的新能源并网，超过了预期。今年，我们的 目标是全年确保2000万增量，并力争达到2300万。从近几年来看，我们一直在稳步提高新能源装机的过程中，今年没有出现特别大的预期外 变化。从在建项目以及去年拿的核准备案的容量来看，今年确保2000万的可能性较大，争取2300万也有希望。 Q：今年风光装机的比重大概是怎么样的？ A：今年风光的目标中，风电基本占700万，太阳能约1300万。去年我们的装机 能够超越预期，主要也是太阳能装机超预期，实际完成了近550万风电及1600万太阳能装机。Q：今年如果按较高的预期来看，风电和光伏的装机量分别是多少？A：今年如果按上限来看，风电为700万，太阳能装机量在1300-1600万之间。 如果我们再超预期的话，我觉得可能是超过200万千瓦。在目前的基础上，我们 有望装机达到2500万。Q：能否谈谈分布式和集中式装机的比例？A：分布式装机基本占到7成，集中式装机基本是3成。Q：582规划是怎样的？ A：今年国家五大风电的装机预期规划达到了5000万千瓦，光伏投产的计划基本 上也接近1000万千瓦。总的来看，今年光伏的装机预期要比去年多，但增幅不大，风电装机预期明显多于去年。 Q：现在新能源项目的限电情况如何？如果限电约束取消后，对我们规划或项目建设有什么影响？ A：限电问题我们始终都在关注，但这个问题不能一概而论。有的地方限电率高，有的地方低，因此，我们不能对所有地方的限电率作统一的评价。目前来看，我国新能源预警以及新能源消纳情况的数据还都是以全省平均来计算的，因为它是个平均数，所以有的地方可能比这个数高，有的地方可能比这个数低。如果限电约束取消的话，那可能还需要看具体项目的情况。 Q：你如何看待未来电力行业，特别是储能配套框架的变化，以及这可能对项目收益的影响？ A：首先，如果我国电量限电的标准由现有的95%调整到90%甚至80%，或者甚至更进一步实行全面市场化，取消限电的规定，那么项目审批或备案将会放开。地方政府可以更加自由地审批项目，同时可备案的光伏装机容量可能会大幅增加，有助于电力行业的发展。这将降低诸如项目阶段性叫停的风险，比如近年来在广东、山东出现的光伏项目开发暂停的情况。然后，我们要注意的是，限电率对项目的收益是非常敏感的。对于项目收益较好、潜力空间较大的项目，这个变动可能不会引起太大波动。而对于本已收益较薄弱的项目，限电率的改变可能会带来较大的影响。然而，总体来看，对于限电率的变化，我们还略有一些容忍的空间。 Q：储能在电力行业中的应用主要表现在哪些方面？有哪些趋势和挑战？ A：储能主要应用在两个方面。一方面是综合性的能源项目，例如结合了火电、水电、抽蓄电平、新能源、储能等电源的综合性能源项目，这样的项目能够提供稳定统一的电力输出。另一方面是新能源电站加储能，这部分主要是随着新型储能的发展，包括共享储能越来越被接受而呈现出的趋势。目前新能源电站加储能的项目中，自建储能的利用率似乎较低，而租赁储能或共享储能的方式受到更多接纳。因为电网会给共享储能一定的调度调用次数、调用时长，以及合理的商业模式。从而使其在限电率的变化下仍可实现合理的商业模式。然而，在这种商业模式下，共享储能和新能源电站必须为同一业主才能最大化收益。租赁储能的发展趋势快速上升，从22年的大约10%已经上升到23年的接近一半。然而，我们要关注这其中的挑战。如果租赁储能的成本过高，导致收益率下降，那么自建储能或许更具优势。因此，我们需要密切关注租赁价格的变化，才能准确预判这个比例是否能继续维持高速发展。 Q：你如何看待新能源和储能结合起来的可能性？ A：将新能源和储能结合一起，不完全由我们说了算。在这个结合的商业模式中，如果共享储能和新能源电站不是同一业主，那么商业模式所得的利润也不可能由开发商来全部得到。目前的情况是，如果电价相对较低，共享储能电站可以购入电能并在电价高的时候卖出，这个电价差是储能电站的收益。而对于发电端来说，其收益主要还是发电收入。所以，共享储能模式的收益更高，但价值的实现需要多个参与者的合作。所以，在处理新能源和储能的结合问题时，我们需要酌情判断，对于不同的项目，可能需要采用不同的策略。 Q：武大电力集团在储能方面的发展情况和未来的规划？A：武大电力集团已经开始进行储能的建设，并且致力于做储能的配套工作，对未来的储能发展模式有必要及时进行策略调整。Q：目前，光伏电站的投资成本和收益情况如何？ A：截至去年全年，光伏电站的投资成本基本维持在3.4元左右。在组件价格为1元的情况下，剩余的投资成本主要包含非组件成本，如土建、安装等，还包括储能成本。至于各类光伏电站的成本，分布式的投资成本平均水平是3元左右，而最 为昂贵的水面光伏电站投资成本可以综合到3.7元左右。而对于项目开发成本，例如路桥费等，已经在计算成本时纳入其中。 光伏项目收益率方面，现在整体上项目收益率相较去年有所提高，我们现在光