2024，風(fēng)電走俏

今年以來(lái)，新能源行業(yè)發(fā)生了諸多變化，部分央企對于光伏電站項目開(kāi)發(fā)投資逐步趨緊，新能源資產(chǎn)價(jià)值分化正成為行業(yè)的熱點(diǎn)話(huà)題……

從實(shí)現雙碳目標、提高項目收益等角度來(lái)看，大部分企業(yè)還保有繼續開(kāi)發(fā)新能源的壓力、動(dòng)力。只是具體分析開(kāi)發(fā)熱情、投資傾向，隨著(zhù)風(fēng)電、光伏價(jià)值的分化，開(kāi)發(fā)商態(tài)度明顯發(fā)生變化。

新能源價(jià)值分化最直觀(guān)的表現就是企業(yè)參與指標競配時(shí)的傾向性。根據公開(kāi)信息不完全統計，近年來(lái)甘肅、河北等省份的風(fēng)、光指標更傾向于風(fēng)電，而投資企業(yè)申報風(fēng)電規模的比例也遠超光伏。在今年甘肅第三批新能源已知的項目清單中，風(fēng)電規模占比達到了90%，而在往年第一、二批項目清單中光伏則均占到50%以上。

種種跡象表明，風(fēng)電似乎更香了。然而，風(fēng)電形勢真的就是一片大好嗎?

投資天秤再傾風(fēng)電

風(fēng)電的走俏最直接來(lái)源于技術(shù)進(jìn)步帶來(lái)的度電成本的快速降低。根據《風(fēng)能》文章，2024年年初，在“三北”集中式風(fēng)電項目中，EPC價(jià)格已不到4000元/千瓦，甚至在一些大基地項目中，可做到3000元/千瓦;個(gè)別項目的投資成本，已低于2800元/千瓦。這意味著(zhù)上述項目的度電成本基本已低于0.1元/千瓦時(shí)，最低已達到0.09元/千瓦時(shí)，均大幅低于火電度電成本。

越來(lái)越低的度電成本，意味著(zhù)在理論測算上，開(kāi)發(fā)風(fēng)電項目的投資收益率更高。業(yè)內某開(kāi)發(fā)商領(lǐng)導曾以集團旗下北方一風(fēng)光同場(chǎng)項目舉例，該項目風(fēng)電EPC價(jià)格不到5000元/千瓦，年等效利用小時(shí)數3100h，電價(jià)大概是0.31元/千瓦時(shí);光伏EPC價(jià)格不到4000元/千瓦，年等效利用小時(shí)數1524h，電價(jià)在0.31元/千瓦時(shí)基礎上打8折，執行谷電價(jià)格。按此測算，同一場(chǎng)區，風(fēng)電、光伏不同資產(chǎn)，內部收益率相差5倍左右。

“同樣是跑一圈手續，開(kāi)發(fā)新能源項目時(shí)，風(fēng)電收益明顯高于光伏，肯定優(yōu)先獲取風(fēng)電資源。”市場(chǎng)開(kāi)發(fā)人士告訴風(fēng)芒能源。

最重要的是，這兩年電力市場(chǎng)的加速推進(jìn)，更加劇了風(fēng)電、光伏的價(jià)值分化。截至今年8月底，國內新能源裝機已達12.26億千瓦，占全部電源裝機的39.21%。其中，風(fēng)電占比15%，光伏占比24%。裝機快速起量，對新能源占比較高的省份電力市場(chǎng)來(lái)說(shuō)，其出力影響不容小視。

特別是光伏，因為主要受光照影響，特性為同時(shí)發(fā)電、集中出力，這在直觀(guān)反應供需情況、體現發(fā)電時(shí)間和空間價(jià)值的電力市場(chǎng)并不“討好”。而且其發(fā)電高峰，與午間電價(jià)低谷重合度較高，供求關(guān)系嚴重失衡時(shí)甚至存在出現負電價(jià)可能性。風(fēng)電則主要靠風(fēng)力來(lái)驅動(dòng)，來(lái)風(fēng)可能“東邊不刮西邊刮，白天不刮晚上刮”，同時(shí)率只有20%背景下，具備獲得高電價(jià)時(shí)段的可能性。

“部分地區光伏電站算不過(guò)來(lái)賬了。”業(yè)內人士表示，隨著(zhù)各省電力市場(chǎng)相關(guān)政策的不斷出臺更新，光伏電站的收益風(fēng)險越來(lái)越大。該趨勢下，西北五省新能源投資幾乎全部轉向風(fēng)電。

以甘肅為例，截至目前，該省份新能源發(fā)電裝機容量達5798萬(wàn)千瓦，占電源總裝機容量的62%，位居全國第二。對比兩家光伏上市公司披露的電站經(jīng)營(yíng)數據，一家公司在該區域的集中式光伏電站上網(wǎng)電價(jià)從2023年的0.03元/千瓦時(shí)左右降至2024一季度的0.18元/千瓦時(shí);另一家在該區域集中式光伏電站上網(wǎng)電價(jià)則從0.49元/千瓦時(shí)逐漸降至0.27元/千瓦時(shí)，電價(jià)跌幅均達40%以上。光伏項目收益大打折扣，今年開(kāi)發(fā)商在該省份申報“十四五”第三批風(fēng)、光競配時(shí)，幾乎全部都選擇投資風(fēng)電項目。

風(fēng)電項目更搶手了的另一個(gè)重要體現就是，“資源費可達0.1元/瓦左右。”業(yè)內人士補充。

風(fēng)電價(jià)值也在分化

雖然風(fēng)電在EPC價(jià)格、發(fā)電量、同時(shí)率上，占據一定優(yōu)勢。但是從棄風(fēng)限電、電力交易等角度來(lái)看，部分地區的風(fēng)電開(kāi)發(fā)仍然面臨很大挑戰。

今年6月，節能風(fēng)電就曾在投資者關(guān)系活動(dòng)上表示，“棄風(fēng)限電”是影響公司經(jīng)營(yíng)業(yè)績(jì)最主要的因素。節能風(fēng)電的主營(yíng)業(yè)務(wù)為風(fēng)力發(fā)電的項目開(kāi)發(fā)、建設及運營(yíng)。截至2023年12月31日，其實(shí)現風(fēng)電累計裝機容量5.66GW。

節能風(fēng)電稱(chēng)，該現象近年多集中發(fā)生在公司河北、新疆、甘肅、青海和內蒙古等區域的風(fēng)電場(chǎng)。2021年至2023年，節能風(fēng)電因“棄風(fēng)限電”所損失的潛在發(fā)電量分別為11.23億千瓦時(shí)、10.75億千瓦時(shí)、12.09億千瓦時(shí)，分別占當期全部可發(fā)電量(即境內實(shí)際發(fā)電量與“棄 風(fēng)限電”損失電量之和)的 11.05%、8.26%、9.00%。

事實(shí)上，今年來(lái)，多家電力投資商表示，西北省份的新能源電站限電情況不容樂(lè )觀(guān)。各地均出現了10-30%限電，部分接入點(diǎn)位不佳的場(chǎng)站限電甚至高達90%。部分風(fēng)電市場(chǎng)開(kāi)發(fā)人員告訴風(fēng)芒能源，“有些省份限電、接入問(wèn)題嚴峻。規劃的外送通道遙遙無(wú)期。如果電價(jià)再進(jìn)一步下降，可能會(huì )考慮撤出部分區域開(kāi)發(fā)。”

某央企也在需長(cháng)期整改事項進(jìn)展情況——投資風(fēng)險管控方面多次提及風(fēng)電消納風(fēng)險。其表示，針對個(gè)別風(fēng)電基地后續項目落地問(wèn)題，積極爭取政府支持，明確推進(jìn)路徑，確保消納問(wèn)題解決前不發(fā)生實(shí)質(zhì)性投資。

除了消納問(wèn)題外，在快速推進(jìn)參與電力市場(chǎng)的過(guò)程中，對風(fēng)電資產(chǎn)實(shí)際運營(yíng)而言，較為棘手的是功率預測的準確率。“兩個(gè)細則--并網(wǎng)運行管理”明確，功率預測分中期預測、日前預測、超短期預測三類(lèi)。某公司電力營(yíng)銷(xiāo)負責人告訴風(fēng)芒能源，“超短期預測(4h之內)準確度高一些，全年平均可達80%以上。再往前功率預測的準確率就大幅下降。”

對項目實(shí)際收益來(lái)說(shuō)，交易團隊對數據的預測和處理至關(guān)重要。該負責人表示，“同一省份和地區的風(fēng)電場(chǎng)站，交易策略好和不好的收益差距有50%以上。”

該負責人以一則風(fēng)電參與電力市場(chǎng)中長(cháng)期交易案例進(jìn)一步舉例稱(chēng)，華北地區某省份的風(fēng)電項目參與年度中長(cháng)期——綠電交易原本同比平價(jià)高0.03元/千瓦時(shí)左右。然而因為來(lái)風(fēng)的不可預測，今年有電站出現，年度交易申報發(fā)電量過(guò)高，在交易已經(jīng)完成的情況下，月度無(wú)風(fēng)發(fā)不出電，該電站被考核賠付過(guò)百萬(wàn)元，度電價(jià)格降至0.1元/千瓦時(shí)以?xún)?，遠低于該地區平價(jià)風(fēng)電電價(jià)。

這也意味著(zhù)，對風(fēng)電資產(chǎn)而言，也是逐漸走向分化。在項目精細化選址、設計、運營(yíng)需求倒逼下，不限電、限電較少區域，電價(jià)、收益測算較高的地區將成為各家開(kāi)發(fā)企業(yè)重點(diǎn)爭奪的“香餑餑”。深挖度電價(jià)值，提高營(yíng)銷(xiāo)能力也將成為電站運營(yíng)重頭戲。