2024风电走俏

今年以来，新能源行业发生了诸多变化，部分央企对于光伏电站项目开发投资逐步趋紧，新能源资产价值分化正成为行业的热点话题…… 从实现双碳目标、提高项目收益等角度来看，大部分企业还保有继续开发新能源的压力、动力。只是具体分析开发热情、投资倾向，随着风电、光伏价值的分化，开发商态度明显发生变化。 新能源价值分化最直观的表现就是企业参与指标竞配时的倾向性。根据公开信息不完全统计，近年来甘肃、河北等省份的风、光指标更倾向于风电，而投资企业申报风电规模的比例也远超光伏。在今年甘肃第三批新能源已知的项目清单中，风电规模占比达到了90%，而在往年第一、二批项目清单中光伏则均占到50%以上。 种种迹象表明，风电似乎更香了。然而，风电形势真的就是一片大好吗? 投资天秤再倾风电 风电的走俏最直接来源于技术进步带来的度电成本的快速降低。根据《风能》文章，2024年年初，在“三北”集中式风电项目中，EPC价格已不到4000元/千瓦，甚至在一些大基地项目中，可做到3000元/千瓦;个别项目的投资成本，已低于2800元/千瓦。这意味着上述项目的度电成本基本已低于0.1元/千瓦时，最低已达到0.09元/千瓦时，均大幅低于火电度电成本。 越来越低的度电成本，意味着在理论测算上，开发风电项目的投资收益率更高。业内某开发商领导曾以集团旗下北方一风光同场项目举例，该项目风电EPC价格不到5000元/千瓦，年等效利用小时数3100h，电价大概是0.31元/千瓦时;光伏EPC价格不到4000元/千瓦，年等效利用小时数1524h，电价在0.31元/千瓦时基础上打8折，执行谷电价格。按此测算，同一场区，风电、光伏不同资产，内部收益率相差5倍左右。 “同样是跑一圈手续，开发新能源项目时，风电收益明显高于光伏，肯定优先获取风电资源。”市场开发人士告诉风芒能源。 最重要的是，这两年电力市场的加速推进，更加剧了风电、光伏的价值分化。截至今年8月底，国内新能源装机已达12.26亿千瓦，占全部电源装机的39.21%。其中，风电占比15%，光伏占比24%。装机快速起量，对新能源占比较高的省份电力市场来说，其出力影响不容小视。 特别是光伏，因为主要受光照影响，特性为同时发电、集中出力，这在直观反应供需情况、体现发电时间和空间价值的电力市场并不“讨好”。而且其发电高峰，与午间电价低谷重合度较高，供求关系严重失衡时甚至存在出现负电价可能性。风电则主要靠风力来驱动，来风可能“东边不刮西边刮，白天不刮晚上刮”，同时率只有20%背景下，具备获得高电价时段的可能性。 “部分地区光伏电站算不过来账了。”业内人士表示，随着各省电力市场相关政策的不断出台更新，光伏电站的收益风险越来越大。该趋势下，西北五省新能源投资几乎全部转向风电。 以甘肃为例，截至目前，该省份新能源发电装机容量达5798万千瓦，占电源总装机容量的62%，位居全国第二。对比两家光伏上市公司披露的电站经营数据，一家公司在该区域的集中式光伏电站上网电价从2023年的0.03元/千瓦时左右降至2024一季度的0.18元/千瓦时;另一家在该区域集中式光伏电站上网电价则从0.49元/千瓦时逐渐降至0.27元/千瓦时，电价跌幅均达40%以上。光伏项目收益大打折扣，今年开发商在该省份申报“十四五”第三批风、光竞配时，几乎全部都选择投资风电项目。 风电项目更抢手了的另一个重要体现就是，“资源费可达0.1元/瓦左右。”业内人士补充。 风电价值也在分化 虽然风电在EPC价格、发电量、同时率上，占据一定优势。但是从弃风限电、电力交易等角度来看，部分地区的风电开发仍然面临很大挑战。 今年6月，节能风电就曾在投资者关系活动上表示，“弃风限电”是影响公司经营业绩最主要的因素。节能风电的主营业务为风力发电的项目开发、建设及运营。截至2023年12月31日，其实现风电累计装机容量5.66GW。 节能风电称，该现象近年多集中发生在公司河北、新疆、甘肃、青海和内蒙古等区域的风电场。2021年至2023年，节能风电因“弃风限电”所损失的潜在发电量分别为11.23亿千瓦时、10.75亿千瓦时、12.09亿千瓦时，分别占当期全部可发电量(即境内实际发电量与“弃 风限电”损失电量之和)的 11.05%、8.26%、9.00%。 事实上，今年来，多家电力投资商表示，西北省份的新能源电站限电情况不容乐观。各地均出现了10-30%限电，部分接入点位不佳的场站限电甚至高达90%。部分风电市场开发人员告诉风芒能源，“有些省份限电、接入问题严峻。规划的外送通道遥遥无期。如果电价再进一步下降，可能会考虑撤出部分区域开发。” 某央企也在需长期整改事项进展情况——投资风险管控方面多次提及风电消纳风险。其表示，针对个别风电基地后续项目落地问题，积极争取政府支持，明确推进路径，确保消纳问题解决前不发生实质性投资。 除了消纳问题外，在快速推进参与电力市场的过程中，对风电资产实际运营而言，较为棘手的是功率预测的准确率。“两个细则--并网运行管理”明确，功率预测分中期预测、日前预测、超短期预测三类。某公司电力营销负责人告诉风芒能源，“超短期预测(4h之内)准确度高一些，全年平均可达80%以上。再往前功率预测的准确率就大幅下降。” 对项目实际收益来说，交易团队对数据的预测和处理至关重要。该负责人表示，“同一省份和地区的风电场站，交易策略好和不好的收益差距有50%以上。” 该负责人以一则风电参与电力市场中长期交易案例进一步举例称，华北地区某省份的风电项目参与年度中长期——绿电交易原本同比平价高0.03元/千瓦时左右。然而因为来风的不可预测，今年有电站出现，年度交易申报发电量过高，在交易已经完成的情况下，月度无风发不出电，该电站被考核赔付过百万元，度电价格降至0.1元/千瓦时以内，远低于该地区平价风电电价。 这也意味着，对风电资产而言，也是逐渐走向分化。在项目精细化选址、设计、运营需求倒逼下，不限电、限电较少区域，电价、收益测算较高的地区将成为各家开发企业重点争夺的“香饽饽”。深挖度电价值，提高营销能力也将成为电站运营重头戏。