中国可再生能源行业 | 向平价上网过渡并实现储能设施的商业可行性对行业发展至关重要
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发布时间：2022年10月21日
分析师：吴家荣，马卓睿，卢延宁，Terry Fanous，Ana Rayes，Frank Medrisch，汪洋，Nishad Majmudar，简震华，Abhishek Tyagi，潘凯颐中国陆上风电和光伏发电行业已跨入今后新项目平价上网阶段，这对行业具有正面信用影响，因为这意味着可再生能源项目在商业上越来越可行，与其他燃料来源相比也越来越具有竞争力。储能对行业的持续发展至关重要，但储能技术要在商业上完全可行仍需时日。在实现中国减排目标方面发挥的作用仍是上述行业获政策支持的基础。业内大型企业，通常为国有企业(国企)，将从上述转型中受益，因为此类企业在中国的双碳计划中起着至关重要的作用，但同时又以高杠杆为代价。
2022年开始向平价上网过渡，这将拉动容量增长。新批陆上风电和光伏发电项目不再享受中央政府补贴，因为政府有意推动行业进入平价上网时代。加速向平价上网过渡的驱动因素包括设备成本的下降和技术进步，如采用更大的风叶和单晶光伏板可提高电能转换效率，并增加资产的利用小时数和寿命期总发电量。我们预计在2022至2025年期间，每年中国至少将新增100GW的风电和光伏发电容量，以支持中国的减排目标，包括2030年前实现碳达峰。
扩大储能能力对于平价上网后的行业发展至关重要。储能能力的发展对行业长期发展和中国的能源转型至关重要，因为考虑到可再生能源供应的间歇性，其可以优化可再生能源的利用，同时保持电网系统的稳定运行。我们预计，在政策支持下，中国的储能设施将在未来四年内呈指数级增长，到2025年将超过30GW的总储能目标。未来成本大幅下降将是推动储能投资的关键。
大型国企将在能源转型方面发挥关键作用并从中受益，但同时又以高杠杆为代价。我们预计，未来几十年内国企将成为推动中国能源转型的重要力量。因此，鉴于其对国家能源转型的重要性，我们预计相关国企将得益于必要时政府向其提供的更大力度的特殊支持。发电和电网企业的资本支出将保持在较高水平，以投资于可再生能源发电容量和储能从而支持能源转型。这意味着其债务杠杆率至少在未来3-5年内将持续高企。
中国陆上风电和光伏发电行业已跨入今后新建项目平价上网阶段(见图表1)。根据政府于2021年6月发布的政策文件，新批陆上风电和光伏发电项目将不再享受中央政府补贴，因为政府有意推动行业实现平价上网。从2021年8月起，其上网电价将与当地燃煤发电标杆上网电价持平，或通过市场化交易确定。
当中国的某个新建可再生能源项目的上网电价与所在地的燃煤发电标杆上网电价一样低，而不依赖中央政府补贴时，该项目就实现了平价上网。该定义有别于对不同燃料来源的平准化电力成本(LCOE)进行的比较，后者衡量的是发电资产寿命期总成本除以寿命期总发电量。
设备成本下降和技术进步仍是可再生能源具备成本效益的关键驱动因素
发电资产，例如风电机组和光伏组件的生产成本大幅下降是中国和其他国家实现平价上网的主要条件。例如，商用光伏组件的成本已从2011年的1.7美元/瓦降至2020年的0.2美元/瓦。
加速向平价上网过渡的因素也包括技术进步，如采用更大的风叶和单晶光伏面板，从而提高电能转换效率，进而增加利用小时数和资产寿命期总发电量。这也解释了为什么光伏发电和风电项目比其他可再生能源(如垃圾焚烧发电)更能实现平价上网，因为其更容易通过技术升级实现更高的发电效率和更低的建设成本。
我们预计未来五年可再生能源资产的建设成本将延续下降趋势，虽然因供应瓶颈光伏设备供给可能出现的暂时波动将放缓该趋势。据彭博新能源财经(BNEF)数据，2022年上半年公用事业级光伏发电的全球平准化电力成本攀升至45美元/兆瓦时一线，略高于2021年43美元/兆瓦时左右的水平。BP世界能源展望预测，基于同样的考量，与2019年相比，到2030年风电和光伏发电平准化电力成本将分别下降20%-25%和40%-55%。
此外，光伏发电和风电上网电价高于各自的平准化电力成本(不带储能)(见图表2和3)，这表明市场化交易电价还有进一步下降的空间，储能成本也有作为可再生能源项目总成本的一部分的可能性。
平价上网和双碳目标将支持可再生能源发电容量增长
我们预计为支持中国的碳减排目标，包括到2030年前实现碳达峰，2022-2025年间中国风电和光伏发电容量每年至少新增100GW。平价上网将支持光伏发电和风电容量的积极部署，因为此类项目在商业上变得可行，并且与其他燃料来源相比更具竞争力。3月份召开的两会期间批露的消息和6月份发布的行业发展计划显示，到2030年戈壁滩和其他沙漠地区将新建455GW的风电和光伏发电装机容量，届时中国风电、光伏发电总装机容量将从2021年的635GW至少增加至1,200GW。
为更直观地了解中国每年新增至少100GW的风电和光伏发电容量这一目标，实际上中国的上述可再生能源每年容量新增规模与法国和意大利所有燃料类别的发电总装机容量(分别为133GW和116GW)相当。
假设从2022年到2030年间，中国能够保持每年新增100GW左右的风电和光伏发电容量的节奏，到2030年中国的风电和光伏发电总装机容量将超过1500GW，高于此前宣布的1200GW的目标。此外，2022年前8个月，中国风电和光伏发电行业总投资较2021年增长26%。因此，我们目前假设2022年至2024年每年新增约130GW的风电和光伏发电容量(见图表5)。
这一观点也与国际能源署的观点相呼应。根据中国政府公布的政策设想，该机构测算到2030年中国风电和光伏发电总容量将达到1600GW。
补贴不再是上述行业的增长驱动力。相反，即便没有补贴激励，平价上网可再生能源项目的发展可增强未来十年容量新增的可持续性。
据国际可再生能源机构(IRENA)统计，过去10年(2012-2021年)中国是全球可再生能源容量新增的主要贡献方，占2013-2021年全球新增容量的34%-53%。2021年中国新增风电和光伏发电容量约100GW，占排名前十国家新增总容量的56%(见图表6、7)。
平价上网并不是中国可再生能源行业发展的终章。储能能力的发展对于行业长期发展和2060年之前中国的能源转型至关重要，因为考虑到可再生能源供应的间歇性，其可以优化可再生能源的利用，同时保持电网系统的稳定运行。
储能主要用于发电侧，但也可以应用于从电网到终端用户的整个价值链。因此，有许多公用事业级的技术可用，包括抽水蓄能等传统技术，以及锂离子电池和氢燃料电池等新型技术。抽水蓄能技术最为成熟，也最经济，但由于地理要求和潜在的环境问题，其增长受到限制。虽然新型储能技术在应用方面更加灵活，但其成本仍过高，并且在储能时长方面也有限制。
据中关村储能产业技术联盟(CNESA)统计，2021年中国的在运电力储能容量为46.1GW，占全球总容量的22%。其中84%为抽水蓄能，其余为新型储能，目前以锂电池为主(约占新型储能的80%)。
政策支持将拉动存储能力增长，以配合中国可再生能源产能扩张
我们预计，在政策支持下，中国的新能源储能设施将在未来四年内呈指数级增长。假设2022-2025年中国新增光伏和风电总装机容量400GW-550GW，按其中10%配备储能(以储能容量除以已安装的可再生能源发电资产计算)，到2025年底之前将至少新增40GW的存储容量，高于30GW政府的目标。
2021年7月，中国宣布计划到2025年安装30GW以上的非抽水蓄能储能设施，而2021年底非抽水蓄能储能容量约为4GW。2021年8月，中国发布了2021-2035年抽水蓄能发展计划，目标是到2025年将抽水蓄能容量增加至62GW，到2030年进一步增加至120GW。
预计上述目标将由电网企业和发电企业共同完成。例如，国家电网有限公司(国家电网，A1/稳定)已宣布计划到2030年将抽水蓄能容量扩大至100GW；发电企业将根据监管要求，比如按发电资产容量5%-15%的比例安装储能设施。配建比例因可再生能源类别和资产地理位置而异。
此外，政府还打算在2030年将储能市场商业化，这可能会导致新型储能进入市场，如压缩空气和氢燃料电池。
彭博新能源财经预测到2030年全球储能容量将达到365GW，中国和美国将引领储能容量增长(见图表10)。这与中国政府计划加快储能行业发展的目标一致。
另外，在中国能源转型期(2020-2060年)，随着可再生能源开始逐步主导国家的能源结构，发展储能对于确保能源安全至关重要。
未来成本大幅下降是推动储能投资的关键，与可再生能源的增长故事如出一辙
新型储能设施(主要是锂电池)建设成本的降低在过去两年加速了储能容量的扩张，并可能进一步推动储能容量的增长。
2010年至2018年锂电池成本下降了85%，彭博新能源财经预计到2030年，锂电池成本将较2018年进一步降低65%，尽管由于电动汽车需求量大且原材料成本上涨，2022年年初至今锂电池价格有所上涨。随着未来5-7年锂电池价格继续下降(见图表11)，我们预计，该技术将成为未来储能容量增长的关键驱动力之一，进而支持未来几年的可再生能源扩张。
不过，在中国能源转型期，其他储能新技术可能会趋于成熟并商业化，从而使储能市场技术更加多样化。例如，钠基电池比锂电池便宜，因为前者寿命更长，且全球钠资源丰富。不过，必须要有成熟钠电池技术解决其能量密度低等局限性。
只有相关问题得以解决后，存储容量才会大幅增长
存储技术仍处于发展阶段，需要时间实现商业化和应用，这种情况类似于从补贴时代到平价上网的可再生能源发展历程。
据彭博新能源财经数据，基于2021年平准化电力成本计算，按25%容量比例配备储能中国陆上风电系统比无储能国内陆上风电系统贵45%。
目前，上网电价的透明度或储能投资的补偿机制有限。储能建设成本通常不包含在可再生能源项目向其客户或承购方收取的电价中。因此，民间投资者参与这一市场的积极性较低，而国企则需进行投资并承担此类成本以支持政策目标。
同时，考虑到中国当前的经济形势，将储能成本转嫁给电力用户的可能性不大，因为这可能会抑制商业活动。
其次，尽管储能建设成本在过去十年中大幅降低，并将继续下降(见图表11)，但可再生能源项目强制配备储能的额外成本将不可避免地降低此类项目对投资者的吸引力。
由于各省和各项目的可再生能源强制性储能要求有别，容量新增也存在差异。这可能会导致投资向某些地区倾斜。例如，根据已公布的省级政策文件，陕北地区和大型可再生能源基地将要求建设大型储能设施，储能容量配比可能高达20%-30%，而湖南等一些省份的光伏项目储能配比要求仅为5%。共享储能容量和租赁外部储能容量可能是电力企业满足强制性要求的潜在解决方案。
不过，国企将响应政府投资号召，并且政府可能会对配备储能的可再生能源容量推出优惠政策，由此与无储能设施容量实现区分，并提高配备储能容量的投资回报率。
或者，发电企业也可能会牺牲现有燃煤发电机组的售电量，为未安装储能设施的新建可再生能源发电容量的电力调度让路。但这将减少煤电机组的利用小时数。
我们预计，在未来几十年内国企将在推动中国能源转型方面发挥关键作用。发电企业和电网公司将继续带头扩大可再生能源发电容量、输配电网络和储能设施，这与国家政策高度一致。因此，鉴于其对国家能源转型的重要性，我们预计相关国企将从更强有力的政府支持中受益。
发电企业还将受益于可再生能源的多样化，因为这将削减其煤炭敞口，并提高其整体利润率(见图表12)。削减煤炭敞口将有助于其实现减排目标，从而降低碳转型风险，这对发电企业而言具有正面信用影响。因其融资成本较低，且新能源建设信贷条款更有利，大型国企在该领域更有优势。
此外，通过使用中央政府预算解决应付可再生能源企业补贴的拖欠问题，可能首先会惠及大型国企，使其更具财务灵活性来来减轻其债务负担或对可再生能源进行再投资。平价上网之前的可再生能源资产仍可获得中央政府补贴。2022年中央财政预算显示，自2022年3月起对可再生能源补贴进行全国性审计后，2022年含可再生能源附加费收入的其他政府性基金支出从2021年的人民币928亿元增加至人民币4,528亿元。
我们测算，对可再生能源有一定投资的12家燃煤发电企业在2022-2024年间的平均资本支出将较2018-2020年间增加75%-80%。发电企业和电网公司的资本支出将保持较高水平，以便投资于可再生能源容量和储能，从而支持能源转型。这意味着至少在未来3-5年内，其债务杠杆率仍将高企。如果没有强有力的电价机制来补偿储能建设相关成本，则发电企业和电网公司的资产回报率可能会降低。
不过，我们预计未来12-24个月多数受评发电企业有能力应对杠杆率的上升。从长期来看，其将受益于业务的多元化，并将得益于必要时政府向其提供的更大力度的特殊支持。
此报告是于2022年10月18日发表的穆迪报告Renewable Energy – China:Transition to grid parity and viable energy storage facilities key for sector development的中文翻译本。(中文为翻译稿，如有出入，以英文为准)
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