作者｜Eastland

頭圖｜視覺中國

【資料圖】

可再生能源取之不盡、用之不竭，而且永遠不會被封鎖、禁運，對人類可持續發展和本國能源安全意義非凡。

可再生能源主要包括太陽能、水能、風能“三駕馬車”，其它如生物質能、地熱、潮汐規模相對較小，暫時看不到快速發展的跡象。

與風電、光伏、水電相關的上市公司有很多，選擇具體標的之前應先搞清哪條賽道更有“錢途”。

水電曾經獨大

1）裝機容量占比“高開低走”

中國是水電大國，2004年水電裝機容量突破100GW。2012年三峽水電站全面投產，水電裝機容量達240GW，2015年增至320GW、占可再生能源總裝機容量的80%。

2015年~2021年，水電裝機容量累計增長22.2%，年均復合增長率僅3.4%。

截至2021年末，水電裝機容量391GW，占可再生能源總裝機容量的37%。2022年9月末，進一步降至35%。

中國目前擁有4萬座水電站，大、中、小型水電項目已“應建盡建”。水電在可再生能源領域仍將發揮重要作用，但增長空間不大。

2）水電“課代表”——長江電力

隨著母公司三峽集團將建成的電站陸續注入，長江電力裝機容量每次躍上“新平臺”后，發電量、營收隨不可抗力（主要是上游來水量）波動。

2010年三峽電站全部機組投入運營，長江電力總裝機容量突破20GW，年發電量首次超過1000億，營收同比增加98.6%。

2016年收購溪洛渡、向家壩兩電站后，總裝機容量“橫盤”于45.5GW，年發電量在2000億~2300億度之間波動。

完成對烏東德（總裝機容量10.2GW）、白鶴灘（裝機容量16GW）的并購后，長江電力國內總裝機容量達71.7億度，年發電量將超過3000億千瓦時。

但是，天下沒有免費的午餐。日進斗金的電站要斥巨資購買，長江電力所獲利潤中相當一部分用于償還借貸本息，剩下的才能用于分紅。

白鶴灘、烏東德是三峽集團最后兩座大型水電站，長江電力通過并購母公司資產“上臺階”的模式走到了盡頭。

可再生能源當中，水電仍首屈一指，但成長空間有限。長江電力這樣優秀的企業，回報投資人的主要方式是現金分紅，因而被股民視為“養老股”。

光伏、風電“你追我趕”

在政策補貼推動下，風電、光伏你追我趕、快速發展。

1）光伏成本快速下降

2012~2017年間，光伏在補貼政策推動下，年新增裝機容量由7GW飆升到2017年的53GW。

2018年補貼開始退坡，新增裝機容量回落到44GW，2019年進一步跌至30GW。

令人欣喜的是，在技術進步、產業鏈完善、規模效應的疊加作用下，光伏成本已經可與火電“打平”。盡管補貼退坡，2020年、2021年光伏新增裝機容量分別為48GW、55GW。

補貼退坡不意味著完全沒有，對戶用光伏（分布式）、光伏建筑一體化等類項目的補貼力度不小、效果可觀。

2021年新增光伏裝機容量中，分布式占到55%；年末分布式光伏裝機容量107.5GW，達到總容量的三分之一。

2022年前三季，光伏新增裝機容量達52.6GW，其中分布式光伏裝機容量35.3GW，占比達67.2%，顯示了補貼的威力。

2）風電更加依賴補貼

根據發改委《關于完善風電上網電價政策的通知》（2019年882號）：2020年陸上風電一至四類上網指導價為0.29~0.47元；2020年底未并網的項目，國家不再補貼；海上風電上網價降至0.75元，2021年底未并網的項目，國家不再補貼。

于是2020年成為陸上風電“搶裝”年，新增裝機容量達69GW、同比增長189%。2021年陸上風電新增裝機容量急劇回落到31GW、同比下降55%；2022年前三季，陸上風電新增裝機容量18GW。

2021年成為海上風電“搶裝”年，新增裝機容量17GW、同比增長452%。2022年前三季，海上風電新增裝機容量僅1.2GW，較2021年前三季度下降68.4%。

即便在有補貼的情況下，風電裝機容量增速也明顯低于光伏。

2019年，光伏補貼退坡后增速見底，新增裝機容量仍超30GW，而風電新增不到26GW；2020年“搶裝潮”，風電新增超過光伏；2021年“搶裝潮”尚未結束，風電已被水電超越。

2022年前三季，中國可再生能源新增裝機容量90.4GW，占總增量的78.8%。其中光伏52.6GW、風電19.2GW、水電15.9GW、生物質2.62GW。#風電“完敗”于水電#

截至2022年9月末，水電裝機容量406GW（其中常規363GW、抽蓄43GW），光伏、風電分別為358GW、348GW。光伏首次超越風電，預計2023年光伏將超越水電，坐上可再生能源頭把“交椅”。

水電已接近天花板，風電技術門檻高、成本壓降難。未來若干年，光伏將成為可再生能源的“轅馬”。

抽水蓄能即將成為“黑馬”

如果說光伏是可再生能源中的“轅馬”，抽水蓄能則即將成為“黑馬”。

1）逃不掉的功課

由于風能、光伏的不穩定性、不確定性，儲能的重要性日益凸顯。

且看德國給我們提供了反面教材——近日因電“出力”下降，電價在4天內上漲250%。原因是德國重視可再生能源，風電占全國用電量的20%以上。但儲能設施沒有跟上，而是讓天然氣發電站充當“調節器”。便宜的俄氣“斷供”后，電力系統中的Bug顯露無遺。

德國的教訓說明：發展可再生能源逃不掉儲能這門“功課”。

抽水蓄能是唯一成熟、能夠大規模部署的儲能設施。截至2020年末，全球抽水蓄能總裝機容量達160GW，占儲能總規模的94%。

抽水蓄能設施可在電力系統中起“穩定器”“調節器”“平衡器”的作用，有利于更好地利用風能、光伏，減少棄風、棄光、棄水。發展抽水蓄能，對提高“綠電”占比、保障電力系統安全運營具有重要意義。

預計“十四五”期間核準抽蓄容量270GW；2025年、2030年建成裝機容量分別達到62GW、120GW。2060年將達到180GW。

常規水電裝機容量：2025年裝機容量將達380GW、僅比2022年9月末增加17GW。“十五五”期間預計增加40GW，2030年達到420GW。

到2030年，常規水電裝機容量將增加57GW，平均每年遞增7GW；同期抽水蓄能裝機容量將增加77GW，平均每年遞增9.6GW。

抽水蓄能裝機容量在水電中的占比將從2021年的9%提高到2030年的22%。

根據國家能源局2021年印發《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035）》，340個重點項目總裝機容量達420GW，247個儲備項目總裝機容量310GW。

2）關于抽水蓄能兩個常被提起的“制約因素”

一個經常被提到的因素是選址不易，不僅要“挑”自然環境，還要考慮與電網、新能源發電廠的協同。但反過來想，建化工廠、煉鋼廠，修大橋、開隧道，什么大型工程可以不講究選址？中國能為4萬座常規水電站選址，六七百個抽水蓄能電站會無址可選？據中國電建(601669.SH)透露，已為抽水蓄能電站勘探確定了上千個點位并完成“環評”。

真正的制約因素是抽水蓄能價格形成機制，這個問題已經有了解決方案。

2021年5月，發改委《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》提出“堅持并優化兩部制電價政策”。

兩部制電價將電價分成兩個部分：

容量電價

比如一座1000MW的光伏發電廠，每小時發電100萬度。電網要求必須配建儲能設施才能并網。或者電網本身有削峰填谷的需求。上述情況下，儲能需求方可從抽水蓄能電站租100萬度電的“容量”，并支出“容量電價”。通俗地說就是你租一套房子，租的就是“容量”，不管住不住都要付租金給房東。

容量電價是抽蓄投資運營方的固定收益，相關文件明確的核定依據為：經營期內資本金內部收益率（IRR）達到6.5%。

電量電價

儲能需求方按基準電價的75%把電賣給抽蓄電站，比如每天賣100萬度，然后按基準電價的100%從抽水蓄能電站購電。

有人說發電方這不是虧了，但100萬度電是“曬太陽”“吹風”白得的，不“賣”給抽蓄，電網又消納不了，只能拋棄（棄光、棄風）。

好比在荔枝產地，果農以0.8元/斤出售，而超市價格16元，相差19倍。但果農不賣荔枝要么爛在手里，要么通過電商或直播平臺賣，拿到的大致也是這么多錢。

如果用100萬度電抽上來的水能發75萬度電，抽水蓄能電站運營方“不賠不賺”。如果能發76萬度電，就賺到1萬度電的電價（以火電上網電價為基準）。

容量電價、電量電價之和是抽蓄電站的收入。

需求迫切，并且解決了投資回報問題，抽水蓄能建設明顯提速。僅2022年前6個月，中國電建就獲得抽水蓄能合同129億（此外還有932億光伏、731億風電合同），這僅僅是開始。

*以上分析僅供參考，不構成任何投資建議

關鍵詞： 裝機容量