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【直播纪要】风光储还能继续“风光”吗? 见智研究

发布日期:2021-11-25 14:41   来源:未知   阅读:

  硅料这个环节很多产能是在今年的四季度,还有明年一季度会逐步释放,未来还有一个爬坡的过程,所以短期来说今年其实没有新增量,整个价格其实是属于偏紧的,明年就会有一些新增的量出来,价格应该就会回落,至于说能回落到什么程度,也需要看硅料厂产能投放的一个节奏。

  组件是属于技术壁垒比较低,然后资产比较轻的一个环节,但是它的品牌壁垒和渠道壁垒要求是比较高的。所以今年我们觉得应该是组件环节提升集中度的一年,去年是属于被动提升,今年应该是主动提升。以Cr5为例,去年的Cr5是59%,今年的上升比例应该能到70%左右。

  EVA从现有的产能上来说,由于很难把发泡料和橡胶料改成光伏级的料,从新增产能的角度上来说难度也非常高,正常情况下新增产能一般需要2~3年左右的时间,所以即使现在想扩,那么未来也需要很长时间去释放。今年是属于季节性缺口,明年基本上就是属于硬缺口。

  逆变器确实今年非常强劲, 1~9月份中国的逆变器出口同比增长了大概有40%。逆变器在全球的加速渗透逻辑是一直在往上提升的,大概去年应该提升到70%,今年可能会更高,有可能在75%~80%这个水平。未来可能还会再进一步往上走,比如说跟光伏整体产业的中国的渗透率差不多,90%甚至更高一点。

  今年光伏中下游利润承压是多方面因素导致的,既有原材料端涨价的问题,也有海外船期的问题等,但长期来看,我觉得光伏成本还会持续下降。因为硅料在去年一度降到了5万左右,今年最高涨到27万左右,当时的最低价和现在的最高价都属于不合理的,所以未来一定会有新的产能投放。只不过说产能投放需要时间,需要一年左右的时间,其实今年很多产线已经陆陆续续在建设了。

  短期对于新能源企业端来看,可能一些项目是会受影响的,所以这些企业会综合考虑,如果风电的收益率特别高,那么在光伏的收益率低的时候就多配一下风电,比如说一部分开发风电,一部分开发光伏,最后整体的新能源的收益率是差不多的。

  从中长期上来看,所有的盈利环节都会回归均值,产业里边有它合理的逻辑。要么是技术壁垒,要么是资金壁垒,不管是哪一种方式,最后决定了产业链的每一个环节的盈利水平一定是一个比较合理的状态,所以会有动态回归的过程。

  在过去一年半以前,风电的招标项目还在4000元每千瓦,但今年的招标最低点招到了元每千瓦,最近这段时间招标可能回暖到了在2200~2300元之间,招标价格几乎降低了一半。价格的下降主要体现在主机厂、零配件企业的技术进步和成本降低,还有包括我们国产化提升。

  而风电未来的降本体现在大型化和轻量化,风电机组大型化以后,整个的成本并不会等比例增加,因为风机使用的原材料如钢铜等在功率从 5兆瓦到6兆瓦跃迁的时候,发电效率增加了20%,但实际上用钢可能增加的非常少,反而因为风机变大以后一方面降低了它自身的风机的成本,另一方面因为风机大型化以后,包括塔筒、工程等各个方面却并不会等比例增加,反而使得BOS的成本下降。

  储能主要有三种,一种是户用的比较简单,第二种是集装箱式,第三种就是站房式。户用储能主要是针对海外市场的,中国目前没有这方面的需求。而从储能增长情况来看,这几年增长最快的就是电化学储能,目前在全球和中国都增长较快,这几年全球的电化学储能大概到12个GW左右。

  储能在发电侧、输电侧、配电侧和用电侧都可以用,但在中国目前只有一个应用场景,就是在工商业去做削峰填谷。过去中国的峰谷电价差倍数是1:2.5或者1:3,在今年8月份的时候出了一次政策,就把峰谷电价差直接拉到1:3~1:4。像山东、湖南、浙江还有广东的峰值电价都上浮10~20%,所以上浮以后使得储能的经济性就特别明显。

  电化学储能的方式里,不同的电池有不同的特性,比如液流电池容量就会大点,但是相比液流电池、铅碳电池等,按照容量和2-4存储的小时的时间长短等,进行各方面总体做一个对比后,锂离子电池恰好是处于最佳的一个状态。

  现在储能国内主要用的是磷酸铁锂电池,三元锂电池目前只有海外用,国内基本上是不用的,而钠离子电池由于其成本和原材料易得的优势在未来将是锂离子电池最主要的竞争对手。至于氢能,虽然氢是一个很好的储能形式,可以去做成液态的,在传输和转移方面也是非常有好处,但是由于技术壁垒和成本问题,或将在10年以后才会有大的发展。

  大家晚上好,很高兴大家准时来到华尔街见闻直播间,实现碳中和、碳达峰的目标,提高可再生能源占比可以说已经成为全球的一个共识,此前,相关部门密集发布风电、光伏和储能的相关政策,例如扩大分时电价差、加强风电建设、超出保障性并网规模的新能源发电需要加装储能等等,毫不夸张的说新能源的发展将是我国十四五规划中的重要环节。能源结构这么一个大规模的改变,也使得能源的发展过程中会产生一些问题。为了解决这一系列问题,还有一些我们市场一些关注度比较高的一些热点,我们非常荣幸的请到了民生研究院的院长助理,民生证券电信的行业首席邓永康,邓老师来到我们的直播间现场给我们做一个分析。

  邓老师您好,非常感谢邓老师从百忙之中抽出时间来参加我们的邀请,直播间的小伙伴们如果有什么问题,也可以把握这个机会提前在直播间中把你的问题打出来。我们会是时间来抽取一些问题,向邓老师进行咨询。

  好的,各位华尔街见闻的听众朋友们,我是民生研究院的邓永康,非常荣幸今天这个时间点跟大家来分享一下我们对于风光储的一些看法。确实今年以来整个风光储领域关注度非常高,不论说从政策面还是从行业本身的一些发展演变趋势上来看,今年都是属于非常关键的一个时间节点。在这个时间节点,我们对这几个领域怎么看,以及每个领域会有怎么样的一些投资机会?

  首先第一个我们看一下为什么今年的风光储关注度这么高,它不仅仅是在中国,在全球都属于关注度非常高的一个命题。这个命题主要是来自于什么?其实就是说现在碳中和这件事情已经成为全球共同的一件事情,在巴黎协定的时候指出碳减排的一个长期目标,大概每个国家都有自己的一个发展规划,有的国家早一点,有的国家晚一点,基本上我们算下来大部分国家实现碳中和的时间都是在2050年左右这个时间点。

  中国是给了一个30和60的目标,30年我们是碳达峰,然后60年我们就实现碳中和,所以因为有各个国家积极响应这件事情,那么比如说欧盟、中国以及北美几个区域,在各个国家的带领下,我们看到时间表是非常明细,像芬兰大概是希望在2035年实现,然后像奥地利可能在2040年左右实现,然后其他的一些国家基本上都在2050年前后要实现碳中和的任务。正是有这样一系列的政策出来,使得就是说风光储作为我们整个能源结构里边一个重要的构成,关注度越来越高。这是从政策角度我们看到了这样一些演进。

  除了政策之外,我们觉得最近几年其实风光储关注度高,最主要的核心问题在于什么?风光储的经济性是得到了大幅的提升。我们看到在过去的10年里边受产业政策以及就是说行业本身的一些技术进步的推动,我们看到太阳能,还有包括像风电以及其他的一些可再生能源,比如像生物质地热、光热等等,上海现AI食堂 科技的味道很香不同的这种新能源形式,他们的度电成本都是在往下走的。

  一般来说我们有一个比较好的衡量标准叫lcoe就是全生命周期的平均发电成本。比如说以光伏为例,它的装机成本大概在2010年,也就是11年前大概的成本可能在44.7美元每瓦这样的水平,到去年全球平均成本大概在8毛钱左右,就是80美分,这个降幅已经达到了80%多, Suv在10年前差不多是38美分左右,现在是多少?大概是5.7美分左右,降幅差不多是85%。

  所以我们看到全球的累计装机规模上升速度也很快,在10年前大概100多个GW,然后到去年我们全球累计装机量上到了700个GW左右,同样我们看到风电,风电的SUV他在10年前其实已经很低了,当时差不多在10美分左右,然后经过这11年的发展,大概现在降到了5美分左右这样一个水平,降幅差不多也是50%。当然主要是指的是海陆上风电的海上风电还是比较贵,海上风电在10年前大概是16美分左右,现在大概是8美分左右,降幅也差不多是砍了一半,这是从经济可行性的实现。

  接下来先看看国内的一些情况,之前就是我们的这领导人在公开场合也讲了,我们大概会在2025年和2030年锚定了一个非化石能源占比的目标,这个目标在2020年我们大概是做到16%左右,然后之前的目标是给到20和25,也就是2025年达到20%,然后2030年达到25%,实际上考虑到政策约束,还有包括近期一系列对于高能耗行业的限电,还有包括新能源的发电成本的快速下降,我们判断非化石能源的占比应该是会这个目标是会提前完成的。

  比如说2020年我们当时定的目标是15%,实际去年完成之后是16%,我觉得25年的20可能在25年完成的时候大概会在22以上,同样30年的25,我觉得可能会到27.5~28之间,这是我们的一个基本的假设。

  基于基本假设,我们考虑现在的平均发电的煤耗是逐年下降的,以这个基础去做测算,未来要达成这样一个目标,我们的风电、光伏需要贡献多少发电处理,我们基于这样一个测算之后,大概得出了一个就是在未来10年两个阶段之间,我们的光伏跟风电的发电的装机量应该做到多少。

  结论就是说在2021~2025年之间,光伏的大概装机量平均装机量呢应该要到100个GW以上,风电应该在50个GW以上,如果是第二阶段就是25年到30年区间,我们大概光伏要在做到170个GW以上,风电应该在70~80GW左右的水平,才能满足我们的基本要求,这只是一个底线目标,如果他们的发电成本在进一步下降,可能使得就是我们的装机量还会进一步去上升。

  因为毕竟对于新能源来说,它是一种发电形式,如果你的比重能提上去,我们又何乐而不为,这是大概整个行业的大体的情况。接下来我就将会从光伏、风电还有储能三块给大家分别汇报一下我自己的一些观点和看法,包括我们投资的一些建议。首先我们先看一下光伏,我们觉得光伏是属于发展非常健康非常好的一个产业,这个产业它有一个特点是什么?

  在过去很多年因为成本下降很快,不仅仅是中国下降快,它在海外其实下降也很快,所以使得全球这种GW级以上的光伏市场的量是大幅增加的,我们称之为叫去中心化,因为在过去比如说前一个10年的时候呢,我们会发现不同的阶段光伏的驱动市场是不一样的,在10年前后驱动市场主要是欧洲,这是他们主要驱动市场,大概到13年之后变成了欧洲、中国和北美,这三个是主要驱动市场。

  大概到2016和20 17年之后,中国有一段时间占比是特别高的,一度达到了将近一半左右的水平。这几年我们会发现是已经多点开花了,所以光伏从它的发展的情况上来说是非常健康的,然后我们看再看招标价,去年招标价已经招到了最低的多少是1.3美分,每度电的价格大概招到1.3美分,1.3美分是在葡萄牙的招标,我们大概可以算一下,如果按美金价算过来就是人民币一毛钱,我们中国最低的发电成本应该是在新疆的坑口,煤电价大概是在1毛8左右,它已经比我们的坑口煤电价便宜了。当然了就说各个地方的光照条件它是有所不同的,但整体上来说光伏在全球已经实现了评价的一个阶段。

  然后我们再来看一下国内市场,大家比较关心四季度到底会发生什么,今年以来硅料的价格是一路在上涨的,从年初非常低的价格现在涨到了26、27万多的价格。在涨的过程中,其实对于需求端是有一定的抑制的,我们其实也分析过为什么它会涨,在一个产业链里面它有一个短板理论,今年的短板就是硅料决定了今年大概能装多少项目,但是在硅片以及硅片往后的环节,它会有一个放大效应,这什么意思?

  就是因为硅片的产能是远大于硅料的产能的,所以就会有边际需求增加,这种边际需求增加会使得对硅料的需求放大,我们就用数据来展示一下,比如说今年的硅料可能能满足160个GW的装机,但是我们硅片的产能可能接近于400个GW左右,其实是远远超过我们硅料的允许的量,总有一部分硅片的产能它是闲置的,这些闲置产能它都要去买硅料,所以会使得边际的价格其实是一路往上走的。

  站在这个时间点,我们可以看到就是说确实有一些项目它对于价格还是比较敏感的,我看到最近一期华南的招标,大概平均价格招在了2.06分到2.10之间,这个价格其实挺高的。

  所以地面电站在今年多多少少受了一点影响,但是我们觉得什么东西不受影响,就是我们的户用和工商业,我们的户用发展得非常好,今年的前三个季度我们的户用大概已经装了10个GW左右了,全年我觉得装到16.5个GW应该是大概率的事件。

  另外一个就是分布式,今年我们国内的装机前4个月里边一半以上都是来自于分布式的项目,含户和工商业的分布式。整体上来看,我们觉得今年国内的量可能大概就在50~60,应该还是能保证量,海外的量大概在100~110,也就是说我们全年的150~160的量应该是没有太大问题的。

  从整个产业链的各个环节,我们就简要给大家做个梳理,硅料刚才我其实提过了。很多产能是在今年的四季度,还有明年一季度才会逐步释放,未来还有一个爬坡的过程,所以短期来说今年其实没有新增量,整个价格其实是属于偏紧的,明年就会有一些新增的量出来,价格应该就会回落,至于说能回落到什么程度,也需要看硅料厂产能投放的一个节奏。

  这是硅料这个环节,硅片比较简单,从产能上来说确实是属于过剩的。然后我们先看技术的变迁,因为过去有单晶多晶之争,现在其实已经没有这说竞争了,大概单晶的占比已经接近于90%多,而且技术迭代已经接近尾声了,现在比如说有一些大尺寸小尺寸之争,在我们看来都属于改良型的工艺,它并不会影响行业产生一个颠覆性的变化,我们改的是什么?

  就是前端的热场,还有包括炉口等等,这些我们改造的比较多,所以硅片这个环节可能慢慢开始向什么方向的演进,就是往胶膜这个方向演进,胶膜是我们整个光伏行业非常竞争格局特别好的一个环节,它的状态是什么样?

  就是龙头公司大概市场份额全球应该是50%多,后面的两家公司大概加起来30%,三家加起来就是80%,目前硅片可能也在往这个方向去走,但是它的盈利水平我们觉得会回到一个比较合理的中枢。

  我们之前提出一个观点,在光伏这个行业里面,因为下游是属于公用事业,我们认为没有超额利润才是光伏行业最大的护城河,一旦有超额利润就会有新增的资本开支进来,最终使得超额利润反而会消失,这是大概对于硅片的一个理解和看法。

  组件也是属于大家关注度比较高的组件,组件是属于技术壁垒比较低,然后资产比较轻的一个环节,但是它的品牌壁垒和渠道壁垒要求是比较高的。所以今年我们觉得应该是组建环节提升集中度的一年,去年是属于被动提升,今年应该是主动提升。目前数据还没有出来,我们觉得到春节前后就应该看到了,大概集中度我们觉得提升的程度应该是比较高的。我们以Cr5为例,去年的Cr5是59%,我们觉得今年的上升比例应该可能到70%左右比较高的一个概率。

  然后在光伏里边还有一些环节,我也简要给大家做一个汇报,比如说大家今年关注的比较多的,EVA这个环节因为我们称之为叫2022年的一个硬缺口。今年其实四季度它也是硬缺口,但是相对来说是季节性的变化,明年我们觉得EVA环节可能会更缺,他为什么会缺?它其实是一种化工材料,主要应用在几个方面。一个就是就是我们穿这种跑鞋,还有一种是在橡胶料,这是第二种材料。第三种,要求最高的也是我们光伏级的料,因为我们光伏级的料它一般要用25年到30年,中间不能发黄不能渗水,所以光伏级的料是最难的。从现有的产能上来说,大家其实很难把发泡料和橡胶料改成就是光伏级的料,从新增产能的角度上来说难度也非常高,我们大概正常情况下新增产能一般需要2~3年左右的时间,所以即使现在想扩,那么未来也需要很长时间去释放。我们大概之前的一些报告也做过,就详细的EVA的供需平衡表测算,算下来今年是属于季节性缺口,明年基本上就是属于硬缺口,所以这个环节我们觉得也是值得去关注的。

  然后还有大家比较关注的两个环节,就是一个是逆变器,另外一个就是跟踪支架。

  逆变器确实今年的数据是非常强劲的,我大概看了一下1~9月份的数据,中国的逆变器出口同比增长了大概有40%多。如果是算成美元价格同比增长应该有百分之五十几。逆变器的在全球的加速渗透逻辑是一直在往上提升的,大概去年我们应该提升到70%,今年我觉得可能会更高,有可能在75~80这个水平。未来可能还会再进一步往上走,比如说跟我们光伏整体产业的中国的渗透率差不多,比如说90%甚至更高一点,我觉得是有可能性的。当然就是逆变器环节,大家现在考虑的更多的其实跟储能相关的,等会在储能的部分会详细的讲一下我们的一些观点。

  跟踪支架其实今年表现很一般,它其实跟组件是类似的。组件和跟踪支架往往是离运营商最近的,如果价格上涨或者是有其他一些问题,会导致这个行业它在一段时间内需求是下滑的,今年我觉得对国内跟海外的影响是不一样的。国内最大的影响是什么?就是组件价格上涨,导致了一些地面电的项目,其实在往后延。海外最大的影响是什么?今年订不到货柜。因为在整个全球经济的恢复的过程,中国是率先恢复的,所以全球买东西都从中国买,我们大量的集装箱都从中国出去,然后到了海外,比如说到了鹿特丹或者到了旧金山。到了之后其实海外的经济增长它没有恢复,导致了这些货柜其实在海外回不来,所以就是说你看到一些做海运的企业盈利其实非常好,包括一些做集装箱的企业盈利都非常好,但是大家不愿意扩,为什么?扩完之后过几年可能就是过剩的,所以导致了很长一段时间内大家定不到柜子。比如说从中国的宁波港,然后到旧金山,过去我们可能一个柜子大概1000多美金,然后今年高的时候大概1.6万美金左右,涨了差不多将近10倍左右,低的时候大概有8000多美金,所以导致支架其实受影响还是蛮大的。

  第一,光伏行业的增速应该是非常可观的,比如说30%多的增长,其实算一个增长非常快的行业。第二个就是渗透率不高,目前全球渗透率大概在50%,我们觉得将来应该是可以上到80%以上。第三个,就是中国企业在里面占比不高,目前就是在跟踪支架这个领域,做的最好的是美国两家公司,这两家公司的合计占比差不多应该有45%左右。中国企业只有两家,一家还是买了一家欧洲企业,两家企业加起来大概可能就12-13个点左右,所以我们觉得中国企业在这里面的机会是比较大的。

  还有一块可能是属于今年表现比较好,大家也比较关注的碳基市场,因为我们知道这几年在硅片的生产环节,我们是从小尺寸往大尺寸走。这个逻辑也比较简单,大尺寸的均摊下去成本是要更多一些,所以它最后的成本竞争力是比较大,这跟半导体的发展路径是一样的。所以我们光伏现在也从小尺寸往大尺寸去切,这个切的过程中我们就会需要对热场去做一些替代。我们过去是用的等静压石墨那,但是等静压石墨它在强度还有包括导热系数方面可能比较差,所以我们现在主要用这种碳基热场,这是大概整个光伏里边的情况。

  然后户用的也是属于今年增加比较快的,我刚才大概提了一下,大概我们就算过中国市场其实是够大的。之前有一份报告测算过江浙沪两省一市的空间,大概算下来可能在200个G瓦左右,所以全国来算我们觉得1000G瓦以上肯定是有的,所以我们觉得互用也是未来会增长比较快的。

  接下来简要的讲一下我们对于光伏这一块的投资主线,因为涉及到合规问题,具体标的我们不会讲。那么首先我们看一下整个光伏里边确实应该是4个方向。

  第一个方向在于什么地方?今年有些环节是受损的,明年应该是受益的,这两个环节主要是体现在组件和跟踪支架方向,它符合就是明年量价齐升这样一个逻辑。所以我们觉得一体化的组建企业,还有包括跟踪支架企业是值得关注的。

  第二个投资方向我们觉得应该是选硬缺口,EVA粒子应该是属于明年整个光伏行业的短板,包括胶膜企业,他们也会把EVA粒子的供应作为他们的最核心的竞争力,所以我们的EV粒子相关的企业还是值得重点去关注的。

  第三个方向就是户用,因为这个行业才刚刚开始,我们现在还在跑马圈地,圈资源的时间点。从中长期上来说,我们觉得互用赛道至少保持个5年左右的高点期,应该还是非常容易的。所以我们觉得互用里面的一些公司也值得大家去关注。

  然后再一个方向就是储能,当然储能其实就涉及到我们的逆变器,因为我们在前面大概也提过,现在就是说很多海外的储能项目它经济性其实非常好,那么国内的一些项目也开始要求强制配储能,具体什么情况等会我们在后面讲到储能部分的时候也会跟大家讲一下,这是大概第一部分,就是关于整个光伏的情况。

  风电我们也简单跟大家做个汇报,风电我们觉得就是说在今年其实表现是非常好的,尤其是这段时间我们看到风电的涨幅是超过于光伏还是超过电动车的。这里面其实有一个小小的变化,就是大家在看今年和明年的装机的时候,其实年初判断是今年大概跟去年是持平的,然后明年大概率上会下滑,然后等到今年七八月份的时候,突然发现今年大概率是下滑了,明年可能是增长的,所以整个预期就在今年的三季度发生一次扭转。再加上在今年的三季度多了很多东西,能源局出了很多政策,包括我们的清洁能源大基地,就是我们以前的分散式风电,还有包括我们的以大换小的老旧风机改造等等。这些政策出来以后,使得我们的整个风电的装机的确定性是大幅提升的。

  首先我们先看一下分散式风电,我们之前就是做过一个测算,大概如果是我们按照100个线个村怎么去做测算,大概是四五期间就应该会增加50G瓦的一个体量。

  老旧风场的改造我们也做过测算,大家如果想看具体的可以去翻一下我们的报告,大概就是说在整个十四五期间应该至少有二十几瓦的量出来。

  然后大基地我们在之前能源局和发改委有过发文,大概是100G瓦的大基地。除此之外,我们还有海上风电有4个大基地,加起来应该有将近50个瓦以上的装机。所以整体上来说在十四五期间,我们会看到整个风电的装机其实还是从规模上来说是有保障的。另外一个是什么?我们觉得风电之所以它的这个量会往上走,我觉得跟两个方面的因素是有关系的。

  第一个方面因素是什么?就跟我们电网的消纳能力是高度相关的,其实早年大概在17年18年的时候,我们会发现我们会有划分,把全国的区域按照红色、黄色、蓝色、绿色不同的区域去做划分。红色区域是近几年由新增的风电项目开发的。经过这几年努力以后,我们会发现我们国家的弃风率是下降了很多,去年的弃风率是3%。然后国家电网公司承诺就是说它在未来几年会增加这种跨区输送通道的能力。所以这么去看就是说,首先第一个就是弃风率大幅下降,也是风电稳增的一个保障,同时电网公司也提供了自己的输送能力。

  然后从第二个方面是什么?就是大型化,风电它其实本质是一种比较传统的发电模式,其实跟火电和水电是差不多的,我们水电前端是水轮机,火电前面是汽轮机,我们在风电里面前端主要是叶片。叶片推动齿轮箱或者主轴转动,那么带动后面的发电机组发电,它本质上还是一个比较传统的发电模式。这种发电模式怎么样可以让它的发电成本降下去,很简单,就是让机组越做越大,在单台机组单台的塔筒上面或者单点的位置,我们让风机变大。比如说过去的风机可能是两兆瓦的,现在我们让它做到三兆瓦。两兆瓦到三兆瓦,它的整个的成本并不会等比例增加,反而因为变大以后,它一个方面是降低了它自身的风机的成本,另外一个方面是什么,因为风机大型化以后,它其实就包括塔筒也好,还是工程也好,各个方面它并不会等比例增加,反而就是使得BOS的成本也会下降。同时这几年也会有一些轻量化的措施,所以我们觉得风电其实受益这个方面还是比较明显的,主要就是靠大型化和轻量化,把成本降得很快。比如说我们看过去大概一年半以前,大概风电的招标项目可能还招了4000多块钱每千瓦,今年的招标最低点招到了1800块钱每千瓦,现在最近这段时间招标可能在2200~2300之间会比较多,那我们就用数据看一下,其实就是砍了一半。为什么砍了一半?我觉得这几年跟整个主机厂的努力,还有包括零配件企业的一些努力,还有包括我们国产化提升各个方面其实都是有很大的关系的。

  从整个风电的供给端来看,我们觉得就是说供给端我们的整机企业还是不错的,大概现在全球前10的整机企业中国呢大概占7家。但是从整机企业的竞争格局上来说,我觉得还没定。尤其是去年因为需求很旺,所以有一些订单一出,反而头部企业它还受限于产能,它其实市场份额呢还是在下降的。

  然后在零部件环节,我觉得有些环节是属于进口替代的逻辑,有些环节是属于竞争格局已经比较清晰了。那么不同环节之间都有各自不同的优势,所以我们觉得风电也是未来其实比较重要的一个环节,风电里面我们觉得主要就三个方向,第一个方向就是找阿尔法,阿尔法主要在什么地方?

  就是出口逻辑的,再加上国产替代逻辑的零部件龙头,市场非常关注的行业,比如说主轴是很关键的环节,还有包括轴承也是关键的环节。

  第二个我觉得是整机企业,因为整机企业的量会大幅提升,而且这几年整机企业也都是在把主机平台,比如说从3兆瓦4兆瓦往上扩到5兆瓦甚至6兆瓦,其实降本的速度会更快。

  第三个就是零部件企业,因为风电里面还有其他一些铸件,包括塔筒,电缆,这是风电里面的一个基本的观点。

  接下来给大家讲讲对于储能的认知,储能确实市场关注度比较高,今年有两波,一波是在8月份起来,其实跟发改委是高度相关的,储能它是在发电侧、输电侧、配电侧和用电侧都可以用,但在中国目前只有一个应用场景,就是在工商业这一侧,工商业侧的应用场景最主要的作用是什么?其实就是削峰填谷,说得通俗一点就是赚一个峰谷电价差的套利。

  过去中国的峰谷电价差倍数是1:2.5或者1:3,比如说低谷电价是3毛钱,峰时电价就是7毛5或者9毛钱,中间这个价差就决定了能不能去发展储能。发改委也知道在中国发展储能不可能给补贴怎么办?人为的把峰谷电价差拉大。在8月份的时候出了一次政策,就把峰谷电价差直接拉到1:3~1:4,市场反应过一次。

  然后在9、10月份的时候,中国很多地方限电,因为今年我们的用电量增速是超过预期的,同时燃料端出了一些问题,所以很多地方的拉闸限电,导致各个省开始把原来的电价只允许下浮取消,开始允许上浮。

  像山东、湖南、浙江还有广东都上浮10~20%,这个应该也是对的,在资源特别紧缺的时候,峰值那个时间就应该往上浮,所以上浮以后使得储能的经济性就特别明显。

  另外一块就是今年海外储能需求上升的速度非常快,所以储能关注高。储能主要有三种,一种是户用的比较简单,第二种是集装箱式,第三种就是站房式。户用储能主要是针对海外市场的,中国目前没有这方面的需求,为什么?

  因为我们中国的居民电价和工商业电价是倒挂的,违反全世界对经济性的一个测算,一般来说用电少的电价应该高,用电多的电价应该低,所以海外绝大部分地区都是工商业定价比较低,而居民电价比较高,中国存在一些交叉补贴,所以海外的很多光伏系统,尤其是屋顶光伏系统就会加装一套储能,通过这种加装储能的方式去实现套利。

  中国就是在工商业侧就是有套利的模式,我们也会用到一些系统,但都是一些大系统。

  这种系统就分两种,一种是这种站房式的,另外一种是集装箱式的,这两种项目就是大小不一样,集装箱箱式可能稍微小一点,站房式可能就稍微大一点。里面东西都差不多,有电池组,有BMS电池管理系统,还有变流系统,就是PCs再包括一些辅助系统,比如消防空调、配电、安防,这样构成整个储能。

  从储能增长情况来看,这几年增长最快的就是电化学储能,目前在全球和中国都增长较快,这几年全球的电化学储能大概到12个gw左右。

  全世界应用方面,中国跟海外不太一样,海外电源侧占比在57%左右,包括一部分常规电源,还有一部分集中式的可再生能源并网,加起来大概在57%左右。

  还有一些是辅助服务,少量的是在电网侧,还有一点是在用户侧,这是大概的构成。中国的情况可能稍微有点不太一样。

  先看一下中国的装机数据,大概19年的时候,我们电化学储能大概1.7个g瓦左右,这是占比较高的,用户侧可能占比在47%左右。

  其他的有一些辅助服务,还有一些电网侧的集中式可再生能源并网的占比并不高,这个跟经济性有一定关系,我们觉得还需要一点时间,这是储能的一个情况。

  储能之前我们也做过一些测算,当然这个测算是属于偏理论性的测算,因为储能里边它有不同的应用场景,比如风电并网光伏并网,包括充电桩站点的优化,还有电网侧的调频调峰,以及工商业侧的分布电价差,套利有多种商业模式。我们的假设是这种需求在当年都可以被满足,实际上这些需求在当年大概率上不会被满足。

  它要等储能系统的成本降到一定程度,满足经济性要求之后才会爆发,所以我们觉得这个市场空间很大,但爆发的时间节点取决于未来整个储能系统的成本是怎么下降的。

  储能比较简单,底下是做电池的,其实也是新能源车的一些企业,上面是做PCs,还有包括做水冷消防的,然后再之上是做集成和做渠道的。相对比较简单的是做PCs和做水冷,以及做消防的公司。

  好的,非常感谢邓老师就风光处做的一系列的详细的讲解,想必大家也是受益匪浅的。除此之外,我们还有一些想进一步探讨的问题,首先是关于风电的,最近风机价格是持续在降低,背后原因是什么?您怎么看未来价格的变化?

  风电我觉得过去发展其实偏慢的,从1.5兆瓦上到2兆瓦以后,发展是非常慢的。中间有一个最大的催化因素是什么?当时在2018年的时候,国家在尝试做一些平价的示范项目。

  2018年在乌兰察布,当时有个6g瓦的项目招标,突然发现风机企业可以把自己的风机平台往3兆瓦往4兆瓦这个方向去做,这个事情一旦开始,就会滚动往前走,因为它需要主机厂去带,同时需要零部件企业去配合。经过这几年陆上风机已经上了三点几兆瓦的平台,那么接下来往4兆瓦、5兆瓦、6兆瓦这个方向去往上走,海上风电也是一样的。

  早年中国海上风电做的都很小,大概5.5兆瓦的这种平台会比较多,这几年就是8兆瓦10兆瓦。有一些企业现在已经在做16兆瓦的平台,16兆瓦的平台就跟海外比如像维斯塔斯,还包括西门子,他们的平台差不多了,所以这是风机大型化,我觉得是这几年风电降本的一个最关键的要素。

  因为在大型化的过程中,用的钢用的铜,还有包括其他一些材料并不会等比例增加,比如说5兆瓦到6兆瓦跃迁的时候,算下来它应该是增加了20%的发电效率,但实际上它用钢可能增加百分之几非常少,所以这个是我觉得风电里面降本的一个最大的关键因素。

  降本这方面除了风机大型化本身可以把成本降下来,招标价格能降下来还有一个方面在什么地方?他会把bos给摊下来,比如说海上风电它最主要的是什么?就是管桩,因为正常情况下往海底大概打个70米到100米的管桩,然后上面有个平台上面才是塔筒,我们是这么去建的。假设做这么一套工程,它的成本是不变的,然后在上面放了一个5兆瓦的风机跟放了一个10兆瓦的风机,bos基本上就摊掉了一半。

  第三个我觉得跟风机的优化也有一些关系,所以在做结构设计也好,还是做风机的选型也好,比过去其实优化了很多,我觉得主要是这三个方面的原因。

  好的,感谢邓老师的分享。刚刚邓老师也提到光伏产业链中像下游的话,今年的景气度是相比上游会略低一点,光伏产业链和现在的新能源汽车很像,都是上游资源涨价偏高,导致它中下游的利润会有一定的承压。那么您怎么看这样一个变化?

  今年的情况是特殊一点,它叠加的因素比较多,既有原材料端涨价的问题,海外也有船期的问题,它是综合多方面的,今年稍微影响稍微大一点点。长期来看,我觉得光伏成本还会持续下降。

  咱们可以想一个问题,硅料在去年四五月份的时候一度降到了5万人民币左右,今年大概涨到26、27,跌到那个位置肯定也是属于不合理的,涨到这个位置肯定也属于不合理的,5万多肯定是离大家成本比较近了,二十六七万离大家成本就远很多,中间就有足够的利润空间,所以一定会有新的产能投放。

  只不过说产能投放它需要时间,不是说一天两天就能投出来了,需要一年左右的时间。其实这一年很多产线它是陆陆续续在建设的,所以从长期上来说,我觉得一定是会下降的。

  从企业端来看,今年的一部分项目是承受一定压力的,比如有些央企它就在纠结,过去拿的项目的收益率是8~10,现在的收益率降到5.5左右了,两块多的组件肯定做下来5.5左右,但我觉得他们可能也没有那么介意,为什么说这个东西是一个波动的过程,比如说你拿到10个点的项目,可能是那个时间点就是制造端给你让利了,制造端那个时候情况不太好。

  当拿到5.5的项目的时候,就说明产业链另一端是比较好的,这是个动态的过程,最后所有的项目拿到一起去,平均它的收益率可能就在8~10左右的水平。

  短期可能一些项目是会受影响的,所以这些企业会是综合考虑的,我这个时间点,比如说风电的收益率特别高,然后光伏的收益率低的时候就配一下,比如说一部分是开发风电,一部分开发光伏,最后整体的新能源的收益率是差不多的,所以我觉得这个东西短期会有一点影响。

  从中长期上来看,我觉得所有的盈利环节都会回归均值,产业里边有它合理的逻辑。要么是技术壁垒,要么是资金壁垒,不管是哪一种方式,最后决定了产业链的每一个环节的盈利水平,它一定是一个比较合理的状态,所以会有动态回归的过程。

  硅料的制成技术包括两种,早年的西门子法和颗粒硅的流化床法。在过去的一段时间,西门子法降本速度特别快,于是在过去的十年中,大量的项目使用的都是改良西门子法。近些年也有一些企业使用流化床法,主要原因是引进了国外的技术。这家企业在美国购买了一家公司的专利,再加上设备的更新,使得成本开始下降。

  对于颗粒硅来说,我就大家最关心的几点来做一个讲解。首先,从成本端来看,它的成本肯定比西门子法要低一些,主要低在初始投资和电耗。它的初始投资要比西门子法低20%左右。在电耗方面,正常情况下西门子法在50度电水平,硫化床法电耗在20-30度的区间,节省了大约20度电。

  从整个行业来看,需求还是在不停上升的。从成本角度考虑,有一个“234”的数据,也就是最后的完全成本大概在4万左右,现金成本在2万左右,但不一定就是2,3,4,只是代表了这么一个水平。在将来,西门子法可能继续向上偏到2.6或2.7,而颗粒硅可能向下偏,在2.1或2.2的水平。从品质角度考虑,颗粒硅中还有一些问题需要花时间解决,主要原因是它的含氢和含碳量偏高,所以目前企业的用量用法都属于掺杂的,用一部分金属硅,再用一部分颗粒硅,因为颗粒硅比较小,填料可以很实。颗粒硅的价格其实也反应出了这个问题,它还没有卖到和单晶致密料同样的价格水平。

  随着未来风电光伏的规模越来越大,会给电网的消纳带来一定的挑战,目前电网的接受程度是怎样的?

  对于电网,其实过去有一段时间电网对新能源是非常排斥的。但是现在总书记提出了一个词叫做“构建新型电力系统”,也就是我们要构建以新能源为主体的新型电力系统。在2060年终端能源消费中,电力的占比可能会增加到6,70%,包括我们每天加的汽油,家中烧的天然气等等。从电力的构成来看,煤炭基本已经退出了,只有一部分水电,剩下的大部分都是风电光伏。到那时电网就会面临问题,因为它在发电端承受的是大量的,间歇性的,不可预测性的电源,而这种电源的质量其实是有问题的。所以,目前电网公司考虑最主要问题就是如何去解决大量新能源的接入。它们会从多方面的路径去考虑,因为中国的资源禀赋是极度平衡的,我们的风电光伏大部分在三北区域,水电在西南区域。

  解决方法一方面是建立特高压,通过特高压来实现跨区域的输送。另一方面是在能源的电能质量治理或者优化方面做努力,比如在电源侧,是否要做无功补偿?SVC,SVG,储能是否要做?在最近一期内蒙的风光大基地,要求配25~35的储能,并且要求两个小时,实际上的时间会更久。光伏的发电时间一般在早上10点到下午3点,风电的主要发电时间是在晚上的8点到12点之间,那么其他空余的时间要靠什么去补?未来火电退出后就要靠储能去弥补了。所以在电源端的可操作性还是很强的。在用电侧,我们可以把光伏项目或者风电项目离电源端近一些,建成微网系统,但微网的调度与主网调度之间又会存在一系列的问题。所以从各个方面来看,都是一种巨大的挑战。目前电网公司也在积极地应对这些挑战,去年风电光伏的发电占比为11%,一旦达到20%压力就会特别大了,到那时电网的建设肯定会有一些新的变化。

  我们刚刚聊了不少风电和光伏的问题,接下来想就储能这一块再向邓老师请教一下。从政策层面来看,今年有11个省要求发电车要在一定程度上配储能。您觉得至少从未来5年来看,储能市场会有多大?

  目前在国内电化学储能的量不是特别大,未来2~3年会上升的比较慢,在24,25年上升速度加快。主要是因为储能电池本身的技术进步,以及成本的下降,它的成本下降会跟随电动车,需要一个更大的产业先把成本带下去,有一个搭便车的行为。所以从时间轴上来看,在24,25年量会上升的比较快,预估一年可以做到300-500个GWH。

  中国最大的两个市场,一个是在发电侧,主要针对新能源并网。光伏的发电时间是早上10点到下午3点,大家可能认为这是一个平滑的曲线,实际上不是,它是有大量锯齿波的。比如天上飘来了一片云遮挡住了,可能瞬间掉电为0,在云飘过后,又瞬间恢复到峰值,锯齿波对电网的冲击是非常大的。我们现在的调度方法很简单,就是把不想要的部分删除,未来无法删除就只能通过储能系统去优化电能质量。在掉电的时间段可以用储能快速地填充,峰值电网不能消纳的时候就用储能电池把它吸收掉。简单来看,现在整个新能源装机量可能有600-700个GW,假设我们按照15%或20%的配比,可能有150GW左右的装机量。然后再看配的小时数,如果配2个小时就要乘以2,那就有300-400个GW。现在有一些省要求强制配,比如辽宁、河南和山东,在未来可能所有的地方都会强制。强制配会有一个区域转移的过程,部分地区光伏或者风电的发电成本已经低于当地的火电脱硫脱硝的标杆定价了,这时就可以加些储能,这是一个逐步增加的过程,可能从5%,10%,加到25%,35%,所以新能源并网是在中国比较大的市场。

  第二个大的市场是在工商业侧,其中有两种形式。一种形式是纯粹做储能的峰谷电压差套利。在峰谷电差套利的过程中,企业的其他一些问题也会得到解决,比如容量电价问题。居民的电价比较简单,工商业电价要求较高,可能在一年中只有几天会用到峰时的功率,但功率无法解决,就要把容量做得很大,需要付一个很大的容量定价,而加上储能后就把容量消掉了,所以它会解决这部分问题。预计在明年会有一个量的快速提升。另一种是微网形式的,它在园区的屋顶建一些光伏,再加一些储能,主要是满足自发自用。

  至于电网测难度较大。在早年电化学储能是可以纳入输配电价的,在20年,发改委将它从输配电价中取消了,只允许抽蓄进入输配电价,所以电网公司这一端其实没有经济性,需要政策端调整,使得经济性更强。户用端也没有太多的经济性。除了这些之外,未来还有一个大方向就是充电桩。目前的充电桩对电网的影响还是比较小的,将来电动车使用增加,充电桩数量上升,对电网影响会很大,那个时候就需要用储能去平滑冲击。

  我们说了这么多储能,大部分还是锂离子储能,那么对于一些新型储能像飞轮储能,铅碳储能,钠离子乃至于氢能储能,与目前主流的储能方式相比,有什么优势或劣势?

  我觉得是这样的,我们把这种形式简单看一下,比如说像钠离子也好,还是铅碳也好,还有包括其他的一些还有包括什么液流这一类的,其实它本质都是一类的,都是属于电化学储能的方式。

  在电化学储能的方式里边,就是不同的电池有它不同的特性,按照容量和存储的小时的时间长短来做一个区分,锂离子电池恰好是处于最佳的一个状态。

  如果你要容量特别大的,我们一般采用液流电池会比较好,但是液流电池它时间就会稍微短一点,锂离子电池呢刚好处于中间位置,可大可小,但时间也可以更长一些,所以锂离子电池是有一些优势的。

  我们现在储能主要用的是磷酸铁锂电池,钠离子电池最主要的竞争对手,就是我们在锂离子电池里面有一种叫三元电池,三元电池目前只有海外用,国内基本上是不用的,我们国内基本上都是属于铁锂的电池会偏多一些,这是大概整个锂离子电池里边的一个系列的情况。

  然后电化学储能跟其他的储能形式之间,我觉得差别还是比较大的,一个是抽蓄,抽蓄它一般是用于电源侧,主要就是电源侧配套的是什么?就是我们的火电或者水电配套这些

  就是白天把水放出去发电,然后夜间的时候把水抽上来,它其实相当于还是在电源车做了一个削峰填谷,这个我们觉得就是说比较适合大电站,而且是可以特定的地理区域,并不是每个地方都有抽蓄的条件的,所以每年的抽蓄都是国家电网公司都会提前规划,哪些地方会建,其实把它理解成就是什么,我们一个小型的水电站这么理解。

  然后氢能我觉得可能是10年以后我们需要去重点探讨的一个课题,因为氢是一个很好的储能形式,它可以去做成液态的,那么在传输和转移方面也是非常有好处的。

  然后到了末端的时候,我们把氢变成电,它非常的清洁,但是目前来说氢能的成本是比较高的,有一些企业在探讨,包括我们也用了一些方式去做尝试,比如说我们在这个车里边用一些轻争取就是把这个技术跑通,那么成本慢慢往下跑,比如说像国内的一些做光伏的企业,也自己在考虑就是电解氢的方式,也在做一些努力,但我觉得青应该是过10年之后我们应该重点讨论的话题。

  非常感谢邓老师全面的一个讲解和分析,然后邓老师来我到我们直播间现场机会非常的宝贵,我也是留了一些时间给直播间里面的小伙伴们提出问题,我就抽取2~3个问题。直播间有一位小伙伴们想问,随着风电和光伏这种新能源在全国的迅速发展,并网消纳情况如何,您怎么看待?

  我觉得短期应该没有太大问题,我们风电光伏占比发电占比20%之前可能问题不是特别大,20以后问题会比较大。

  回到我前面讨论这个问题,说可能需要电网公司做出更多的努力,比如说我们的特高压网架可能要增加,另外就是我们的电源端可能要增加储能,增加电能质量治理的svc机,然后在用电端可能要增加的这些灵活调度的东西,还有包括可能在未来的一段时间内,对我们现有的火力去做灵活调节调节改造等等,这些都需要去做的,大概是需要整个全部的电力系统来解决消纳。

  过去我们讲消纳的时候,一般是指的叫电网消纳,未来的消纳一定是叫电力系统消纳,从源端、网端、负荷端、储能端,然后调度端完全去共同去解决这个问题。

  然后还有一位投资者想了解,就是说刚刚我们提到了聊到了很多都是储能在未来的一个发展的一个比较好的一个前景,包括规模化的一个发展,但是储能本身也有不小的一个成本也在这里,然后发电车电网车不管谁来承担,都会加大它一个成本,是否会对一个就像平价上网的也都会造成一定的一个影响,那么储能的经济性要在如何体现?

  我觉得用比较容易体现在用户侧,因为大部分都是峰谷电套利。目前来说我们中国的风物电价差一般是拉在4档,还没有拉到5档,其实未来可以拉的档位更高,比如说5档或者更多,比如说海外他们有些夜间的电价是负电价,为什么?因为它机组要转,还得把电送出去,他就付电价,所以这些在用户测试比较好完成的,而且如果我们考虑远一点的情况,中国将来也一定会出现期限或市场的。

  我们现在已经有这种端倪了,比如说我们的北京电力交易中心和广州电力交易中心是为什么做准备的,为将来的期现货市场做准备的。

  如果有期现货市场,其实这种储能的应用它就会拉得很开,但这种的成本基本上都是由什么承担的?

  用户端来承担的,往往用户会判断我加了储能以后的经济性跟我不加储能的,经济性之间相比较,比较完了之后有经济性他才会做,没有经济性他是不做的,这是大概这一段的成本的一个分解,包括互用也是一样的,它跟工商也差不多,然后在电源这一侧就是什么?

  说白了就是什么,将来就一定是属于清洁能源的运营商他要去解决这个问题,必须让着我们的光伏或者风电加上储能以后成本比我们的火电还低,那个时候就特别有经济性了,现在是属于强制性的,但要求你配一部分,如果你不配有什么结果,你可能还是会被限掉一部分电。

  企业在配备储能的时候就做个比较,假设我比如被限掉5%或者10%的电,跟我加了储能之后,不被限电我去做个比较,看有没有经济性,如果有经济性我就会做,没有经济性我就会等等,因为光伏跟风电呢它还会在持续降本的过程中,总有一天每一个区域它就会实现什么?风电光伏加储能它比火电还低,到时候就有经济性了,这种主要是运营商承担的。

  然后电网侧我刚才也提了一下,因为现在不允许进收费电价,这是中国的情况,海外不存在这个问题,因为海外它其实我们中国有很多东西走在全世界最前面的,比如像长网分离,海外是不做长网分离的,他们有些电站就是厂跟网是摆在一起的,对于他这种来说加了储能基本上电网公司自己承担了,我们中国可能就是电网侧的储能呢,除非就是不得已的情况下电网公司才会做,否则情况下我觉得做的概率比较低,或者有其他的商业模式,比如说前两年我们讲过的这种多站融合,就是电网公司的变电站和它的储能站以及数据中心站给它充分结合起来。

  它最后就是成本分担,可能是由数据中心站或者是由通信的基站把它分掉了,它并不是靠电网公司本身把它给承担掉了,所以不同的领域应该有不同的成本分担方式或者是商业模式。

  时间有限,我就最后再抽取一位朋友的问题。好的,直播间中有一位小伙伴想了解风光储他未来的一个降本空间具体在哪里。

  好,这个问题我们就分开聊一下,比如说风电现在的大概我们路上风机可能是4兆瓦左右,以后可能会到6兆瓦,那6兆瓦就提升了50%,提升50%,我们觉得它其实反映到成本端并不会增加50%,所以我们觉得这里面肯定还会有百分之三四十的降本空间在里边的。

  除了这些之外,我们觉得包括一些叫什么储能,还包括一些能能量优化的措施,包括一些调度的措施,加进来之后也会使得风电的发电成本会进一步下降。现在全球平均大概就是5美分左右,中国的风发电成本也很低,所以我觉得风电还是有空间,而且它已经基本上是属于平价状态了。

  比如说今年是最近这段时间你要去建的风电项目收益率非常可观,加完杠杆之后的l可能在25~30,也就是说大概3~4年就收回成本了,所以这个我觉得不用特别担心。

  然后光伏我觉得其实还是有很多路径可以去做的,它主要是靠技术路径的变迁去实现。比如说现在我们从小尺寸往大尺寸走,从166上182上210,它本身就可以降本,这是一部分。

  第二部分就是我们在电池的技术里面还会有迭代的一些新的技术,现在我们主要用的是这种扑克的技术,将来我们还会有这种现在有些企业用的TOPCon,那么未来可能还会用HJT,它总之这条技术路线上还是有不同的进步的曲线,让你把成本不断的降下来。所以这一块我觉得还是有很大的机会的。

  过去10年光伏大概降了百分之将近90%,这之前是别人预测的,,我忘了是哪一家做的预测,说未来10年有可能还会再降90%,能不能降这么多,我们可以期待一下,然后储能我觉得主要可能还要靠新能源车的发展,因为毕竟来说是一个电化学的形式,最好所有的材料的价格都能下降降下去。

  同时我们整个储能的转换效率,还有包括它循环次数也都会因为技术进步往上提升,最后算到单循环的成本降低以后,我觉得经济性就会特别明显。所以这是大概我对于这三个方面,就是说如何降本的一个理解。

  好的,非常感谢邓老师的做的全篇的一个深入的一个讲解,非常感谢邓老师,邓老师辛苦了,也非常感谢直播间前的小伙伴们。好的。我们这一次有关风光储的一个主题的一个直播就暂时告一段落了,期待我们下一次在我们华尔街见闻的直播间的一个相遇,谢谢大家。好的,谢谢各位听众。返回搜狐,查看更多