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中广核“扩疆”冲刺IPO 风电装机容量已达2000兆瓦

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自去年控股建设了中国首个光伏发电特许权项目——甘肃敦煌10兆瓦光伏项目之后,中国广东核电集团有限公司(下称“中广核”)已不满足于国内扩张,将目光瞄准了亚太地区的清洁能源市场。

11 月16日,中广核全资子公司——中广核太阳能公司与新加坡生物质能工业公司签署协议,中广核太阳能公司将投资6500万新加坡元(约3.3亿元人民币), 与后者共同开发新加坡光电生物质能一体化项目。其中,中广核太阳能公司负责投资及项目的开发、设计、建设和运营。新加坡生物质能工业公司负责转让发电许可 并向项目提供燃料。

中投顾问发布的《2010-2015年中国核电行业投资分析及前景预测报告》显示,目前中广核的清洁能源版图已经渐次明朗,在风电、光伏发电、生物质能发电等方面都有涉及。

中广核的“扩疆”并不是个例。中投顾问研究总监张砚霖指出,不仅仅是中广核集团,包括中石油、中石化、中海油、国家电网等在内的诸多央属大型能源企业都已涉足可再生能源领域,凭借其拥有的资金实力和政策优势,加快清洁能源的发展布局。

抢滩可再生能源

作为我国唯一以核电为主业、由国务院国有资产监督管理委员会监管的清洁能源企业,中广核正多元布局版图。


11月10日,由中广核太阳能公司全资建设的青海省锡铁山10兆瓦光伏电站正式并网发电。

中广核有关人士介绍,该项目不仅是中广核太阳能公司首个、青海省第一个正式并网光伏发电项目,更是全国第一个海拔3000米以上地区的兆瓦级正式并网的大型光伏发电项目。

在可再生能源方面,中广核脚步在提速。据中广核有关人士介绍,6月5日开工建设的中广核在新疆的首个风能项目——中广核新疆吉木乃49.5兆瓦风能项目的33台1500千瓦风电机组目前已经安装完毕,计划在年底投产发电。

事实上,中广核的“风电”版图已颇具规模。据上述中广核人士对记者表示,截止到2010年10月20日,风电公司吊装风机1629台,装机容量达到2000兆瓦,已经顺利突破200万千瓦大关。

而达到这一规模,中广核仅用了三年。据中广核提供给本报的数据显示,2007年其风机装机容量67.5兆瓦,2008年为469.55兆瓦,到了2009年底达到1346.65兆瓦。

算上风电,中广核清洁能源疆域已清晰。据公开资料显示,中广核的现拥有500多万千瓦的在运行核电机组,另有19台核电机组获得国家核准,其中14台已经开工建设。掌控太阳能发电资源超过800万千瓦,拥有水电装机容量近60万千瓦,在建规模超过60万千瓦。

上市胎动

在抢滩可再生能源的同时,中广核亦在大踏步进行“走出去”战略。

在今年5月份与中非发展基金签署合作框架协议共同在非洲发展太阳能发电项目之后,中广核在“走出去”战略上再跨一步,进军新加坡。

对此,中国可再生能源协会副理事长孟宪淦判断,“中广核的尝试可能会吸引更多央企效仿。”因为,在欧洲等传统市场受到金融危机冲击而疲软的今天,中国光伏企业都在寻找新出路。

在积极发展核电主业的同时,中广核多元布局清洁能源版图,实施“走出去”战略的背后,则掩映着中广核筹备上市的冲动。

相比于上周资本市场传出中广核要借壳韶能股份上市的传闻,中广核11月15日发布的一则新闻稿则更让资本市场产生臆想。

中广核消息称,11月5日完成对香港美亚电力的并购,后者正式成为集团全资子公司。

据中广核介绍,美亚电力于1995年成立,是一家以清洁能源为发展方向的电力公司;目前在中国大陆和韩国拥有22个在运电力项目、3个新建/新购电力项目,权益装机容量近600万千瓦,控股装机容量约250万千瓦。

“通过整合美亚电力,中广核将建立起与国际接轨的资本运营平台,进一步优化电力资产结构,提高参与国际和区域电力市场竞争的能力。”中广核内部人士介绍,凭借美亚电力多个境外在运项目及其开发计划和投资机会,中广核将加快开拓国际市场步伐。

虽然中广核未透露这一收购的出资额及更多细节,但是资本市场认为,这是中广核筹备上市而走出去的关键一步。

据 了解,截至目前,国务院已核准34台核电机组,装机容量3692万千瓦,其中已开工在建机组达25台、2773万千瓦,是全球核电在建规模最大的国家。但 是目前,国内核电上市企业几乎为零,具有核电业主资质的中核集团、中广核集团、中电投集团三家企业,都未实现整体上市。

“巨大的发展空间造 成的投资空间给了中核、中广核以及中电投集团筹备上市的冲动。也正是基于此,中广核也将自身的发展目标定位于一流的清洁能源集团,而不是核电企业。”深圳 一位私募人士向记者表示,在我国大力发展非化石能源的大背景下,中广核等三大核电集团都希望通过资本市场融资来解决发展中面临的资金短缺等难题。


中廣 擴疆 沖刺 IPO 風電 裝機 容量 已達 2000 兆瓦
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龙源电力盈利翻番 风电装机将达世界第三

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中国风电企业最爱12月。

因为地处世界上最大的大洲——亚洲,临近世界上最大的大洋——太平洋,陆地和海洋间巨大的气压 梯度差形成强大的冬季风,“每年从12月1日起,我们的发电量都超过3500万度/天。”12月10日,龙源电力集团股份有限公司(下称龙源电力) (00916.HK)执行董事、总经理谢长军愉悦的向本报记者表示。

如果以今年1-10月龙源电力含税的平均电价0.5708元/度来计算,这就意味着,12月份的每一天,都有1997.8万元人民币被风“吹进”龙源电力的钱袋子。

当日谢长军的心情特别的好。这一天,是龙源电力在香港上市满一周年的日子。而作为首家在香港上市的新能源企业,龙源电力过去一年的经营业绩让谢的脸上格外有光:今年,龙源电力的盈利将大幅超出原来预测的17.7亿元人民币,对其母公司国电集团的利润贡献率超过50%。

在许多场合,龙源电力的高管都向外界表示,2012年风电装机将达11000兆瓦,争取进入世界风电前三名;2015年底装机达到18000兆瓦,装机规模世界第一。

12月10日,谢长军再次重申了这个发展目标。除了国内的陆上风电业务,这个目标的实现还将依靠海上风电和国外业务。

2011年风电“大盘”:220亿元

“去年龙源电力的盈利是8.52亿元,今年利润增长翻番主要是靠风电量的增加。”谢长军表示。

截至2010年11月底,龙源电力发电装机容量达到7418兆瓦,其中为风电5514兆瓦,占比约为74%。此外,则有火电1875兆瓦、潮汐发电3.9兆瓦、生物质发电24兆瓦、地热发电1兆瓦。

根据未经审计报表数据,龙源电力资产总额661亿元,资产负债率57%,净资产273亿元。

但这显然不能让意气风发的龙源电力满足。

“明年,我们在风电项目上的投资是220亿元。”谢透露,其中陆上风电170亿元、海上风电20亿元,还有30亿元用于投资海外风电项目。

截至2010年11月底,龙源电力2010年新增并网风电装机容量1011兆瓦,并网风电装机容量达到5514兆瓦,预计全年新增并网风电装机容量将达到2000兆瓦,公司累计并网风电装机容量将超过6500兆瓦。

“实际上,龙源电力是在用2560兆瓦的建设总容量来保证2000兆瓦的投产。”谢长军介绍。

根据中电联《电力工业统计快报》2009年底数据统计,去年底,龙源电力装机4620兆瓦,占到去年全国装机总量的17.9%。而按照普遍预计的今年底全国风电装机容量约40000兆瓦计算,龙源电力占比约达到17.95%。

与此相关的另一个产业现状是,根据BTM2009年报告的数据,从2005-2008年,我国累计风电装机容量年复合增长率达112.5%,2009-2013年,中国风电累计装机容量年复合增长率降为35.3%。

不过,从全世界来看,风电的发展速度并未放缓。

埃森哲全球能源委员会主席布朗勋爵预计,今年在全球范围之内可再生能源领域的投资高达2000亿美元,“去年也达到了这个水平,但考虑到每年可再生能源的价格都变得更便宜,也就是说风电等可再生能源发展得更迅速。”

这对于想在2012年抢到全球装机第三宝座的龙源电力而言,压力不言而喻。连谢长军也坦言,现在中国的风电是要做的人多,项目少。“龙源刚开始做的时候竞争很少,也就两三家企业做,现在在每个省都有不下二十家的开发商。”

但龙源电力似乎对这个目标有信心。

“龙源手里面现在有6000万千瓦的风资源,每年还要增加1000万千瓦。”谢介绍,龙源是进行全国性布局,在国内,除了四川、重庆、广西、港澳台地区没有测风以外,其他地区都有风源。

而在海上风电方面,除其建成的全球第一个、32兆瓦的潮间带试验风电场项目,和200兆瓦的江苏大丰潮间带风电场特许权项目,谢长军透露,龙源电力近期又一个150兆瓦海上风电项目在国家发改委获得核准。

“挺进”南非、美国市场

实际上,在上市初期,国电集团公司曾承诺,要适时择机注入母公司的风电资产,目前“这个工作已经启动,先期大概有4个项目的20万在做前期工作。明年还会有一些项目,收购规模不会超过50万千瓦。”谢长军介绍。

但在中国新能源企业列队向海外发展的大潮下,海外市场也必然成为龙源电力要攻克的高地。

据了解,作为国内首家进军国际风电市场的发电企业,2009年底龙源电力正式签署南非风电合作开发协议,并将于明年正式迈出征战步伐。

谢长军介绍,2010年11月16日,龙源电力已在中南两国能源峰会上签署了合作各方合资协议及公司章程,“目前已经在南非圈了1600兆瓦的风资源,有5个风电场在做前期。”

“目前龙源位于南非的项目公司已经组建完毕,明年3月份南非政府将开始招标。”谢透露,“如果顺利,明年二季度就可以开工建设。

此外,龙源电力正在积极探索开拓美国、欧洲、澳大利亚等海外风电市场。

据了解,龙源电力目前在美国有几十个项目,最大项目装机容量达500兆瓦,并已经有3个项目进入实际性的阶段。

谢长军介绍,在向海外市场拓展的过程中,龙源电力主要有三个方向,包括收购项目、收购现有的资源开发建设,收购未来潜在资源。

“现在最大的障碍是,美国各个州的法律不同,谈起来比较困难。”谢表示,此前,美国启动的针对中国清洁能源行业的301调查,也多少对龙源开拓美国市场带来了一些影响,“现在推进确实比较慢。”

“但我们还是看好美国市场,其成熟风电场的质量和盈利能力比较好。”谢长军说,美国很多地区的风资源优良,下一步将是龙源电力重点的开发区域。“明年我们在美国会有大的动作,目前正在商谈当中。”

明年或启两次股本融资

据了解,目前龙源电力已经把太阳能作为风电业务之外的第二大发展目标。除了明年将动工建设在青海格木尔及拉萨羊八井的两个各20兆瓦太阳能发电项目,也在西藏、内蒙古、青海、甘肃及新疆5大基地获得了大批资源,并正涉足光伏建筑一体化及微型电网示范项目的技术储备。

谢长军表示,太阳能项目当下的投资仍然太高。“今年的市场,投资在16000-18000元/千瓦,是陆上风电的两倍左右,也高于海上风电约14000元/千瓦的造价。”

但他预测,随着太阳能发电项目投资降到12000元/千瓦以下,电价在0.9元左右,IRR可能会达到12%以上。“2011年-2015年龙源的主要任务是发展风电,包括海上风电。2016年以后太阳能可能也会大规模发展。”

谢长军透露,龙源电力目前的利润增长点主要来自于陆地风电量的增长,此外地热和火电方面也有所贡献。但海上风场要明年开工建设有限,因此利润贡献亦有限。

他告诉本报记者,其开发风电的平均电价保持上升,未来重点是在高电价区,电价比较稳定、将稍微有所上升。“今年前十月含税平均电价是0.5708元,较去年的约0.567元提高。今年年底预测在0.575元。明年可能还会涨1分钱左右。”

谢表示,去年龙源电力的风电场建设投资成本为9200元/千瓦,今年略有下降,约为8300元/千瓦。

因此,充分利用资本市场,是龙源电力不得不考虑的问题。

“去年融资117亿人民币,还有今年发债40亿。目前这些资金80%以上除了还贷款以外,大部分用在了新建项目,当然也有一些老项目的还贷。”谢长军表示,公司今年的资本开支,原来计划大概在225亿,到年底能实现200亿左右。“因为海外市场原来有计划,并没有执行。”

实际上,证监会批复了龙源电力共70亿元人民币公司债的申请。谢长军表示,明年一季度,最迟5月份,将把剩余的30个亿的人民币债券发完。

谢长军告诉记者,按每年200万千瓦的风电装机量计算,需要170亿元左右的资本金。龙源上市时承诺在2011年底前不会进行股本融资,目前有计划在“十二五”期间可能会做两次股本融资,至于细节还不便透露。

但谢长军表示,明年有可能在香港发债。“这件事也才启动了1-2个月,目前已经得到了国内监管机构的赞成,但是具体的时间表还没有。”


龍源 電力 盈利 翻番 風電 裝機 將達 世界 第三
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創業四年獲得4.73億裝機量和近1億月活躍用戶數,樂逗遊戲做了什麼?

http://newshtml.iheima.com/2014/0807/144768.html
陳湘宇比一年前顯得亢奮許多——2014年7月,他的團隊向美國證券交易委員會遞交了招股申請書。

2013年3月,深圳研祥大廈7層,樂逗遊戲創始人陳湘宇曾接受過《創業家》記者專訪。當晚8點,這家不足200人的公司,辦公室裡燈火通明。

一年後,陳湘宇在深圳科興科學園6000多平方米的辦公室接受了創業家的採訪,並表示這已經是樂逗創業後的第六次喬遷。

2014年5月,樂逗遊戲CTO關嵩在一次演講中提到,《水果忍者》遊戲已在中國大陸擁有超過1.5億玩家,這意味著每十個中國人就有一個玩過「切水果」。另一款同為樂逗代理的遊戲《神廟逃亡》,「玩家每天在這款遊戲中國版本裡所跑的距離可繞地球距離3900圈」。

創業四年,樂逗代理發行的遊戲累計獲得4.73億裝機量和近1億月活躍用戶數。他們是如何做到的?

三條準則

陳湘宇認為,樂逗取得今天的成績,得益於他對互聯網「三條準則」和「一個重構」的把握。

在他看來,互聯網企業想要生存,無外乎遵循三個原則:獲取流量、流量變現、流量留存。樂逗遊戲的四年發展史,正是基於發行平台的業務模式,伴隨這三條準則不斷重構自己商業模式的過程。

2010年前後,業內很多公司已經開始涉足遊戲發行業務並獲得VC投資,剛剛成立深圳創夢天地科技公司的陳湘宇還在考慮如何獲取用戶。他說,當時自己的困惑在於2010年移動支付還沒看見苗頭,遊戲變現遙遙無期。

對於2010年初的樂逗而言,沒錢去做推廣、拉用戶,只能鎖定明星遊戲,並以此去打通渠道。陳湘宇事後回想,那幾乎是生死攸關的節點。

拿下《水果忍者》發行權的過程,很長時間裡一直被高煉惇反覆回味。作為樂逗遊戲的聯合創始人,2011年春天,高煉惇用郵件「騷擾」澳洲開發商Halfbrick的創始人Shainiel Deo兩個月,Shainiel Deo才答應和高進行半小時的視頻會議,並強調,這是他給高的最後機會。會議開得比預期時間長,Shainiel Deo最終放棄了中國其他貌似更強大的渠道,決定與樂逗簽約。彼時「一窮二白」的樂逗能夠拿到《水果忍者》的中國獨家發行權,高煉惇的談判能力可見一斑。

陳湘宇和高煉惇都認為,拿到《水果忍者》的發行權,為公司完成了原始流量積累。這款遊戲用了四個月時間突破3000萬下載量,在當年的安卓應用市場已屬奇蹟。

儘管從發行起家,但早期的樂逗對自身的定位並不是發行商,而是品牌管理商。通過《水果忍者》、《憤怒的小鳥》等明星產品穿透渠道並與其形成利益共同體,同時弱化樂逗自身品牌,是陳湘宇最引以為豪的戰略之一。

「品牌管理商」的定位幫助《水果忍者》、《憤怒的小鳥》在中國獲得了更多粉絲。按照陳的說法,「《水果忍者》確實幫樂逗撐到了流量變現的那一天。」

2012年移動支付牌照發放,讓遊戲變現成為可能。「我們擁有龐大的付費用戶數,休閒遊戲養成了用戶的付費習慣,用戶慢慢習慣玩一些高ARPU值(每用戶平均收入)遊戲,這是我們的變現策略。」依靠之前積累的用戶量,樂逗的收入開始急劇增長。2012年,樂逗營收達到1940萬元。

用精品內容獲取流量並完成流量變現的同時,樂逗又拿到《水果忍者》的遊戲源碼,用以調整公司的開發結構。源碼是一款遊戲的核心,也是眾多發行商求之不得的研發機密。但陳湘宇卻強調,開發商與樂逗合作,源碼是合作的基礎。

在中國,渠道、終端、支付的碎片化增加了改進一款海外遊戲的難度。國內的發行商需要對一款遊戲進行性能、計費點、支付等方面的優化,同時伴隨用戶行為分析,這些都需要底層技術支持。而國外的渠道、支付則相對集中,國外開發商對中國市場變化的反應很慢。樂逗對源碼的再修改,大大加快了海外遊戲的本地化進程。憑藉獲取並完善源碼,與開發商建立信任關係,樂逗逐漸成為Halfbrick除App Store、Google Play之外的全球第三大營收來源。

拿到Halfbrick、迪斯尼等多家國際知名遊戲公司的源碼後,樂逗在行業內建立起了信任壁壘。「再簽約新遊戲時,這變成了我們的一個必要條件。對,我們必須要拿到源碼。」陳湘宇說。

一個重構

紅點投資副總裁張涵對《創業家》記者坦言,作為投資方,紅點投資曾在2013年對樂逗有過擔憂。「我們怕重度手游衝擊樂逗遊戲原有的商業模式。作為發行商,樂逗在過去的一整年裡並沒有發行類似《我叫MT》這樣的火爆遊戲。在國內,如果重度遊戲是未來趨勢的話,錯過這個非常好的窗口期,今後怎麼辦?」

事實證明,投資方多慮了。張涵說,通過之前休閒遊戲的「滾雪球」階段,樂逗的綜合實力得到提高,等到市場相對成熟的時候,正好開始拼發行能力。「作為好的渠道發行商,樂逗還是能夠拿到一些不錯的遊戲再去發行。它不缺流量和錢,在這個基礎上去做一些嘗試,成本較低。」

張涵所說的嘗試,是樂逗針對不同渠道進行身份定製、提高渠道增長回報率的做法。「傳統發行是產品放在貨架上,催一催渠道,再找個明星吆喝一下就行了,大家都能做到。真正的發行模式是不斷進行兩端重構。」陳湘宇說。

與其它發行公司不同,樂逗首先建立了後台服務體系,謂之技術重構;商業模式重構則體現在與CP(內容供應商)溝通,更深入參與內容的製作;第三種重構則是根據渠道端不同的核心用戶進行身份定製。樂逗已經開始與騰訊合作定製遊戲,將《水果忍者》升級為《全民切水果》,利用騰訊的社交關係鏈,深度改良遊戲。陳湘宇認為,這種不斷針對用戶和發行方的重構意義重大。

對於陳湘宇而言,獲取流量、流量變現、流量留存「三步走」的戰略目標已完成了前兩步,目前最大的挑戰在用戶留存,這也是整個公司未來最大的想像空間所在。創業初期,樂逗便建立了用戶SDK賬號體系,包含帳號、支付、營銷、消息管道四大服務體系。陳湘宇說,樂逗的所有業務都基於這四大服務體系,這是「積木裡面的四塊磚頭」。基於這一體系將SDK嵌入到樂逗發行的所有遊戲中,這樣每一個遊戲的用戶都是互通的。

SDK體系的優勢還在於可以監控到後台服務,流量一旦下滑就可以馬上對遊戲進行更新升級。一種更新來自於遊戲內部。「當我們發現《神廟逃亡》數據開始下滑的時候,馬上請柳岩加入,植入娛樂因素,活躍度又提高了。」另一種更新則是有計劃、不間斷地引進新遊戲,提升用戶量。

陳湘宇對《創業家》記者解釋,這套SDK體系與亞馬遜的後台類似。看上去亞馬遜只是賣書,但它圍繞用戶的閱讀、搜索行為做了推薦系統及龐大的支付體系。亞馬遜基於圖書做的很多後台服務,也正是樂逗未來在遊戲和其他娛樂領域的重要參考。

「我們也在做用戶社區,不斷強化用戶服務。我們做了uu.cc娛樂社區,同時去做一些玩家和玩家之間的溝通,包括正在做的《水果忍者PVP》版,這些都用於增加用戶留存。用戶留存對我們來說是一個挑戰,也是我們持續要做的事情。」陳湘宇說。

回頭再看自己2010年的融資PPT,陳湘宇很欣慰,認為自己跑對了方向,很多既定目標都在恰當的週期內完成。「我們很幸運,當時以整個移動互聯網的發展趨勢為前提制定目標,並有龐大的終端紅利做支撐。」

2013年10月,陳湘宇曾帶著公司創始團隊拜訪美國迪斯尼。「我們瞭解了迪斯尼的發展史,看到一個企業如何演變,作為公司的Founder(創始人)如何帶領大家走到下一個台階。」陳湘宇回憶,那次美國之行讓樂逗的幾個創始人堅信,要帶樂逗走向世界。對於有更高目標的企業來說,資本市場是一個通道,不是終點。

創業 四年 獲得 4.73 裝機量 裝機 和近 億月 活躍 用戶數 用戶 樂逗 遊戲 做了 什麼
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中廣核美亞:集團非核能源唯一平臺,4年內併購裝機量翻倍(上) 首募錢厚-Tcoins:

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在上篇我們分析了公司的基礎業務和盈利結構,以及中國的電力行業分析。接下來,在下篇中我們將帶來更深入的公司分析!

5.韓國電力行業分析

5.1 韓國電力供不應求

根據韓國政府的預測,韓國的電力需求至2015年將按平均年率約4.0%增長。

韓國是一個缺電的國家,多次出現電力供不應求的現象:

2011年9月:溫度意外升高導致電力消耗急劇上升,韓國多次連續停電

2012年11月:兩座反應堆因牽涉檢驗證書造假醜聞而關停,導致電力供應不足,備用余額逐漸壓縮至僅有的3.8%

2013年6月:溫度升高導致用電量劇增,電力交易發出警告並削減了6GW的用電量。

2013年8月:電力儲備降至350萬千瓦以下,電力交易所發布“關註”級別的預警。

電力供不應求的一個原因是銷售電價較低,容易出現過度用電;另外2012年的缺電,與核電站關停導致調峰不到位有關。

圖示:韓國的生活電價和工業電價較低


5.2 韓國的能源規劃

韓國電力行業以燃煤、核電、燃氣為主,三者在國家能源規劃中也占據較高的位置。

圖示:燃煤、燃氣、核電發電在韓國有較高的地位


5.3 韓國電力行業的市場結構

韓國的電力行業在1987年以前屬於高度壟斷模式,由國家電力公司,即KEPCO負責電力的生產、輸電、配電和銷售的全過程。

1980年末,韓國開啟了國企改革的過程,電力行業的改革也自此開始。

在1999年以前,電力體制改革的核心是KEPCO的有限民營化,發電、輸電、配電、售電垂直一體化公有壟斷經營並沒有改變,只是通過股份的多次出售,直至1999年初政府擁有KEPCO的股份進一步減少到52.6%。

從1999年以後,韓國政府通過重組,逐步打破KEPCO垂直一體化的公有壟斷經營模式。2000年到2002年期間,KEPCO的非核發電部分拆分重組成五個發電子公司;2003年到2008年期間,配售電資產從KEPCO分離出去,按地區成立數家配電和售電公司,配電公司之間通過價格投標開展競爭,KEPCO只剩下輸電資產。2009年以後,解除配電公司的地區控制權、放開配電網,形成零售競爭的階段,完成市場化改革。

市場化改革以後,電力市場的主體主要包括發電商、輸電商(KEPCO)、配電商、輸電商和消費用戶。發電商可以分為KEPCO旗下的六大發電公司和獨立發電商,裝機容量占比分別為85%和15%。

發電商和KEPCO在電力交易中心(KPX)完成電力的交易,KEPCO是電力市場的唯一買家。KEPCO購買電力以後,向配電公司、IPP收取電力輸送費用;持有售電執照的售電商可以利用配電公司的電網在任意一個地區向用戶售電,並向配電商支付網絡使用費。

圖示:韓國電力市場的運行過程


電力交易市場是購電方和售電方完成電力交易的市場,是一家獨立的非營利組織,主要擔任電力交易市場的運營職責,包括成本核定、市場價格確定、電力調度以及市場監管、爭議裁決。

完成交易的業務流程可以分解為:發電商每天向KPX提交每臺發電機組每個時段的可用容量;成本評估委員會每月確定每一機組的變動成本,每年確定每一機組的容量成本;然後根據電力供給和需求預測,規劃電力調度計劃,確定市場價格;並且向發電商支付容量費用和系統邊際價格。

圖示:電力交易過程的撮合


其中,容量費是為了確保發電商建設成本的回收。系統邊際價格按照每小時的電價厘定,上限為韓國指定標準電廠(新仁川聯合循環燃氣渦輪機被指定為標準電廠)的單位可變成本金額與有關電廠該小時間的單位發電成本的較高者。

這一價格疏導機制,使韓國不同電源的機組都能獲得合理的價格。電力交易市場市場每天按照電量成本排序進行調度,產生一個基荷邊際出清價格和一個非基荷邊際出清價格。發電企業通過控制電量成本和提高機組可用性,以獲得低於邊際出清成本和高於平均可用性以上的超額利潤。

5.4 天然氣發電:電價定價機制保證投資收回,天然氣價格的亞洲溢價有下降空間

圖示:韓國天然氣發電成本較高,但電價定價機制有助於價格疏導


根據韓國能源經濟協會,韓國煤炭發電成本67韓元/千瓦時,天然氣發電成本約142韓元/千瓦時,石油發電成本為224韓元/千瓦時,核電成本為39韓元/千瓦時。

圖示:天然氣發電成本較高


天然氣價格存在亞洲溢價的現象。2013年,北美Henryhub平均價格為3美元/百萬英熱單位,歐洲NBP價格約為9美元/百萬英熱單位,東北亞的到岸價則高達16美元/百萬英熱單位。

圖示: 普爾日韓基準價格從2009年到2014年2月呈上漲趨勢


亞洲溢價主要原因在於全球的供需形勢和亞洲的定價體系。

從供需形勢來講,天然氣是一個區域性市場,分布不均衡。目前天然氣消費主要集中在北美、歐洲和亞洲,而亞洲由於天然氣源不足,亞洲LNG占全球進口量的70%,其中前三大進口地是日本、韓國和中國大陸。

圖示:日本、韓國和中國大陸是LNG前三大進口國


從定價體系來看,目前天然氣是區域性的定價體系,由於歷史原因(日本當年引進LNG主要是為了替代原油發電),亞洲采取了與日本進口原油加權平均價格(JCC)掛鉤的定價公式。雖然這一定價方式已經不契合日本和亞太其他國家的市場現狀,但目前尚無供需雙方都能接受的其他方式,只能通過設定JCC封頂價格和封底價格的方式來規避風險。

天然氣價格從今年以來存在下降趨勢:近期 LNG期貨價格降至油價的13.5%-14%,現貨價格從16美元/百萬英熱單位下降到10.5美元/百萬英熱單位,降幅達到34%。

這一下降主要是由於供需體系改變引起的。從供給來看,澳大利亞出口增加、美國成為凈出口國,俄羅斯、卡塔爾開始加大布局亞洲市場;從需求來看,短期核電重啟使日韓購買量降低,如韓國天然氣公司推遲了10船LNG的交貨時間,但中長期來看需求依然會保持較高的增長。總之,亞洲逐步從賣方市場轉變為買方市場,亞洲買家的話語權地位逐步提高。

目前亞洲買家合作尋求定價體系改變的動作越來越多,但與日本原油價格掛鉤的定價體系難以改變。

因此,供需體系的改變使亞洲天然氣價格逐步下降,短期需求降低也使今年以來價格出現探底。中長期來看,亞洲溢價依然會存在,只是難以回到14年初的高位。

韓國天然氣公司KOGAS,在韓國是唯一的天然氣進口商,也是全球最大的LNG進口商,年需求約3500萬噸。它的獨家地位確立了買方的談判能力,購買價格平均比日本低10%。盡管KOGAS壟斷韓國的天然氣運輸通道,但天然氣在韓國國內的銷售采取政府壟斷的定價模式,由政府規定的“LNG成本+運營成本+經營利潤”,確保了韓國國內能獲得相對較低的天然氣價格。

6.戰略與資本動作分析

公司的戰略可以總結為:以中國和韓國市場為核心,專註於清潔及可再生能源項目,通過項目升級、新建、收購等方式,成為亞洲最具盈利能力的獨立電力生產商之一。

圍繞此戰略,公司的核心策略可以歸納為三個方面:第一,自建新的電力項目;第二,對現有項目進行擴建或升級;第三,收購電力項目。

6.1 自建新的電力項目

公司的在建項目主要有浮石二期項目和大山二期電力項目。

浮石二期預計2014年12月開始商業運作,計劃裝機容量為18兆瓦。

大山二期電力項目目前處於開發建議的初步階段,公司已購買七幅鄰近大山一期電力項目的土地擬用於開發大山二期電力項目,預計2014年12月前取得土地用途更改的批文,目標為於2016年年底前開始興建大山二期電力項目。預計資本投資總額為10,000億韓元,資金來源以韓國項目產生的盈利為主,這也是公司在韓國市場的主要策略。

圖示:目前浮石二期水電項目和大山二期電力項目在建


6.2 對現有項目進行升級

對現有項目進行升級,主要目的是提高成本效益和提高生產效率,包括提高燃料使用效率、改善設備可用率、維持與電網公司有效溝通以提高利用小時數、減少設備采購成本。

在環保政策趨嚴的背景下,國家對煤電項目的環保標準逐步提高。而公司的燃煤項目中,普光、黃石一期的燃煤消耗率仍然較高,與最新的《煤電節能減排升級改造行動計劃(2014—2020年)》提出的標準有較大差距。

圖示:公司燃煤項目的凈標準煤消耗率較高


目前,由於排放控制設備供應鏈緊張,公司仍未完成黃石一期電力項目及普光電力項目的改善工程。公司已獲相關當地機關批準延長時間,就未符合當地規例項下排放規定支付相關費用,2011年、2012年、2013年和2014年4月30日支付的成本分別為230萬美元、230萬美元、210萬美元及40萬美元,預期2014年的持續合規成本約260萬美元。

6.3 收購電力項目

收購電力項目是公司未來發展的重點,收購的來源包括中廣核集團旗下項目和第三方,其中以收購中廣核旗下資產為主。

(1)收購中廣核旗下資產

公司與中廣核集團簽訂不競爭協議,協議的核心內容是:中廣核同意促使其附屬公司在非核業務上不與本公司競爭,並授權公司收購中廣核集團的保留業務的權利,授權公司按照不競爭契據條款收購新業務或股權投資機會的權利。這一協議主要針對中廣核控股的項目,如果中廣核或其附屬公司持有的股權不超過50%且不以其他方式控制其管理或營運的項目不受此協議的限制。

根據此不競爭協議,公司預計未來四年分批次向中廣核收購總裝機容量為3.0吉瓦至5.0吉瓦的非核清潔及可再生能源電力項目,收購將使公司的裝機容量翻倍。

圖示:中廣核旗下非核清潔及可再生能源資產


公司選擇收購標的標準是:具有正面增長紀錄、現金流可壯大現有資產組合、海外項目及中國項目的目標股權內部收益率分別為12.0%與10.0%。資金來源中,債務和股權的比例約為6:4.

(2)收購一項第三方擁有的規劃中項目

根據公司建議收購的內容,最具潛力的是新疆的風電項目。公司已於2011年底與訂約方簽訂聯合開發協議。根據聯合開發協議,公司達成若幹條件後,將收購目標公司的全部權益,即93%的股權;並且公司將與訂約方合作開發位於新疆維吾爾自治區東北部的風電項目,具體包括取得所有必要的監管批文,以及新疆項目的設計、興建及經營。

由於輸電設施吸納現有發電量的能力有限,輸電網擠塞,訂約方正在為取得有關開發及興建新疆項目的所需監管批文進行最後磋商,目前已取得初步電網連接意見自電網公司,這是新疆項目取得其他所需項目批文的重要一步。

6.4 募投項目

公司募集凈額為17.7億港元,預計70%用於收購中廣核的清潔及可再生能源電力項目,30%用於收購營運中的電力項目及從第三方收購新建項目。由於具體的收購要依據巿場狀況、取得監管批文及股東批準後才能確認,但公司預計將於2015年底前使用該等所得款項。

圖示:公司的募投項目


6.5 資本開支

公司於2011年、2012年及2013年及截至2014年4月30日四個月內,除物業、廠房及設備外的資本開支為6,980 萬美元、4.420 億美元、3.048 億美元及1.142 億美元;就收購物業、廠房及設備的已訂約但未於綜合財務報表內撥備的資本開支為6.073 億美元、3.957億美元、2.413 億美元及1.201億美元。

公司預計2014年及2015年的資本開支為1.329億美元及2,110萬美元,主要用於發展浮石二期水電項目、栗村二期電力項目展開聯合循環操作、投資及發展其他項目,以及遵照項目環境標準升級燃煤、燃氣及熱電項目。

7.核心優勢及劣勢分析

7.1 成長能力和競爭優勢

(1) 多元化電源組合,以清潔能源為發展方向

公司擁有多元化的電源組合,並且在中國和韓國均有分布,有助於發揮各電源發電的優勢,並對沖市場風險。以水電項目為例,能夠提供較高且穩定的盈利能力,而且運營的主要成本費用為折舊,不會形成實際現金流出,有助於提供良好的現金流量。

圖示:水電項目有較高且穩定的盈利能力


公司以清潔能源為發展戰略,符合能源供給結構改變的方向。

圖示:公司控股裝機容量以清潔能源為主


目前公司在中國的資產中,真正的清潔能源只有水電。三個水電項目處於廣西和四川,處於水資源豐富地區,兩地對水力發電的依賴度向來較高,並且未來清潔能源發展中仍非常重視水電項目的投資。

圖示:廣西省水電發電相對高


圖示:四川省水電發電量較高


圖示:四川和廣西的十二五能源規劃重視水電項目的發展


水力發電有很強的資源稟賦特征,水文條件好的地區,汛期較長且開發成本較低。公司的左江項目和浮石一期項目處於左江和融江,屬於紅水河區域,是國家優質水電資源所在的十三大水電基地之一。

(2)韓國栗村二期、黃石二期和浮石二期的投產是公司未來兩年的增長點

公司12、13年的收入增速分別為23%和10%,增長來源主要由運營帶來,即原有項目發電量的增長。

圖示:韓國收入增速更高


對於電力公司,新增裝機容量是成長性最重要的來源。由於紅籌結構的安排,公司擁有時間少於三年的境內資產在上市前被剝離出去,因此近兩年的增速沒有體現新項目的驅動能力。公司存量資產中,2014年韓國栗村二期和黃石二期新機組的投產,是公司未來的增長點。

栗村二期項目於2014年4月開始聯合循環,全部建成後能為公司帶來600兆瓦的增量資產,預計2015年貢獻稅後利潤5000萬美元,預計ROE水平可達15%。黃石二期新建兩臺機組,於2014年4月投入營運,裝機容量從76萬千瓦提高到136萬千瓦;浮石二期預計2014年12月開始商業運作,計劃裝機容量為18兆瓦。

此外,公司計劃於2016年開工建設大山二期,建成後總裝機容量為946兆瓦,加上栗村二期的600兆瓦,公司在韓國的裝機容量將翻倍。

(3)優質資產註入的預期,將為公司打開成長空間、提升盈利能力

作為中廣核集團下的非核清潔能源的收購平臺,公司有較大的資產註入預期,優質資產的註入將為公司打開成長空間並提升盈利能力。

根據公司目前運營的項目、未來戰略規劃以及中廣核集團旗下的非核清潔能源項目,預計即將註入的資產包括三塊:第一是廣西和四川的水電項目,第二是聯合開發的新疆的風電資產,第三是中廣核集團旗下的風電資產。

廣西和四川的水電項目

根據不競爭協議,中廣核旗下最具註入預期的資產為現有與中廣核美亞構成直接競爭的項目:廣西、四川的水電項目。中廣核集團於廣西省的水電項目是公司的3倍,在四川省的水電項目是公司的13倍。

圖示:中廣核集團旗下與公司在同一省份的項目


公司計劃開發新疆的風電資產

公司並沒有風電資產,但從公司的戰略來看,風電將是公司重點發展的方向。

目前公司計劃以1000萬人民幣收購一家公司,並與其他訂約方聯合開發位於新疆的風電資產,完成後的裝機容量將達到約300兆瓦。公司預計分六期進行,每期不超過50兆瓦,一期投資4.3億人民幣。根據這一預算,單位開發成本至少為8600元/千瓦,與其他風電運營商相比,這一成本相對較高。

圖示:對比其他風電運營商,這一開發成本相對較高


中廣核風電於新疆的風電資產註入

根據不競爭協議,中廣核集團旗下的風電資產未來也有註入預期。

中廣核集團下負責風電運營的平臺為中廣核風電有限公司,具有優質的風電項目資產和運營能力。

中廣核風電有限公司是國內大型風電投資企業之一。2013年底累計並網裝機容量489.5萬千瓦,新增裝機容量169.5萬千瓦,在建項目超過197.23萬千瓦,儲備風電場址資源超過4300萬千瓦,年度發電計劃超過100億千瓦時。

圖示:中廣核風電2013年底累計並網裝機容量排名第四,新增裝機容量排名第二


中廣核風電有較強的成長能力和盈利能力,2012年、2013年收入增速分別為51%和46%,毛利率也逐步提升。

圖示:中廣核風電有較強的成長能力和盈利能力


中廣核風電的業務主要分布於內蒙古、東北三省、中西部以及東南沿海地區,其中新疆地區裝機規模為55.25萬千瓦。

公司的利用小時數在2012年、2013年分別達到1970小時和2100小時,對比龍源電力、華能新能源、大唐新能源,這一利用小時數屬於較高的水平。而且,在棄風限電較嚴重的新疆地區,公司的平均發電利用小時數在2012年、2013年仍然分別達到2450小時和3080小時。

圖示:新疆地區裝機規模為55.25萬千瓦


圖示:對比其他風電運營商,公司的利用小時數屬於較高的水平


未來公司將采取項目滾動開發的方式,每年計劃新開工建設150-200 萬千瓦的裝機容量,投入運營150 萬千瓦左右的裝機容量。其中,不限電地區是投資的重點。公司儲備風電場址資源(4300 萬千瓦)中,不限電地區占比約40%,限電地區占比約60%。公司規劃至“十二五”,除已開工限電地區項目外,剩余投資項目全部集中於非限電地區,到“十二五”末,在役750萬千瓦裝機中,約2/3為非限電地區裝機。

圖示:公司在新疆仍有1個在建項目,預計裝機容量4.95兆瓦


(4) 多元化的融資渠道和較低的資金成本

公司有多元化的融資渠道,主要以債務融資為主,包括銀行借款、債券及股東貸款。綜合財務費用率相對較低,近三年分別為5.76%、4.33%和4.93%。

圖示:公司近三年財務費用率較低


截至2011年、2012年及2013年及2014年4月30日,公司的計息銀行借款分別為 8.126億美元、12.984 億美元、16.547億美元及 16.590億美元。公司根據具體的項目成立項目公司,通過相關項目公司進行債務貸款,這一類貸款通常對公司無追索權。近年來這一類無追索權的貸款占比逐步提高,未來公司也將繼續尋求利用無追索權的債務融資方式來為項目開發提供資金支持。

圖示:公司大部分銀行貸款無追索權


此外,公司於2012年6月獲得國家開發銀行股份有限公司香港分行的優先定期貸款融資,金額2.4億美元,利率按美元倫敦銀行同業拆息利率上浮3.0%;公司於2013年8月在聯交所發行3.50億美元的五年期到期債券,利率為4%;於2013年12月獲得控股公司中廣核集團 2.423億美元的貸款。另外,截至2011年、2012年及2013年及 2014年4月30日,公司的計息銀行借款總額的加權平均利率分別為4.46%、4.54%、4.25%及4.18%。

7.2 競爭不確定性

(1)風電資產註入時間具有不確定性且未來資本收益率可能不高

公司已於2011年年底簽訂聯合開發新疆項目的協議,兩年內仍未取得相關政府批文。這可能與2012年棄風限電嚴重有關,公司認為目前已經與電網公司達成初步意見,這將是獲取批文的重要一步,但獲取批文的時間仍具有不確定性,可能影響後續的收購及聯合開發進展。另外,按照此進度,公司不可能於2015年7月1日以前投產,而且公司預計的單位資本開支較大,在未來風電上網電價下調的預期下,公司的資本收益率可能較低。

(2)環保政策趨嚴的情況下,燃煤項目的環保升級能否及時達標具有不確定性。

目前公司燃煤項目未達標,已經負擔部分環保成本。在環保政策趨嚴、未來燃煤環保標準繼續提高的背景下,燃煤項目的收益情況可能會惡化。

(3)利率上升對公司資金成本可能帶來負面影響。

截至2013年年底,公司共有11.4億的美元借貸,其中韓元浮動利率借貸 4.97 億美元,美元浮動利率借貸1.9億美元,美元固定利率借貸3.5億美元,其余1.03 億美元。如果以美元為代表的海外浮動借貸利率上升,可能造成公司財務費用上升進而負面影響盈利能力。

8.可比公司估值

港股的電力公司主要包括火電為主的華能國際電力股份、華電國際電力股份,水電為主的中國電力,以及風電為主的華電福新、龍源電力、華能新能源。總體來看,火電公司規模大、市值大、估值較低,風電公司市值相對較小且有較高的估值。
中廣 美亞 集團 非核 能源 唯一 平臺 年內 併購 裝機量 裝機 翻倍 首募 募錢 錢厚 Tcoins
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美亞電力:集團非核能源唯一平臺 4年內並購裝機量翻倍

來源: http://www.gelonghui.com/portal.php?mod=view&aid=682

本帖最後由 晗晨 於 2014-11-10 19:47 編輯

中廣核美亞:集團非核能源唯一平臺,4年內並購裝機量翻倍(上)
作者:首幕錢厚

T姐導讀:中廣核美亞作為中廣核集團旗下容納非核資產的平臺,未來具有廣闊的成長空間和明確的收購計劃,預期收購中以水電和風電資產為主。中央發布的能源革命文件,是對於能源體系結構調整的一次全面指引,是中廣核美亞直至2020年的發展方針。未來四年翻倍的裝機容量,是對公司最好的激勵和利好。

繼中廣核電力深度研報後,T姐繼續為大家獻上廣核集團旗下另一瑰寶——中廣核美亞的深度研報。


目錄

1.核心關註

2.公司簡介

3.主營業務及盈利結構分析

4.中國電力行業分析

5.韓國電力行業分析

6.戰略及資本動作分析

7.成長性、競爭優勢與不確定性分析

8.可比公司分析

1.核心關註

1.1 公司成長能力和核心優勢

(1)公司的成長能力,主要來源於裝機容量的增長。未來內生性增長主要來源於黃石二期項目及栗村二期項目。

栗村二期項目於2014年4月開始聯合循環,全部建成後能為公司帶來600兆瓦的增量資產;黃石二期新建兩臺機組,於2014年4月投入營運,裝機容量從760兆瓦提高到1360兆瓦。

(2)公司是中廣核集團旗下唯一的非核清潔能源的收購平臺,未來外生性增長主要來源於中廣核集團的資產註入。

清潔能源發展,符合國家能源結構調整的大方向。中廣核集團的戰略布局中,中廣核電力和中廣核美亞分別為核電能源和非核清潔能源的唯一平臺,未來資產註入的預期大。

(3)公司擁有多元化的融資能力以及較低的資金成本。

1.2 所在行業未來態勢

(1)站在能源安全的角度,能源結構調整已經提高到能源革命的高度。

(2)中國能源供給結構的調整,清潔能源積極發展和石化能源高效清潔利用同等重要。

1.3 重大不確定性

公司存在如下三項重大不確定性:

(1)新疆風電資產註入時間具有不確定性,而且在公司單位資本成本較高、風電上網電價有下調預期的背景下,未來風電項目可能難以獲得較高的資本收益率。

(2)目前公司燃煤項目未達標,已經負擔部分環保成本。在環保政策趨嚴、未來燃煤環保標準繼續提高的背景下,燃煤項目的收益情況可能會惡化。

(3)利率上升對公司資金成本可能帶來負面影響。

2.公司簡介

2.1 公司主營業務

中廣核美亞定位為中廣核開發及運營非核清潔及可再生能源發電項目的全球唯一平臺。主要業務包括發電項目的開發運營、發電項目的管理以及蒸汽項目的運營,其中發電項目的開發和運營是業務的核心。

公司擁有多元化的電源組合。目前公司運營的發電項目共13個,包括燃煤、燃氣、燃油、水電及熱電項目,控股裝機容量為2769.6兆瓦,權益裝機容量為3561.3兆瓦。公司項目分布在中國和韓國,中國的項目分別分布在湖北、四川、江蘇、廣西和上海。

圖示:韓國的燃氣項目和中國的燃煤項目權益裝機容量占比較高



圖示:中廣核美亞旗下運營項目一覽表



公司向23個由中廣核能源及華美控股擁有權益的營運中電力項目提供管理服務,向服務接受方收取管理費,管理費占提供經營管理的開支的5%。但管理費收入並沒有體現在公司的報表中。公司提供管理服務的項目的總權益裝機容量為5,831.6兆瓦。其中有三個項目在擴建中,四個項目在建中,預期將於2014到2018年間為管理項目貢獻額外權益裝機容量454.9兆瓦。

此外,公司在上海金橋有一個蒸汽項目,與兩個熱電聯產項目共同為公司貢獻少量蒸汽銷售收入和接駁費收入。

2.1 股東及股權結構

2010年以前,中廣核美亞的股東為獨立外資股東;2010年被中廣核收購,中廣核集團成為公司的控股股東,通過全資子公司中廣核國際持有中廣核美亞100%的股權,上市後股權降低為72.3%。

中廣核集團是國內大型發電項目建設企業之一,旗下有較大電力項目資產,為帶來較強的競爭力。

圖示:中廣核美亞的股權結構



中廣核集團高管在美亞擔任要職的包括:主席兼非執行董事陳遂,同時擔任中廣核風電公司董事長、中廣核太陽能公司董事長、中廣核電力的監事;總裁林堅於1999年11月至2006年2月在中國廣東核電集團擔任多個職位,2006年到2012年擔任廣東核電合營有限公司總經理,2012年到2014年5月擔任中廣核能源開發總經理及董事。

3.主營業務及盈利結構分析

3.1 業務系統

公司的業務系統主要包括項目的建設開發、項目的運營以及項目的維護,項目運營包括購買原料、電力銷售。

(1)項目的建設開發

公司通過成立項目公司來進行發電項目的開發建設,或者通過收購的方式來獲得發電項目。

自建項目的資金以債務融資為主,包括銀行借款、債券及股東貸款。通常以項目公司的名義來進行債務融資,這類貸款對公司無追索權。

作為中廣核旗下的收購平臺,公司曾收購五個項目。五個項目中,和協燃氣項目由於近三年虧損,已於2014年關閉。

圖示:公司共收購五個項目



(2)項目的運營

項目的運營包括能源供應和電力銷售兩個部分。

圖示:項目運營核心業務流程圖



項目的能源供應

公司的燃氣、燃煤及熱電聯產項目及燃油項目需要能源供應。

燃氣項目的供應商具有單一的特征。韓國的兩個栗村項目的天然氣供應商是KOGAS,栗村一期項目的承購安排中包含能源費,決定其天然氣價格波動基本可以轉移給承購方。漢能項目的供應商為武漢天然氣有限公司,威鋼的供應商也是承購方寶鋼,天然氣的來源是高爐廢氣,價格根據寶鋼應付電價而按比例調整。

燃油項目的供應商也具有單一的特征,大山項目的供應商為Hyundai Oilbank,根據協議,購買價為韓國四間主要煉油公司的平均銷售價。

燃煤項目的供應商較分散。2013年以前,黃石一期、黃石二期的主要供應商是華電湖北發電公司及其母公司華電集團,自2013年開始,所有煤炭通過公開市場采購方式。近兩年煤炭價格的下降也使公司燃煤項目的利潤有所提高。

圖示:公司的能源供應情況



公司的電力銷售

公司與當地的電力公司簽訂協議以銷售電力。具體來看,公司的電力銷售有三種承購安排:

第一,最低承購量條款,即規定承購人每年購買電力的最低電量。

第二,容量費條款,即不論實際產出或調度,根據電力項目可供調度的容量付款。

第三,年度分配協議,即當地電網根據年度需求預測、調度計劃等因素制定公司的年度產量。

圖示:公司電力銷售的三類承購安排



(4)項目的維護和修理

公司對項目的維護通常以自行定期維護和重大檢修外判的方式進行。

圖示:公司的維護修理情況



3.2 收入結構

從業務來看,公司的收入來源包括電力銷售收入、容量費收入、銷售蒸汽收入和接駁費。

電力銷售和容量費本質都是電力銷售,但在承購安排上有區別:前者按照實際發電量銷售給承購方,後者按照可供電力的容量銷售給承購方。

接駁費是指客戶接入供熱網的一次性費用,一般在服務器內平均確認。例如,客戶初次連接到金橋蒸汽項目的蒸汽供應網之前,需要支付每噸人民幣44萬元的一次性接駁費。

圖示:公司的主要收入來源於電力銷售



分項目來看,控股裝機容量占比64%的燃氣項目貢獻超過一半的收入。

圖示:燃氣項目貢獻超過一半的控股裝機容量



圖示:燃氣項目貢獻超過一半的收入



從區域來看,韓國的裝機容量更大,其貢獻的收入從2011年的62%提升到2013年的68%。這是由於公司的大型燃氣項目均位於韓國。

圖示:公司的主要收入來源於韓國


3.3 盈利結構

公司的盈利模式主要包括電力銷售、蒸汽銷售和管理費。電力銷售是主要的利潤來源。分項目來看,燃氣項目貢獻了一半的營業利潤。

圖示:燃氣項目貢獻一半的營業利潤




此外,公司持有黃石一期和黃石二期49%的權益。兩個燃煤項目的投資收益對公司的凈利潤有較大貢獻,近兩年占凈利潤比重分別為39%和54%。

圖示:燃煤項目投資收益占凈利潤比重分別為39%和54%







近三年,公司的盈利能力有小幅提升。凈利率從1.39%提升到6.57%。主要原因是煤價下跌使公司燃煤項目盈利能力提高。特別是公司持股49%的黃石一期和黃石二期項目的盈利能力提高,為公司貢獻了較大的投資收益。

圖示:公司的盈利能力小幅提升


圖示:煤價下跌提升燃煤項目毛利率



公司燃氣項目的成本結構中,燃料成本占比高達88%,天然氣價格的上漲對公司毛利率影響較大。

圖示:燃氣項目的燃料成本占比較高



圖示:天然氣價格上漲對燃氣項目的盈利能力有較大影響



圖示:公司燃氣項目盈利能力下降



3.4 重要財務指標



4.中國電力行業分析

4.1 產業結構調整、環保政策趨嚴,全社會用電量將保持低增速

(1)產業結構調整背景下,用電量保持低增速

在經濟增速下行、國家產業結構調整的背景下,我國用電量呈現出增速下滑的趨勢。

2014年1-8月,全國全社會用電量3.64萬億千瓦時,同比增長4.0%,增速比上年同期回落2.8百分點。其中8月份,全國全社會用電量5025億千瓦時,同比下降1.5%,自2009年6月份以來全社會用電量增速首次出現負增長,增速同比回落15.2個百分點。

用電量增速下滑,除了整體經濟增速下行以外,更重要的原因在於國家的產業結構調整和主動化解產能過剩的調控政策,電力粗放式的消費在總體上得到控制。這一結構性特征體現在各產業和各行業用電量增速的變化。2014年上半年,第二產業用電比重同比下降0.25個百分點,四大高耗能行業用電占比降低0.2個百分點。8月份,四大高耗能行業用電量合計1493億千瓦時,同比增長3.4%,增速同比回落5.4個百分點,環比下降0.8%。其中,化工行業同比增長3.2%、環比下降1.9%,建材行業同比增長2.7%,環比下降2.4%,鋼鐵冶煉行業同比增長1.6%、環比下降3.6%;有色金屬冶煉行業同比增長6.8%、環比增長2.3%。除了有色金屬冶煉行業以外,其他均處於同比增速回落和環比下降的趨勢。

(2)環保政策趨嚴,各電源發電量、裝機容量和電源投資結構性變化

從供給端來看,各電源發電量、裝機容量和新增投資出現結構性變化,這是環保政策趨嚴的結果。

電源發電量:8月份水電發電量高速增長,18個省份火電發電量負增長

8月份,火電發電量3528億千瓦時,同比下降11.3%。其中,18個省份火電發電量負增長,華東、華中、華北(除天津增長2.0%外)和南方(除海南增長24.5%外)各省同比負增長,其中貴州、湖南和廣西降幅超過40%。8月份,8月份水電發電量1178億千瓦時,同比增長37.2%,全國風電發電量90.4億千瓦時,同比下降8.3%,環比下降17.6%;核電發電量131億千瓦時,同比增長18.5%。

各電源裝機容量結構性變化

截至6月底,全國6000千瓦及以上電廠裝機容量12.5億千瓦,同比增9.4%。其中,水電2.54億千瓦,火電8.79億千瓦,核電1778萬千瓦,並網風電8275萬千瓦,並網太陽能發電1814萬千瓦。

電源投資結構性變化

1-8月份,全國基建新增發電生產能力4811萬千瓦,比上年同期多投產101萬千瓦;其中,水電1529萬千瓦、火電2285萬千瓦,核電329萬千瓦、風電投產544萬千瓦、太陽能投產124萬千瓦;水電與太陽能發電分別比上年同期少投產75萬千瓦和124萬千瓦,火電與核電分別多投產193萬千瓦和109萬千瓦,風電基本持平。

5.2 站在能源革命高度看能源結構變革

(1)從能源安全的角度看待能源革命

習近平主席6月13日主持召開中央財經領導小組第六次會議,研究我國能源安全戰略。習主席在講話中指出,要抓緊制定2030年能源生產和消費革命戰略,研究“十三五”能源規劃。習主席第一次把能源戰略提高到革命的角度能源革命的提出,體現出能源結構改變的重要意義。

能源革命以能源安全為前提,而能源安全涉及政治安全、經濟安全、生態安全、資源安全、核安全,在國家安全體系中占有重要地位。根據中國節能協會,2013年我國石油對外依存度已達60%,天然氣對外依存度達30%。

總體來說,能源革命包括能源消費革命、能源供給革命、能源體制革命和能源技術革命四個方面。能源消費革命與產業結構調整密切相關,其表征正是用電量整體低增速和結構分化現象:整體用電量保持低增速、高耗能產業用電量增速下滑。能源供給革命的核心是建立多輪驅動的能源供應體系,在供給端表現為非石化能源發展和石化能源的高效清潔利用,兩方面同等重要。此外還包括能源體制向市場化方向改革,以及通過能源技術革命來實現產業升級。

圖示:能源革命的內容



(2)政策加速能源結構變革,非化石能源和化石能源的清潔高效利用將同等重要

在能源革命的高度下,能源局將出臺一系列政策以加速能源結構的變革。目前能源局正在起草“十三五能源規劃”,從局長吳新雄的一系列講話來看,到2020年的目標已經基本明確。總體來看,非化石能源占能源消費總量比例為15%,加快發展風電、光伏、水電、核電等可再生能源,對煤炭發電則以節能減排的環保疏導為主。

圖示:非化石能源發展和化石能源清潔高效利用將同等重要



根據《能源發展“十二五”規劃》,2013到2015年裝機複合增速分別為:光伏(86%)、核電(47%)、風電(18%)、生物質發電(18%)、燃氣發電(14%)、火電(8%)、水電(5%);從更長期的規劃來看,2013到2020年裝機複合增速分別為:光伏(41%)、風電(16%)、水電(7%)。

(3)各電源的發展趨勢

煤電:上大壓小,加強環保疏導

2007 年,國務院出臺《關於加快關停小火電機組若幹意見的通知》,提出推進“上大壓小”工作,要求在建設大容量、低消耗、少排放的大型機組的同時,相對應地關停一部分小火電機組。具體的折算比例為:建設單機30 萬千瓦機組要關掉其容量80%的小機組,建設單機60 萬千瓦機組要關掉其容量70%的小機組,建設單機100 萬千瓦機組要關掉其容量60%的小機組。

截至2012 年底,全國火電機組中,60萬千瓦以下機組的裝機容量占比約56%。長期來看,未來大型機組仍將持續替代高排放、經濟效益差的小型機組。

今年以來,國家對煤電進行環保疏導也有清晰的目標。

9月19日國家能源局出臺《煤電節能減排升級改造行動計劃(2014—2020年)》,總體目標為到2020年燃煤熱電機組裝機容量占煤電總裝機容量比重降低到28%,同時對燃煤發電機組平均供電煤耗提出更嚴格的標準:新建項目低於300克/千瓦時,現役項目低於310克/千瓦時。

圖示:《煤電節能減排升級改造行動計劃(2014—2020年)》核心內容



8月出臺《國家發展改革委關於進一步疏導環保電價矛盾的通知》,自9.1起執行,核心內容包括:降低有關省(自治區、直轄市)燃煤發電企業脫硫標桿上網電價,平均每千瓦時降低0.93分,約2%。

該政策的核心是環保疏導。對脫硝、除塵排放達標並經環保部門驗收合格的燃煤發電企業,電網企業自驗收合格之日起分別支付脫硝、除塵電價每千瓦時1分錢和0.2分錢。該政策將加大火電企業的環保成本:在現有達標的基礎上,火電要達到接近燃氣機組的排放效果,單位千瓦脫硫、脫硝、除塵合計投資200~300元;但此後通過環保驗收的火電機組,能夠獲得脫硝、除塵等環保電價回補。

風電:政策扶持階段,配額制出臺將助力並網消納

風電行業在2005年到2010年期間以裝機量年均80%的增速爆發式增長,在2011和2012年間由於嚴重的棄風限電而進入低谷,2012年棄風率高達17.12%,新增風電裝機量同比減少26.49%;2013年在一系列措施下行業逐步複蘇:棄風率下降到10.7%,新增風電裝機16GW,同比增長24.14%,平均利用小時數從1890提高到2074小時。

圖示:全國平均棄風率從2013年以來逐步下降



2013年開始棄風率下降是政策高度重視和強執行力的結果。2013年初,國家出臺了政策要求做好並網和消納工作,增強電網對風電的消納意願。

圖示:政策及時出臺加強風電消納



蒙東、蒙西、河北、甘肅、遼寧等省份,即棄風限電的“重災區”,風電裝機量超過全國存量的60%。2013年這些風電裝機大省的棄風率出現顯著下降,對整體的棄風率下降有較大的貢獻。

此外,新核準的風電項目逐步向非限電地區傾斜。2014年2月第四批核準項目下發,容量27.6GW。近45%位於華東地區(風電消納能力較強)和西北地區(具備跨區域電力外輸渠道),東北地區的新增風機核準量占比僅為3%(棄風限電嚴重)。這將有助於棄風率下降到合理的水平。

圖示:新核準風電項目向非限電地區傾斜



今年配額制的出臺對風電消納將有重大意義。2014年8月,《可再生能源電力配額考核辦法(試行)》由國家發改委主任辦公會討論並原則通過。該文件規定了2015、2020 年全國各省份非水電可再生能源(包括風電、光伏、生物質、地熱發電和海洋能發電)的發電量占社會用電量所需達到的比例。

假設可利用小時數維持在2013年的水平,根據文件的指標測算,2015、2017和2020年風電裝機量分別為119.7GW、157.9GW以及213.8GW。

分區域來看,未來風力發電的發展重心是內蒙古、甘肅、新疆等傳統風電大省,這是由於風電運營對於選址的要求高,風場資源的好壞對於投資回報的影響大。

圖示:未來風力發電的重心仍是內蒙古、甘肅、新疆、吉林等傳統風電大省



政策將指標分為基本指標和先進指標兩級進行考核,基本指標具有剛性。如果在考核期內未達到基本指標,國務院能源主管部門可采取暫停下達或減少其化石能源電力年度新增建設規模等措施。政策將使各地方有充分的動力降低存量風電場棄風率,改善風電場的盈利能力。

此外,發改委和能源局自上而下的主導了12條大氣汙染防治輸電通道的建設,預計2017年投運,將對解決棄風重災區(蒙東、蒙西、河北、甘肅、遼寧等)的風電場輸出問題、提升當地利用小時起到重要的作用。

圖示:12條輸電通道建設將有助於解決棄風重災區的棄風率



另外,風電上網電價正醞釀下調預期。9月中旬,發改委價格司下發風電上網電價下調方案征求意見稿,從2015年7月1日開始,將四類資源區新增裝機的標桿電價分別由0.51、0.54、0.58、0.61元/度分別下調到0.47、0.5、0.54、0.59元/度,並調整部分地區的資源區劃分。電價下調將降低2015年7月1日以後投產項目的投資收益率。

圖示:現行的標桿上網電價



圖示:標桿上網電價下調方案



水電:傳統清潔能源,電價機制改革打開上網電價提升空間

水電屬於傳統清潔能源,發展相對成熟。

水電較早實現了優先並網、全額上網。2005年2月28日的《中華人民共和國可再生能源法》提出國家鼓勵和支持可再生能源並網發電;2006 年發布《關於加快電力工業結構調整促進健康有序發展有關工作的通知》,重點是依法貫徹落實《可再生能源法》中有關可再生能源發電電價、電量、上網等政策,加大對可再生能源的扶植力度,實現水電全額上網,同網同價。

以前水電上網電價實行“一廠一價”、“一站一批”的定價方法,即根據每個水電站的成本核定水電上網價格。在此機制下,水電上網電價明顯低於其他電源。

2014年出臺《關於完善水電上網電價形成機制的通知》,新投產機組開始實施“落地電價倒推”的定價方式。具體來說,新機制的重大改變包括:跨省跨區域交易價格,由受電地區落地電價倒推而確定;省內上網電價實行標桿電價制度,以本省省級電網企業平均購電價格為基礎,統籌考慮電力市場供求變化趨勢和水電開發成本制定。目前火電占我國發電量的80%,這種機制在某種意義上講可以視為一定程度的“水火同價”。

圖示:水電上網電價較低



該政策使新投產機組明顯受益,也將加大未來水電項目的投資。隨著電價改革的深入,存量水電機組仍有一定的提升空間。

中國燃氣發電:氣電價格機制不完善,盈利能力普遍弱

2013年底中國燃氣發電累計裝機容量5000萬千瓦,在總裝機容量中占比3.52%;發電量占比2.19%。國家對燃氣發電的定位是調峰,調峰調頻機組容量約占燃氣發電機組總容量的70%。

根據國家的能源規劃,到2015年底裝機容量達到6000萬千瓦,到2020年底裝機容量達到1億千瓦。

圖示:我國發電占天然氣消費的比例和天然氣占裝機容量的比例都不高



與其他國家相比,我國發電占天然氣消費的比例和天然氣占裝機容量的比例都不高。

從政策來看,發電在天然氣消費中並不是最鼓勵的。根據2007年制定的《天然氣利用政策》,把天然氣利用分為優先類、允許類、限制類,燃氣發電的優先順序並不高。具體來看,優先類中,城市燃氣優先於工業燃料和包括煤層氣(煤礦瓦斯)發電項目、天然氣熱電聯產項目在內的其他項目;允許類中,城市燃氣先於工業燃料,工業料先於天然氣發電和天然氣化工。

這是資源稟賦和能源安全所決定的。2013年,中國天然氣表觀消費量為1676億立方米,同比增長了13.9%,其中進口 530億立方米,增長了25%,進口依存度超過30%;預計2015年、2020年我國對國外天然氣的依存度將達到35%、42% 。

目前燃氣發電在區域分布上,以廣東、江蘇、上海、浙江、福建、北京為主。這些地方經濟發達、峰谷較大,對燃氣發電客觀上形成較大需求。

圖示:燃氣發電集中在經濟發達地區



從盈利能力來看,天然氣發電盈利性差。以華電集團為例,其2013年燃氣機組裝機容量728萬千瓦,在五大發電集團的燃氣裝機總量中占比40%,2013年的利潤為6億元,而同樣規模的燃煤機組按2013年的煤炭價格能貢獻35億元的利潤。

圖示:燃氣發電發電成本偏高、上網電價偏低



盈利能力差的核心原因在於氣價、電價未理順。相對於其他電源,中國天然氣發電成本較高,而且作為發電成本最主要部分的天然氣仍存在上漲預期。而另一端,目前天然氣上網電價偏低。

圖示:現行天然氣價格和上網電價使燃氣發電難以盈利



註意:發電成本若沒有權威數據,假設1立方米發電5千瓦時,天然氣成本在發電成本中占比75%。

天然氣價格長期以來存在亞洲溢價,中國在亞洲相對較低。目前亞洲天然氣價格是美國的4倍,中國相對較低。中國相對亞洲整體較低的溢價,是由於中國有國產天然氣,而日韓幾乎全部依賴進口。

在定價機制上,中國采用混合銷售、一地一價、成本加成的定價模式,天然氣價格被認為是人為壓低的。2013年7月天然氣價格上調並存在持續上調的預期:全國平均門站價格由每立方米1.69元提高至每立方米1.95元;到2015年底繼續提高到3.1元到3.3元/立方米的水平。經測算,天然氣價格上漲0.4元/立方米,發電成本增長0.09元/度,因此需要上網電價的調整來順延天然氣價格上漲帶來的損失。

但是,在上網電價上,中國采取各省自定、一機組一價的定價模式。總體來看,燃氣機組大都虧錢,導致中國燃氣機組通常選擇以檢修為名不發電、靠政府補貼兩種方式來生存。

圖示:天然氣價格上調,上網電價局部上調



目前有一些省份采取容量電價和上網電價兩部電價的安排。以上海為例,容量電價每年核定補償2500小時,容量電價為0.22元/千瓦時,不管發不發電,每年固定由電網支付給燃氣電廠。華能上海燃機發電有限責任公司的燃氣機組的總裝機容量120萬千瓦,每年能獲得容量電費6.6億元。公司位於武漢市的漢能電力項目,每年發電小時數僅有500小時左右,而每年獲得容量電費約5億元。 

此外,燃氣機組由於核心技術未掌握,設備主要由GE、西門子、三菱重工壟斷。與其他發電機組相比,燃氣機組的投資成本不高,大概3000-4000元/千瓦,比燃煤機組、核電機組以及風電機組都要低。但是,在維修上嚴重依賴外資,平均每年的檢修費用高達5000萬甚至上億。



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2014年中國風電裝機容量統計完整版

來源: http://www.gelonghui.com/portal.php?mod=view&aid=1671

本帖最後由 港仙 於 2015-3-20 10:35 編輯

2014年中國風電裝機容量統計完整版

[特別聲明]
1. 本報告版權歸“ 中國可再生能源學會風能專業委員會(中國風能協會,Chinese Wind Energy Association,CWEA)”所有,未經事先書面授權,任何個人和機構不得對本報告進行任何形式的發布、複制。如引用,需註明出處為“中國可再生能源學會風能專業委員會”或“中國風能協會”,且不得對本報告進行有悖原意的刪節和修改。

2. 本統計數據來源於風電機組制造商,雖與各方核實,但對於項目數據的絕對真實性和準確性本專委會不作任何保證。

3. 報告中的信息不構成投資、法律、會計或稅務的最終操作建議,本專委會不就報告中的內容對最終操作建議作任何擔保。

統計說明
1. 自2014 年12 月末至2015 年2 月,中國可再生能源學會風能專業委員會對“2014年中國風電裝機情況”進行了調研和統計,具體統計時期為:2014 年1 月1 日至2014 年12月31 日。統計基礎數據來源於風電機組制造商,具體的項目信息與各風電機組制造商、風電場開發商以及各地發改委進行了核對,並對部分項目進行了現場核對,以期保證統計信息的真實、準確。

2. 本統計中的“風電裝機容量”是指“出廠吊裝容量”,是風電場現場已完成吊裝工程的風電機組容量,具體指廠家發貨到現場,施工單位完成該項目的最後一臺機組吊裝後的容量統計,與風電並網裝機容量或發電裝機容量不同,本統計中,不考慮是否已經調試運行或並網運行。出廠吊裝容量的主要意義在於體現年度設備銷售市場狀況,同時也體現了企業年度生產量和出貨量情況。

3. 本統計雖與發改委、開發商等核實,但由於各統計存在不同時間截點、不同統計口徑等問題,因此與開發商及相關政府管理部門的統計結果不完全一致。

總體裝機情況
2014 年,中國風電產業發展勢頭良好,新增風電裝機量刷新歷史記錄。據統計,全國(除臺灣地區外)新增安裝風電機組13121 臺,新增裝機容量23196MW,同比增長44.2% ;累計安裝風電機組76241 臺,累計裝機容量114609MW,同比增長25.4%。
區域裝機情況
2014 年,我國各大區域的風電新增裝機容量與2013 年相比, 除東北地區有所下降外,其他區域的新增裝機容量均呈上升態勢。東北三省區域除黑龍江省新增裝機容量略顯增長外,吉林和遼寧分別同比下降28.76% 和44.8%。西南和西北區域新增裝機容量分別同比增長72.26% 和67.84%,華北區域同比增長45.44%、華東區域同比增長41.26%。
2014 年,我國各省區市風電新增裝機容量中,排名前五的省份有甘肅、新疆、內蒙古、寧夏和山西,占全國新增裝機容量的52.6%。其中甘肅同比增長488.3%, 寧夏同比增長91.44%,新疆同比增長2.23%,內蒙古同比增長29.46%,山西同比增長17.97%。
2014 年,我國風電累計裝機容量(除臺灣地區外)為114608.89MW,其中,內蒙古自治區依然保持全國首位,累計裝機容量達到22312.31MW,占全國19.5%。其次為甘肅,占全國9.36%,河北和新疆占比相當,分別為8.61% 和8.44%。

海上風電裝機情況
2014 年,中國海上風電新增裝機61 臺,容量達到229.3MW, 同比增長487.9%, 其中潮間帶裝機容量為130MW,占海上風電新增裝機總量的56.69%。截至2014 年底,中國已建成的海上風電項目裝機容量共計657.88MW。
截至2014 年底,我國潮間帶累計風電裝機容量達到434.48MW,占海上裝機容量的65.6%,近海風電裝機容量占34.4%,其中規模化項目為東海大橋海上項目(102MW)及其二期項目,龍源如東海上(潮間帶)示範風電場,還有江蘇如東擴建項目,其余主要為各風電機組制造商安裝的實驗樣機。


截至2014 年底,海上風電機組供應商共11 家,其中累計裝機容量達到100MW 以上的機組制造商有華銳風電、上海電氣、遠景能源、金風科技,這四家企業海上風電機組裝機量占海上風電裝機總量的86.9%。
在所有吊裝的海上風電機組中,累計裝機容量最多的是3MW 機組,占總裝機容量的27%,其次是4MW 機組,裝機容量占20%,2.5MW和3.6MW 機組裝機量分別占到16%和15%。目前單機容量最大的是6MW 機組,分別由聯合動力和明陽風電供應。




風電機組機型統計
2014 年,我國新增裝機的風電機組平均功率達到1768kW,與2013 年的1720kW相比,增長2.81% ;累計裝機的風電機組平均功率為1503kW,同比增長3.8%。
2014 年,我國新增風電機組中,1.5MW和2MW 風電機組占據市場主體地位,占全國新增裝機容量的87% ;與2013 年相比,1.5MW機組市場份額下降了5 個百分點,而2MW 機組所占市場份額上升了10 個百分點;另外,1.5MW~2MW 機組市場份額為2%,2MW~3MW 機組的市場份額占到7%,3MW及以上機組占到4%。
2014 年,我國累計風電裝機中,1.5MW的風電機組仍占主導地位,占總裝機容量的61% ;2MW 的風電機組市場份額上升至22%,2MW至3MW 機組占到4%,3MW 及以上的風電機組所占比例不斷升高,達到2%。另外,小於1.5MW 的機組占到10%。





從1.5MW 和2MW 機型歷年裝機看,1.5MW 機組最早裝機出現在2004 年,2004年至2010 年裝機量持續上升,2010 年達到裝機量峰值,之後出現下滑直到2014 年裝機容量再現上升。2MW 機組最早裝機出現在2006年,之後裝機容量一路攀升,並持續保持上升態勢。
風電機組制造商裝機情況
2014 年,中國風電有新增裝機的制造商共26 家,機組供應商雖然在減少,但是裝機容量卻創下歷史新高。其中金風科技新增裝機2794臺, 新增裝機容量4434MW, 占據19.12% 的市場份額。其次為聯合動力、明陽風電、遠景能源和湘電風能。2014 年,新增裝機排名前五位的風電機組制造商所占市場份額共計為55.26%,排名前十位的風電機組制造商所占市場份額達到80.28%。與2013 年相比,排名前五的企業中,金風科技同比增長18.2%,其他四家企業新增裝機容量同比增長分別達到60% 以上。另外,值得一提的是東方電氣的新增裝機容量同比增長126%。



風電開發商裝機情況
2014 年,在風電新增裝機容量上,華電集團由2013 年的第五位上升到第一位,新增裝機容量達到3379MW,占全國風電新增裝機總量的14.57% ;國電集團位居第二,占新增裝機的13.09%,其下屬的風電上市企業龍源風電新增裝機容量達到1774.2MW。接下來是中廣核、華能集團、中電投,分別排在第三、第四,第五位。
2014 年,在中國風電累計裝機容量上,僅國電集團超過了20GW,占全國累計裝機容量的17.93%,其次分別為華能集團和大唐集團,累計裝機容量達到13138.38MW 和11399.16MW,所占市場份額分別為11.46%和9.95%。進入中國累計風電裝機容量排名前十位的開發商還有華電集團、中廣核、中電投、國華、華潤集團、天潤、三峽集團。


風電機組出口情況
2014 年,我國共有5 家風電機組制造商向國外出口風電機組,已發運出口共189 臺,已發運容量共計368.75MW。其中,機組銷售項目占總出口的72.5%,其他為EPC 和投資項目。
截至2014 年底,我國風電機組制造商已出口的風電機組共計937 臺,累計容量達到1761.25MW。
截至2014 年底,在風電機組制造商中,金風科技出口量最大,占總出口量的48.44%,其次是華銳風電、三一重能、明陽風電。




截至2014 年底,中國風電機組出口國家已經擴展到28 個,其中向美國出口的風電機組最多,累計達357.75MW,占出口總容量的20.3%。其次是巴拿馬、埃塞俄比亞。(來自中國風能協會)
2014 年中 國風 裝機 容量 統計 完整
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中國電力新能源(0735)裝機量提速,業績進入增長期

來源: http://www.gelonghui.com/portal.php?mod=view&aid=2131

本帖最後由 jiaweny 於 2015-4-20 16:26 編輯

中國電力新能源(0735)裝機量提速,業績進入增長期
作者:魯衡軍
投資要點
維持“買入”投資評級,目標價1.0港元,較現價有53.8%的上升空間。中國電力新能源是領先的多元化清潔能源供應商,受益於我國能源結構調整帶來的歷史發展機遇,公司清潔能源裝機容量持續提升,未來3年經營業績有望高速增長。我們預測2015-2017年公司營業收入分別為29.6億、56.4億和65.3億元,股東凈利潤分別為4.96億、7.26億和10.74億元,對應每股基本收益分別折合港幣5.26、7.70和11.38港仙。考慮到公司的業績增速和行業估值情況,我們綜合給予中電新能源未來12個月內1.00港元的目標價。目標價約相當於2015-2017年PE為19.0、13.0、8.8倍,目標價較現價0.65港元約有53.8%的上升空間,維持其“買入”的投資評級。

新增風電裝機於2015年貢獻業績。2014年公司新增裝風電裝機554.5兆瓦,累計風電裝機至1,383兆瓦,另有46.5兆瓦風電裝機今年並網。這新增的600兆瓦風電裝機將在2015年貢獻主要業績增長。2014年全國風況不佳,風機利用小時數明顯下降,不包括試運行的2個新建風電場前提下,公司的風力發電量同比下降4.22%。考慮到新增裝機和今年風況的好轉,我們預測2015年風力發電量達26.4億千瓦時,同比增長達84.5%。

東莞燃氣發電二期225015年投產,燃氣發電裝機量爆增。2015年,裝機總容量為920MW的東莞燃氣發電二期,共兩臺燃氣機組預計將於2015年11月投產運營,燃氣發電裝機量同比爆增255%。東莞燃氣二期是燃氣熱電聯產項目,我們預計利用小時數至少可達3,500小時。燃氣價格方面,按最新廣東省轉發國家發改委《關於理順非居民用天然氣價格的通知》,廣東省天然氣門站價2.88元/立方米,省管網公司銷售門站價3.12元/立方米。因公司的項目用氣量大,相信購氣上具有一定價格優惠。當前原油價持續在低位調整,天然氣價格未來仍存下調預期。另外,按國家發改委去年底發布的《關於規範天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》,對新投產的天然氣熱電聯產發電機組上網實行標桿電價政策,即燃氣上網電價不超過當地燃煤發電上網標桿電價或當地電網企業平均購電價格每千瓦時0.35元,具體電價水平由省級價格主管部門綜合考慮後確定。

垃圾發電項目儲備豐富,新建項目收入確認會計規則或改變。截至2014年年底,公司正式投運的垃圾項目2個,垃圾發電裝機容量54MW,日處理垃圾2,700噸。已開工在建項目24兆瓦(海口二期),日處理垃圾1,200噸。根據公司公告的儲備項目和進展情況,我們預計到2016年年底,公司的垃圾發電運營項目有望新增4個,裝機容量新增48MW,日處理垃圾量增加4,800噸至7,500噸,垃圾處理量同比增長177.8%。另外對於新建的垃圾發電BOT項目,公司有可能按照行業慣例確認收入,即在項目建造期間按照完工百分比法確認建造收入,提前確認項目的部分投資收益。

水電大項目穩步推進。當前公司共控股運營著6個水力發電廠,控股裝機容量651MW,權益裝機595.8MW。2013年投產的重慶梅溪河水電及並購的盈江水電現均已進入穩定運營階段。目前公司水電儲備項目包括裝機量40MW梅溪河二級三級電站和裝機量高達728MW的老撾波諾水電項目。老撾項目當前處於前期準備階段,預計在2018年之後建成投產,是公司遠期的業績增長點。

光伏裝機量快速提升。截至2014年年底,公司共運營著4個光伏電站,控股裝機容量100MW。當前公司在建光伏項目40兆瓦,預計2015年並網。公司光伏項目儲備量達430MW,未來每年預計有50-100MW的新增裝機量。

中電投集團資產註入或成為公司增長的外延動力。中國電力新能源是五大發電集團之一的中國電力投資集團旗下的清潔能源海外上市平臺,也是香港上市的國內第一家新能源企業。中電投集團註冊資本金人民幣120億元,在全國唯一同時擁有水電、火電、核電、新能源資產,是國家三大核電開發建設運營商之一。中電投集團截至2014年發電總裝機量為96.7吉瓦,其中清潔能源裝機占比38.47%,在五大發電集團中居首,但資產項目分布較為分散。如果中電投集團未來將各發板塊發電資產整合,比如部分清潔能源資產註入到735.HK平臺,這將為中電新能源帶來巨大的外延增長動力。

多元化的發電組合創造協同效益。中電新能源致力於發展清潔能源,擁有多元化的清潔能源發電組合,包括風電、水電、燃氣發電、垃圾發電、光伏發電等項目。多元化的發電組合可創造協同效益,也有助於抵抗單一發電種類在不利年景下的發電量波動風險。此外,多元化發電資產組合也使公司受惠於政府鼓勵開發不同類型清潔能源項目的各項優惠政策。

政策助力清潔能源可持續發展,中電新能源長期受惠。在我國能源結構轉型發展的歷史背景下,政府對風電、光伏、垃圾發電等可再生能源出臺了一系列的優惠政策,治霾特高壓輸電通道建設將大幅度改善西部棄風棄光限電現象,而即將推出的可再生能源配額考核政策將徹底改變我國風電、光伏行業的發展態勢。面臨我國大力發展可再生能源的歷史機遇,致力於發展清潔能源的中電新能源必將長期受惠於這一歷史過程。

風險因素
市場風險在建發電項目進展不及預期。風力發電業務風況資源不佳,棄風棄光限電現象改善不及預期。

水電業務:方面水文資源不佳。

系統風險:宏觀經濟下行,用電端需求大幅下滑。





來源:興證香港

(註:文中觀點僅代表作者看法,僅供參考)


中國 電力 新能源 0735 裝機量 裝機 提速 業績 進入 增長期 增長
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印度太陽能大躍進計劃 裝機量6年增長超16倍

來源: http://www.yicai.com/news/5024048.html

印度負責電力、煤炭和可再生能源的國務部長Piyush Goyal最近稱,印度計劃把100吉瓦太陽能裝機容量的目標提前到2017年底就實現。

早在2014年,印度總理莫迪宣布了一個計劃:到2022年,印度要實現100吉瓦的太陽能裝機容量。這個數量是此前目標的5倍之多。

要知道,在2014年,全世界太陽能的總共裝機容量也不過181吉瓦。

印度2015財年太陽能裝機量為2.9吉瓦,2016財年為5.8吉瓦。如果要實現100吉瓦的目標,需要增長超16倍。這一目標若實現,印度這個尚有3億多人長期缺電的國家不僅僅會擺脫缺電的困境,還將變身為全球可再生能源的領先者。

世界前20位的經濟體中,印度平均日照量最多,尤其是拉賈斯坦邦有廣袤的沙漠地帶,常年日照充足,非常適合修建光伏發電網絡。其最大的障礙莫過於薄弱的電力輸送基建和資金的匱乏。

特倫甘納(Telangana)、卡納塔卡(Karnataka)和泰米爾納德(Tamil Nadu)將會在2017年見證到最多的太陽能裝機增量,三地新增的裝機總量將會超過全年總量的三分之一。

除了裝太陽能,印度也在努力改革和完善輸電網。除了完成100吉瓦的太陽能裝機容量,印度還計劃到2022年安裝175吉瓦的可再生能源,到2030年將可再生能源的發電占比增加到40%。

印度 太陽能 太陽 大躍進 大躍 計劃 裝機量 裝機 增長 16
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微軟承認Win10無法在2018年中期達到10億裝機目標

一年多前,微軟預測Windows 10到2018年中期將達到十億設備裝機量。然而周五,公司高管卻改變了口風。

據新浪科技報道,至頂網(ZDNet.com.cn)記者艾德·波特(Ed Bott)在周五發表博文稱,微軟高管仍舊預計基於Windows 10運行的設備將達10億臺,但此事“不太可能像微軟最初預期的那樣在2018年中發生”。

微軟發言人對此發表聲明稱:“Windows 10推出後的采用率是公司歷史上最高的,月度活躍設備已超3.5億臺,用戶滿意度和參與度都創下了紀錄。我們對截至目前為止所取得進展感到高興,但由於公司正將重點放在手機硬件業務上的緣故,實現月度活躍設備10億臺的目標將需更長時間,要到2018財年以後才可達成。在未來一年時間里,我們對商用部署和新設備將會帶來的使用量增長感到激動,用戶對Windows系統的滿意度也將上升。”

在2015年Build開發者大會上,微軟Windows及其設備主管特里·梅爾森(Terry Myerson)作出了最初的預期,並在當時指出這種預期涵蓋了基於Windows 10操作系統運行的各種設備,如臺式機、PC、筆記本、平板電腦、Windows Phone、Xbox One遊戲機、Surface Hub電話會議系統、HoloLens增強現實眼鏡和多種物聯網設備等。另外,當時還有微軟高管稱,這10億臺設備中大多數都將是PC和平板電腦。

但在那時,微軟高管的預期是基於Windows 10 Mobile操作系統運行的Windows Phone設備也將有助於其在2018年中期達成目標。然而,Windows Phone市場自2015年4月以來已銷聲匿跡,微軟高管已經承認Windows Phone並非該公司在2016年中重點關註的業務。

市場上仍有傳聞稱,微軟將會發布某種類型的Surface Phone設備,但這種設備要到2017年才會浮出水面。Surface Phone將是一種利基市場產品,主要以商用市場為目標,旨在展示微軟的Continuum功能。

微軟一直都在積極嘗試推動現有的Windows 7和Windows 8.x用戶改用Windows 10,為此推出了一項截止於7月29日的免費升級計劃。但對於Windows 10的采用率來說,這項計劃所帶來的影響很可能是相對較小的,原因是幾乎沒有用戶是通過升級來獲得新版Windows系統的。通常來說,用戶會通過批量授權/購買協議的方式來獲取新版Windows系統,或是購買安裝了新版操作系統的新硬件。

微軟 承認 Win 10 無法 2018 年中 達到 裝機 目標
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中國水電投產裝機量世界首位 “十三五”再投5000 億元

中國《水電發展“十三五”規劃(2016 - 2020年)》(下稱《水電規劃》)終於出臺。第一財經記者註意到,《水電規劃》提到,中國水能投產裝機容量居世界首位。“十三五”期間,國內水電建設投資需求將達到大約5000 億元。

水電建設將帶動水泥、鋼材的消費

11月29日,國家能源局官網公布了《水電規劃》全文。按規劃,全國新開工常規水電和抽水蓄能電站各6000萬千瓦左右,新增投產水電6000萬千瓦,2020年水電總裝機容量達到3.8億千瓦。

其中,常規水電3.4億千瓦,抽水蓄能4000萬千瓦,年發電量1.25萬億千瓦時,折合標煤約3.75億噸,在非化石能源消費中的比重保持在50%以上。

與此同時,“西電東送”能力不斷擴大,2020年水電送電規模達到1億千瓦。預計2025年全國水電裝機容量達到4.7億千瓦,其中常規水電3.8億千瓦,抽水蓄能約9000萬千瓦;年發電量1.4萬億千瓦時。

《水電規劃》透露,初步測算“十三五”期間水電建設投資需求約5000 億元,其中大中型常規水電約3500億元,小水電約500 億元,抽水蓄能電站約1000億元。按20% 的資本金比例測算“十三五”期間資本金需求為1000億元,融資4000 億元。

其中,西部的四川省、雲南省、西藏自治區是常規水電建設的重點區域,水電建設投資分別達到1800億元、1000億元、300億元;山東、浙江、安徽、福建、河北等省建設投資規模均超100億元。預計常規水電單位千瓦投資在1.3萬元以上,抽水蓄能單位千瓦投資7000元左右。

“十三五”期間,水電建設將帶動水泥、鋼材的消費。水電建設和運行期間還將為地方經濟社會發展增加大量的稅費收入,初步測算,“十三五”期間新投產水電運行期年均稅費可達300億元。此外,電站建設對改善當地基礎設施建設、拉動就業、促進城鎮化發展都具有積極作用。

《水電規劃》還提出了大型基地建設,中小流域開發,抽水蓄能建設,體制機制改革,水電開發扶貧,水電國際合作等十大重點任務。

《水電規劃》提到,基本建成六大水電基地。繼續推進雅礱江兩河口、大渡河雙江口等水電站建設,增加“西電東送”規模,開工建設雅礱江卡拉、大渡河金川、黃河瑪爾擋等水電站。加強跨省界河水電開發利益協調,繼續推進烏東德水電站建設,開工建設金沙江白鶴灘等水電站。加快金沙江中遊龍頭水庫研究論證,積極推動龍盤水電站建設。基本建成長江上遊、黃河上遊、烏江、南盤江紅水河、雅礱江、大渡河六大水電基地,總規模超過1億千瓦。另外,著力打造藏東南“西電東送”接續能源基地。

水電建設仍有很大潛力

《水電規劃》指出,水電是技術成熟、運行靈活的清潔低碳可再生能源,具有防洪、供水、航運、灌溉等綜合利用功能,經濟、社會、生態效益顯著。根據最新統計,中國水能資源可開發裝機容量約6.6億千瓦,年發電量約3萬億千瓦時,按利用100年計算,相當於1000億噸標煤,在常規能源資源剩余可開采總量中僅次於煤炭。

經過多年發展,中國水電裝機容量和年發電量已突破3億千瓦和1萬億千瓦時,分別占全國的20.9%和19.4%,水電工程技術居世界先進水平,形成了規劃、設計、施工、裝備制造、運行維護等全產業鏈整合能力。中國水能資源總量、投產裝機容量和年發電量均居世界首位,與80多個國家建立了水電規劃、建設和投資的長期合作關系,是推動世界水電發展的主要力量。

目前,全球常規水電裝機容量約10億千瓦,年發電量約4萬億千瓦時,開發程度為26%(按發電量計算),歐洲、北美洲水電開發程度分別達54%和39%,南美洲、亞洲和非洲水電開發程度分別為26%、20% 和9%。發達國家水能資源開發程度總體較高,如瑞士達到92%、法國88%、意大利86%、德國74%、日本73%、美國67%。發展中國家水電開發程度普遍較低。

目前中國水電開發的情況是,《水電規劃》顯示,國內水電開發程度為37% (按發電量計算),與發達國家相比仍有較大差距,還有較廣闊的發展前景。今後全球水電開發將集中於亞洲、非洲、南美洲等資源開發程度不高、能源需求增長快的發展中國家,預測2050年全球水電裝機容量將達20.5億千瓦(2050GW)。

值得關註的是,《水電規劃》指出,目前水電發展還面臨複雜形勢,主要是生態環保壓力不斷加大、 移民安置難度持續提高、 水電開發經濟性逐漸下降以及抽水蓄能規模亟待增加。

《水電規劃》指出,對於建設方案不合理、環境破壞嚴重的電站采取措施逐步淘汰。建立中小水電破壞生態環境懲罰退出機制,落實生態保障責任。

中國 水電 投產 裝機量 裝機 世界 首位 十三 三五 再投 5000 億元
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2016中國領跑全球風電業 新增裝機量是美國四倍

4月25日全球風能理事會在發布的《全球風電報告:年度市場發展》中指出,2016年全球風電新增裝機容量超過54GW,相比2015年增速有所放緩,其中中國繼續大幅領先風電新增裝機和累計裝機量,名列全球第一,同時中國累計裝機量約是第二名美國的兩倍,新增裝機量約是美國的四倍。

該全球風能理事會的預測顯示,2017年全球風電年新增裝機有望達到60GW,且增長主要由亞洲國家引領。

2021年新增容量將增至75GW

具體而言,2016 年全球風電新增裝機容量超過54GW,這些裝機容量分布在90個國家,其中9個國家的裝機容量超過10GW,29 個國家的裝機容量達到1GW,累計裝機容量增長12.6%,累計容量達到486.8GW。

“風電目前在與全球接受嚴重補貼的化石能源在役機組的競爭中表現出色, 風電建立新的產業,制造成千上萬的就業機會,並且引領全球走向清潔能源的未來。”全球風能理事會秘書長薩維爾(SteveSawyer)表示,“我們正在進入一個清潔能源會帶來顛覆性變化的時期,電力系統正在轉型,由少數的大型汙染性的電廠主導的集中式系統轉向由廣泛分布的可再生能源為主流的體系。

他表示:“我們需要全球電力系統在 2050 年前盡早達到零排放,以確保氣候變化和可持續發展的目標。”

目前,風電在電力需求中所占的比例(滲透率)已經繼續提高,譬如在丹麥達到了 40%,緊隨其後的是烏拉圭、葡萄牙和愛爾蘭,它們都超過了20%,西班牙和塞浦路斯都達到20%,德國16%。一些大的電力市場如中國、美國和加拿大的風電滲透率分別達到4%、5.5%和6%。

根據全球風能理事會的五年市場預測顯示2017年全球風電年新增裝機有望達到60GW,到2021年新增裝機容量將增至75GW,使累計容量到2021年超過800GW。

亞洲引領風電增長

上述預測中的增長主要由亞洲國家引領:中國將繼續在全球市場處於領先地位;印度在過去一年也建立了一個新的裝機記錄,印度風電未來的發展潛力巨大,因為要完成政府雄心勃勃的風電發展目標。與此同時,亞洲還有很多具有顯著發展潛力的新興風電市場。

在北美洲,市場增長的基礎也非常強勁。歐洲的發展穩健,歐洲海上風電的強大價格降幅如同給了歐洲風電發展一劑“強心針”,為歐洲邁向2020年可再生能源發展和溫室氣體減排的目標提供了強大推動力。歐洲將繼續引領全球海上風電市場,而海上風電的低價將吸引全球特別是亞洲和北美的政策制定者關註海上風電。

“海上風電在過去一年經歷了一個關鍵的價格突破,這樣的價格能實現多年來人們對海上風電巨大發展潛力的期待。”薩維爾表示,隨著海上風電技術的進一步改善,在未來5~10年間海上風電的技術將不斷進步,並將擴展到歐洲這一海上風電起源地之外更多的區域。

此外,在南美洲,盡管巴西的政治和經濟處於困境,但該區域的其他國家正在填補風電市場的空白,特別是烏拉圭和智利,以及這一區域中最令人關註的阿根廷。

非洲2017年也將經歷強勁增長,由肯尼亞、南非和摩洛哥引領,非洲大陸上的未來發展圖景非常樂觀。

在澳大利亞,其風電市場經歷了一個短暫的沈寂後,也開始展現出恢複的跡象,特別是擁有一個堅實的待建項目管道,將確保未來幾年風電的增長。

“總體來講,我們對未來風電市場的發展非常有信心。在過去的每一年,驅動風電發展因素都在不斷增強,包括技術提升、價格下降、氣候變化政策下對清潔和可再生能源在減少碳排放上的需要、對清潔空氣要求以及創造就業和新產業的需要等。”薩維爾表示。

2016 中國 領跑 全球 風電 新增 裝機量 裝機 美國 四倍
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光伏新政為行業降溫:新增裝機或減半,光伏股集體下挫

一紙新政著實為火熱的光伏行業降了溫。

6月1日,國家發改委、財政部、國家能源局聯合印發《關於2018年光伏發電有關事項的通知》(下稱《通知》,由於該文件落款時間是5月31日,也稱“5·31新政”),強調合理把握發展節奏,優化光伏發電新增建設規模,同時加快光伏發電補貼退坡,降低補貼強度,完善光伏發電電價機制,加快光伏發電電價退坡。

《通知》明確,根據目前行業發展的實際情況,今年我國暫不安排普通光伏電站建設規模。普通電站暫不安排、分布式2018 年僅安排10GW 納入指標,包括戶用或也在該指標之中。

除了嚴控規模,補貼強度也有所弱化。《通知》指出,發文之日起,新投運的光伏電站標桿上網電價每千瓦時統一降低0.05元。新投運的、采用“自發自用、余電上網”模式的分布式光伏發電項目,全電量度電補貼標準降低0.05元,即補貼標準調整為每千瓦時0.32元(含稅)。

“在本文件正式下發之前,行業內對於嚴控指標有一定的預期,但是靴子落地的時間和嚴控規模的程度超過預期。”一位不願透露姓名的行業分析人士對第一財經表示。

新增裝機容量或減半

2017年國內光伏裝機容量突飛猛進。

去年,全國光伏新增裝機超53GW,同比增長53%。其中,光伏電站3362萬千瓦,同比增加11%;分布式光伏超過19GW,同比增長3.7倍,遠超近5年分布式光伏總裝機量,在新增裝機占比超過36%。截至12月底,累計裝機超130GW,新增和累計裝機規模均居全球首位。

由此,中國光伏行業協會副理事長兼秘書長王勃華此前曾在“2017年發展回顧與2018年形勢展望研討會”上保守估計,2018年國內新增裝機容量將在30GW~45GW之間,“變量在於分布式,但分布式市場較難預測,如果分布式市場有很好的表現,不排除會超過50GW。”

而“5·31新政”的出臺則將使業內對於今年新增裝機容量的預期出現反轉,有業內分析人士認為,2018年新增裝機規模約為30GW,相比去年的53GW縮減過半,而年內10GW的分布式並網指標已在新政前基本用完。

“本次政策調整的最大動因在於,財政補貼壓力過大,行業發展的規模和速度超出了管理者的預期。而財政補貼則是產業鏈主體利潤的主要構成。”上述分析人士對記者表示。

中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎也對記者表示,“5·31新政”的影響在於對未來帶有補貼的指標的規模收緊,壓力來自於巨大的補貼缺口,“這次是三個部委聯合發文,希望通過限制帶有補貼指標的規模,來控制補貼總量的增長。”

一直以來,包括光伏補貼在內的新能源補貼拖欠問題成為制約行業發展不容忽視的因素。

全國政協委員、全國工商聯副主席、正泰集團董事長南存輝就曾在今年兩會期間提交《關於加快破解光伏發電補貼拖欠問題的提案》,對上述問題提出了相關建議。

提案指出,經測算,2017年新能源補貼需求約1200億元,按照目前每千瓦時1.9分的征收標準,可再生能源附加費收入約690億,預計缺口510億元。加上此前累計到2016年底的可再生能源補貼缺口將近600億,2017年底補貼總缺口1110億元。在附加費不提高的情況下,即便不新增可再生能源,每年都有1110億的缺口,20年累計缺口將達2萬多億元。

再戰無補貼市場

盡管新政來勢洶洶,6月4日,關於2017年的普通地面光伏指標也出現了新的解讀。

6月4日,中國光伏行業協會在微信平臺發布消息稱,經再次向行業相關主管部門了解,已取得2017年普通地面光伏電站指標的項目,在今年6月30日前並網的,仍執行2017年標桿電價。

“如果是執行新的政策,相比2017年的電價,兩者相差1毛5分錢,這個差距是非常大的。”彭澎稱,“而針對包括戶用光伏在內的分布式光伏項目10GW的可用指標,嚴格控制難度很大,很多投資人都是當地普通的居民,如果是以前已經投入進來,而因為並網時間太晚拿不到補貼的話,他們或許還是會跟政府爭取的。”

“盡管我們還是期待在戶用這部分能有一定的政策松動,但大面上來講,嚴控帶補貼的指標是毫無疑問的,所以最終還是要期待,通過電力市場改革以及其他的這個自由售電的模式,能夠把無補貼的商業模式建立起來。”彭澎表示。

具體而言,彭澎認為,在國內需要迅速打開無補貼項目的市場,需要研究新的商業模式,在國外需要拓展更多的海外空間,新政將引發組件價格的進一步下降,這就意味著光伏行業無論在國內還是國外,都將要具備更強的競爭力。

“可以肯定的是政策出臺後,電站收益下降,光伏產業鏈各個環節矽料、矽片、電池片、組件將面臨價格下降、毛利下滑的壓力,光伏行業的壓力進而向上遊EPC、金融信貸等環節傳導,高經營成本、高融資成本、低市占率的設備制造商乃至下遊光伏電站運營商將承壓。”上述分析人士對第一財經記者表示。

他還認為,在這一輪調整中,行業景氣指數可能回到2012~2013年的低點,但當前與彼時又有不同。“先進技術發展、光伏產業鏈成本下降已不可同日而語,政策的出發點也已經不同,光伏行業在能源系統中的主體地位不同,集中式、分布式、戶用發展的形態也已經不同。在政策變化面前,整個行業比拼的是更先進的制造業技術、更高的轉化效率、更低的制造運營成本。”

“大家首先需要把手頭在建的工程在6月30日之前先做完,之後就需要各顯神通了。”申萬宏源電新分析師韓啟明對記者表示,“國內只有不足10GW的領跑者項目是不夠國內的產能來分的。大家只有一邊打價格戰一邊去海外尋找訂單,通過價格的下降去刺激海外客戶的投資需求。”

在“5·31新政”出臺後的第一個交易日,光伏上市企業出現集體下挫。

包括通威股份( 600438.SZ )、隆基股份( 601012.SH )、陽光電源( 300274.SZ )、林洋能源( 601222.SH )福斯特(603806.SH)等在內的九股跌停。大部分光伏股股價均出現不同程度下跌。

天風證券表示,平價之前的政策調整將加速行業成熟。需求短期收縮將加速過剩產能出清,加速龍頭企業鞏固地位,加速行業形成穩定格局。

光伏 新政 行業 降溫 新增 裝機 減半 集體 下挫
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