El desarrollo de la industria de generación de energía verde conduce a la revalorización de las reservas de energía

Desarrollo de la industria de generación de energía verde

La transformación de la estructura energética es inminente bajo el telón de fondo del carbono dual. La esencia de la transformación de la estructura energética es la transformación limpia de la estructura energética, y el crecimiento de la capacidad instalada de nuevas energías es la piedra angular de la transformación de la estructura energética.

En el contexto del carbono dual "30-60", una de las principales medidas de China para promover la realización del "pico de carbono" y la "neutralidad de carbono" para reducir emisión de carbono es construir un nuevo sistema energético con la nueva energía como cuerpo principal.

En la actualidad, la energía térmica tradicional (incluidos el carbón, el gas y otros métodos de generación de energía térmica) sigue ocupando una parte importante de la estructura energética de China. En 2021, la generación de energía térmica representará 67,9% del consumo total de electricidad de toda la sociedad en ese año. Por lo tanto, la transformación limpia de la estructura energética también puede entenderse como la reducción de la proporción de consumo final de energía fósil y el aumento de la proporción de consumo de energía no fósil.

Las "Opiniones sobre la aplicación completa, precisa y exhaustiva del nuevo concepto de desarrollo y el buen trabajo en la neutralización del carbono" del Consejo de Estado proporcionan orientaciones clave sobre los nodos temporales clave en la trayectoria de neutralización del carbono de China y la correspondiente proporción de consumo de energía no fósil. En este proceso, el aumento de la capacidad instalada de nuevas energías se ha convertido en la piedra angular del crecimiento de la proporción de consumo de energía no fósil e incluso de la transformación de la estructura energética de China.

El crecimiento de la capacidad instalada de nueva energía y la mejora de la capacidad de consumo son los dos factores que impulsan el aumento de la proporción de generación de energía verde.

De 2011 a 2021, la proporción de generación de energía verde en el consumo total de electricidad de China siguió aumentando, de 1,6% en 2011 a 11,8% en 2021, y la proporción de capacidad instalada de nueva energía aumentó de 4,6% a 26,7% en el mismo periodo.
El crecimiento de la capacidad instalada de nuevas energías y la mejora de la capacidad de consumo promoverán el aumento continuo de la proporción de generación de energía verde en China. Debido a la volatilidad de la producción de generación eléctrica, el aumento de su proporción incrementará la fluctuación de la producción del sistema eléctrico. Por lo tanto, las condiciones de consumo son: Uno de los principales factores limitantes para el aumento continuo de la proporción de generación de energía verde.

Entre ellas, la Notificación sobre el Desarrollo y la Construcción de la Generación de Energía Eólica y Fotovoltaica en 2021 (Borrador para Comentarios) y las Opiniones Orientativas sobre el Trabajo Energético en 2022 plantean requisitos claros para la proporción de la subsiguiente generación de energía verde eólica y generación de energía verde fotovoltaica en el consumo total de electricidad: 1) Alcanzará alrededor de 12,2% en 2022, y 2) Alcanzará alrededor de 16,5% en 2025. Empresas relacionadas Los 10 principales fabricantes de baterías solares.

Revisión de la estructura mundial de las emisiones de carbono

Los cambios fundamentales de la generación de energía verde

Las nuevas centrales ecológicas pasan a ser activos de puro flujo de caja

En la era de las subvenciones, la cuestión de los atrasos en las subvenciones a las nuevas energías afecta al flujo de caja de los operadores de generación de energía verde y plantea un posible impacto adverso en la capacidad de crecimiento endógeno de la empresa.
En el pasado, la tarifa de red para la generación de energía verde constaba de dos partes:

Uno es el precio de referencia de la electricidad para la desulfuración local por carbón, que suele liquidar y pagar la red eléctrica local.

La segunda es la subvención a las energías renovables. Una vez incluido el proyecto en la lista de subvenciones para la generación de energía verde a partir de energías renovables, el Ministerio de Hacienda lo distribuirá uniformemente. El ciclo de distribución es largo, normalmente de 1 a 3 años. El número de horas de utilización razonable en el ciclo de vida, las horas de generación de energía verde supera el número de horas utilizadas en todo el ciclo de vida o el proyecto ha estado en funcionamiento durante 20 años, la subvención se detendrá.
Los nuevos operadores de generación de energía verde a menudo han formado un gran número de cuentas por cobrar en el pasado proceso de operación. Si los fondos no pueden retirarse a tiempo, afectará al flujo de caja de la empresa y al plan de gastos de capital, lo que puede afectar al crecimiento posterior de la empresa. Según las estimaciones, a finales de 2020, el déficit acumulado de subvenciones a las energías renovables habrá alcanzado unos 400.000 millones de RMB.

Horas de utilización racional del paisaje a lo largo del ciclo de vida de los distintos recursos

Con la llegada de la era de la paridad integral, las centrales eléctricas de nueva construcción se transformarán en activos de puro flujo de caja, y se llevarán a cabo transacciones orientadas al mercado de generación de energía verde de nueva energía.
Al entrar en 2022, salvo algunos tipos de subvenciones a la fotovoltaica distribuida, el desarrollo de nuevas energías en todo el país ha entrado en la era del desarrollo integral asequible, y los proyectos de centrales eléctricas de nuevas energías ya no disfrutarán de la subvención del precio central de la electricidad (Incluidas las centrales fotovoltaicas centralizadas de nueva solicitud y la fotovoltaica distribuida industrial y comercial, los proyectos eólicos terrestres y eólicos marinos de nueva solicitud), no sólo pueden aplicar el consumo garantizado de acuerdo con el precio local de referencia de la electricidad para la generación de electricidad a partir de carbón, sino también participar en transacciones orientadas al mercado.

Principalmente aporta dos cambios:
Por un lado, las centrales de nueva energía recién construidas están todas conectadas a la red a la par, sin la influencia de los atrasos en las subvenciones, y los ingresos contables del proyecto coinciden con las condiciones reales de funcionamiento, convirtiéndolo en un activo operativo de flujo de caja puro sin presión de cuentas por cobrar;

Por otra parte, la central eléctrica de paridad participa en la transacción del mercado eléctrico, lo que puede dar a la generación de energía verde un valor razonable a través del comportamiento de la transacción del mercado, se han introducido sucesivamente políticas de apoyo a la comercialización de la generación de energía verde para fomentar que la generación de energía verde aparezca con una prima, y esta es la dirección a largo plazo de la nueva comercialización basada en el mercado energético:

En mayo de 2021, la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma y la Administración de Energía emitieron la "Notificación sobre la continuación del buen trabajo en la construcción del trabajo piloto del mercado al contado de generación de energía verde", centrándose en la promoción ordenada de la nueva energía para participar en el mercado de la energía, y guiando 10% de los proyectos estimados de nueva energía cuando su electricidad pasa a través de la competencia de transacciones basadas en el mercado se pone en línea.

El "Plan de trabajo piloto de comercio de energía verde" promulgado desde entonces ha aclarado formalmente la definición y el marco de comercio de energía verde, fomentando que el precio de comercio sea superior al precio de conexión a la red aprobado por las empresas de generación de energía verde y al precio de compra de las empresas de red, y será superior al precio de conexión a la red aprobado. Los ingresos se distribuyen a las empresas de generación de energía verde.

Transacciones de generación de energía verde del Centro de Intercambio de Energía Eléctrica de Guangdong

En las "Opiniones orientativas sobre la aceleración de la construcción de un sistema nacional de mercado eléctrico unificado", se centra en explorar y desarrollar las transacciones de generación de energía verde, orientar a los usuarios que lo necesiten para que compren directamente generación de energía verde y promover que las empresas de la red den prioridad a los resultados de las transacciones directas de generación de energía verde.

En el marco de transacciones existente, la generación de energía verde mantiene un estatus de prima y se espera que lo mantenga a medio y corto plazo. En el primer lote de proyectos piloto de comercio de generación de energía verde en septiembre de 2021, se comercializó un total de 7.935 millones de kWh de generación de energía verde en toda China.

Entre ellos, el total de electricidad de transacción en la región sur (Guangdong, Guangxi, Yunnan, Guizhou, Hainan) es de 910 millones de kWh, y el precio de transacción es una prima media de 0,027 RMB/kWh sobre la base del precio existente. La transacción de la asociación de mayores de electricidad y el centro de transacciones de seguimiento siguen manteniéndose, lo que indica que bajo la promoción de políticas, la generación de energía verde ha experimentado una prima sustancial, y se espera que se mantenga a medio y corto plazo.
Jiangsu electric power trading center green power generation trading situation

Costes

La reducción de costes impulsa el aumento del rendimiento de los proyectos. La reducción del coste de la electricidad por kilovatio hora es uno de los factores importantes para promover el aumento de la tasa de penetración de la generación de energía verde. La reducción del coste de la electricidad por kilovatio hora se debe principalmente a la reducción del coste instalado y a la mejora de la eficiencia de utilización (es decir, el aumento del número de horas de utilización para diluir el coste de la electricidad por kilovatio hora).
El LCOE de los proyectos de generación de energía verde eólica terrestre y fotovoltaica se ha reducido considerablemente de 2010 a 2020. Tomando como ejemplo las centrales eléctricas de nueva construcción en China, el LCOE nivelado de la energía eólica terrestre de nueva construcción en China en 2010 y 2020 ("LCOE" para abreviar) fue de 0,4806 y 0,2276 RMB/kWh respectivamente, el LCOE de la central fotovoltaica de nueva construcción fue de 2,0647 y 0,3035 RMB/kWh respectivamente, el LCOE de ambas en el mismo periodo fue de -52,6% y -85,3% respectivamente, y la CAGR de reducción de costes a 10 años fue de -7,2 respectivamente. %, -17,4%.

De 2010 a 2020, la generación de energía verde a partir de la energía eólica se verá impulsada principalmente por la mejora de la eficiencia de la utilización y otros controles de costes para reducirlos, mientras que la fotovoltaica se basará principalmente en la fabricación para impulsar la reducción de costes.
Revisando la tendencia de la capacidad instalada, el coste medio instalado de Landwind fluctuó de 2010 a 2020 debido a los cambios en la relación de oferta y demanda de la cadena industrial. La inversión por kilovatio bajó de 10.154 RMB a 8.719 RMB, con un rango de variación de -14,1%. La CAGR de la energía eólica en los últimos 10 años fue de - 1,5%;

El importe de la inversión fotovoltaica por kilovatio disminuyó constantemente, el importe de la inversión por kilovatio disminuyó de 27037 RMB a 4490 RMB, el rango de cambio fue de -83,4%, y la CAGR fotovoltaica en 10 años fue de -16,4%.

Por lo tanto, en los últimos 10 años, las principales razones de la reducción del coste de la energía eólica por kilovatio-hora son la mejora de la eficiencia de utilización de la energía eólica y el control de otros costes durante el periodo de explotación, y las principales razones de la reducción del coste fotovoltaico son la reducción del precio de los módulos fotovoltaicos y la reducción de otros costes de instalación.

LCOE de los proyectos de energía eólica terrestre

energía eólica:
En la era de la paridad, la energía eólica ha experimentado reducciones de costes que superan las expectativas, impulsando el rápido aumento del rendimiento de los nuevos proyectos. La fuerte caída del precio de los aerogeneradores eólicos terrestres es uno de los cambios más significativos de la era de la paridad: la relación entre la oferta y la demanda en la cadena de la industria eólica terrestre se ha aflojado, y tanto la reducción del precio de los aerogeneradores como el coste de la construcción y la instalación han bajado Promover la rápida reducción del coste por kilovatio.

Desde la "marea de instalación urgente" de la energía eólica terrestre en 2020, el precio de los aerogeneradores y los costes de construcción e instalación se han suavizado debido al gran aumento del volumen de licitación en 2019 y al crecimiento explosivo de la capacidad instalada en 2020.

Además, la energía eólica ha entrado en un periodo de transformación a gran escala de los aerogeneradores, y se espera que el aumento de la generación de energía verde que aportan los aerogeneradores de gran megavatio sea superior al aumento del coste inicial de entrada, reduciendo así el LCOE de la generación de energía verde eólica en entornos específicos.

Basándonos en esto, realizamos una simulación del ciclo de vida de los proyectos de nueva energía eólica terrestre en China. En general, la rápida reducción del coste de la energía eólica terrestre ha liberado muchos márgenes de beneficio para los proyectos operativos. Los supuestos específicos son los siguientes:

Estructura de capital y coste de financiación: La estructura de capital es de 30% de capital propio y 70% de financiación mediante deuda, el tipo de interés del préstamo es de 4,50% y el plazo de amortización es de 15 años;

Horas de utilización: Las horas de utilización del proyecto a lo largo del año suponen que el centro de operaciones es de 2200 horas;

Composición de los costes de instalación: los demás costes distintos de los aerogeneradores son de 3.500 RMB/kW, los aerogeneradores son costes variables, y se supone que el coste de los aerogeneradores es de 2.500 RMB/kW;

Precio de la electricidad en la red: Precio medio de referencia de la electricidad de carbón en China (0,367 RMB/kWh, IVA incluido);

Coste instalado de la energía eólica terrestre

Tipo impositivo: El tipo del IVA es de 13%, el del impuesto sobre la renta es de 15%, y el impuesto sobre la renta goza de la política de "tres exenciones y tres medias reducciones";
Impuestos y recargos: 5% de los ingresos de explotación anuales
Periodo de amortización y valor residual del proyecto: se supone que el periodo de amortización es de 20 años y la tasa de valor residual del proyecto es de 10%;

La energía eólica terrestre ha entrado en una nueva etapa en la que la rentabilidad de los proyectos es suficiente para apoyar a los operadores en un desarrollo y una expansión estables. En cuanto a la situación individual, la reducción de los costes instalados y el aumento constante de la eficiencia de utilización compensan en cierta medida el impacto adverso de la bajada de los precios de la electricidad, impulsando la rentabilidad de los proyectos.

Además, con el avance de la fase de explotación del proyecto, la financiación de la deuda aportada por los gastos de capital iniciales se irá reembolsando sucesivamente, y el ROE del proyecto mostrará en general una tendencia al alza fase a fase.

Debido al bajo coste del efectivo durante el periodo de explotación, el flujo de caja del operador es relativamente abundante, y es cada vez más evidente en los proyectos paritarios, lo que puede apoyar la expansión de nuevos proyectos, acelerar la realización de recursos y mantener un crecimiento endógeno razonable.

Energía eólica marina: Debido a las dificultades de construcción y otras razones, en comparación con la energía eólica terrestre, el coste de inversión global de los proyectos de energía eólica marina y el coste de inversión por kilovatio son más altos.

En 2021, después de que la "fiebre por instalar" energía eólica marina haya remitido, la tendencia de los aerogeneradores de gran tamaño será más prominente en la energía eólica marina. A medida que la tecnología de los aerogeneradores de gran megavatio va madurando, se va destacando gradualmente. En el caso de la subvención estatal y la retirada a finales de 2021, se acelerará el proceso de paridad de la eólica marina en las provincias costeras.

Además, desde la perspectiva de la estructura de la energía eólica marina instalada, debido a las diferencias en las condiciones de construcción de las costas y los fondos marinos y a las capacidades de montaje de apoyo de la cadena industrial, la velocidad de reducción de costes de las instalaciones de energía eólica marina en las distintas provincias costeras de China puede ser diferente. También puede haber diferencias en el ritmo de eólica y en la paridad de acceso a Internet.

Fotovoltaica: El fuerte repunte de los precios de los módulos ha perturbado el rendimiento de los proyectos, y se espera que la reducción de costes y el aumento de la eficiencia continúen desde una perspectiva a medio y largo plazo.

El aumento del precio de los materiales de silicio hace subir el precio de los módulos y afecta al rendimiento de las centrales. Continúa el impulso de reducción de costes y mejora de la eficiencia en la dimensión a medio y largo plazo.

Si el coste de inversión inicial de la central fotovoltaica terrestre de China no tiene en cuenta la configuración del sistema de almacenamiento de energía, el coste se compone principalmente de componentes (que representan unas 54%), inversores, soportes, cables, construcción e instalación, y costes de gestión.

Entre ellos, los gastos no técnicos, como los costes de construcción e instalación, tienen relativamente poco margen de reducción, y el margen global de reducción de los costes de inversión lo aportan principalmente los costes técnicos, como los componentes y los inversores.

Desde una perspectiva a medio y largo plazo, con el progreso iterativo de la tecnología de células fotovoltaicas y la mejora del efecto de escala, se espera mejorar la eficiencia global de utilización de los módulos y reducir el coste de producción, así como aumentar el rendimiento de las centrales fotovoltaicas.

Coste de instalación de una central fotovoltaica

Simulamos todo el ciclo de vida de la nueva central fotovoltaica centralizada en suelo de China. En general, el aumento del rendimiento de la central fotovoltaica de China aún debe ser impulsado por la reducción del coste instalado y la mejora de la eficiencia de utilización. Los supuestos específicos son los mismos que los del proyecto de energía eólica terrestre, salvo las horas de utilización y el coste de la capacidad instalada:

Horas de utilización: Las horas de utilización anual del proyecto suponen que el centro de operaciones es de 1300 horas;

El coste de la capacidad instalada: los demás costes excepto los módulos FV son de 2000 RMB/kW, los módulos son costes variables, y se supone que el coste del módulo FV es de unos 2000 RMB/kW (aproximadamente 2,0 RMB/W).

Modelo retrospectivo: El rendimiento de la energía eólica asequible no es inferior al de los proyectos subvencionados, y la reducción del precio de los módulos fotovoltaicos liberará espacio de beneficios.

Aunque la calidad de los ingresos de los nuevos proyectos ha mejorado notablemente, existen diferencias significativas entre las centrales eólicas y solares paritarias respecto a los proyectos anteriores de la era de las subvenciones:

1) Energía eólica: debido a la sustancial reducción del coste instalado, la reducción del coste por kilovatio hora es superior a la reducción del precio de la electricidad, y la tasa de rentabilidad de las centrales paritarias de nueva construcción no es inferior a la de la época de las subvenciones. superior al margen de beneficio.

2) Fotovoltaica - Debido al impacto de la fluctuación del precio de los módulos en 2021 sobre el coste de inversión de la fotovoltaica, la disminución del coste de la electricidad por kilovatio hora es menor que la disminución del precio de la electricidad, y el rendimiento de la central de paridad ha disminuido ligeramente de un año a otro. La mejora del flujo de caja de la central de paridad es similar a la de la energía eólica, y la calidad de los beneficios mejora notablemente.

Se espera que las baterías de tipo N, dominadas por TOPcon y HJT, sustituyan gradualmente a las de tipo P y se conviertan en la vía tecnológica dominante.

Configuración del almacenamiento de energía

Los rendimientos de la generación de energía verde eólica cubren el coste del almacenamiento adicional de energía, y la fotovoltaica tiene una baja tolerancia a los costes de almacenamiento de energía.

La política ha ido elaborando gradualmente directrices para la configuración del almacenamiento de energía en el lado del suministro eléctrico, y algunas provincias exigen que los nuevos proyectos con precios asequibles añadan sistemas de almacenamiento de energía. La incorporación del almacenamiento de energía en el lado del suministro eléctrico puede ayudar a aliviar la presión de la regulación de picos y de frecuencia en el lado de la red, y promover que la central eléctrica de nueva energía mejore la precisión de predicción de su propia curva de salida.

En el caso de las centrales eléctricas asequibles de la misma región, los requisitos de configuración del almacenamiento de energía de los proyectos conectados a la red garantizados suelen ser inferiores a los de los proyectos conectados a la red orientados al mercado, lo que puede reflejarse tanto en la capacidad instalada de almacenamiento de energía de apoyo como en la duración del almacenamiento de energía. La capacidad instalada de almacenamiento de energía oscila entre 2 y 4 horas.

La configuración del almacenamiento de energía aumenta el coste de la fuente de alimentación, y las categorías generalmente incluyen el almacenamiento por bombeo, la electroquímica y el almacenamiento de hidrógeno. Tomando como ejemplo el almacenamiento electroquímico de energía, su coste suele incluir cuatro categorías: coste de inversión inicial del sistema de almacenamiento de energía, coste de mantenimiento, coste de carga y coste de sustitución.

Por lo tanto, considerando el LCOE del sistema de almacenamiento de energía desde la perspectiva de todo el ciclo de vida del sistema de almacenamiento de energía, los factores que influyen generalmente incluyen:

1) Coste EPC del sistema de almacenamiento de energía
2) Tiempos de carga y descarga (tasa de utilización)
3) Profundidad de descarga (afecta a la capacidad máxima de carga)
4) Coste de sustitución de la batería
5) Coste de compra de energía externa
6) Coste de mantenimiento

El coste instalado de la energía eólica se ha reducido mucho, y la configuración actual del almacenamiento de energía reducirá los ingresos del proyecto, pero sigue estando dentro del alcance de un desarrollo asequible. El elevado coste de las instalaciones fotovoltaicas hace que sea menos tolerante al coste de los sistemas de almacenamiento de energía.

Introducimos el sistema de almacenamiento de energía en el modelo de funcionamiento de la central eléctrica. Los supuestos básicos son los mismos que en el apartado anterior sobre el cálculo del rendimiento de la central eólica y solar paritaria, y se añade respectivamente la inversión en el sistema de almacenamiento de energía de apoyo. Los supuestos relevantes del sistema de almacenamiento de energía incluyen:

La capacidad instalada de la configuración de almacenamiento de energía es de 15%, 2 horas, el coste unitario de inversión en almacenamiento de energía es de 1,50 RMB/Wh, la profundidad de carga y descarga es de 80%, el número de veces de carga y descarga al año es de 360, y 100% de la energía utilizada para el almacenamiento de energía es autogenerada por las centrales de generación de energía verde , el coste anual de mantenimiento del sistema de almacenamiento de energía es de unos 55 RMB/kW, y el coste de sustitución es de unos 850 RMB/kW. Basándonos en esto, realizamos una simulación de la rentabilidad de las centrales de generación de energía verde con sistemas de almacenamiento de energía de apoyo.

Análisis de costes de las centrales eléctricas de almacenamiento de energía y lógica de cálculo del LCOE del ciclo de vida completo

Perspectiva espacial de la industria de generación de energía verde

Análisis de la nueva mejora del consumo de energía

La red eléctrica acelera la construcción de UHV, y el foco de las nuevas instalaciones energéticas se inclina hacia el lado de la carga.

El desajuste regional de los recursos y las características de la generación de energía verde conducen conjuntamente al problema del consumo de nuevas energías. Antes de la mitad del "Decimotercer Plan Quinquenal", los problemas de consumo de nuevas energías en China surgían de vez en cuando, y la tasa de reducción de la eólica y la solar se mantenía en un nivel elevado. Las principales razones son:

Desajuste entre los recursos de nueva energía de alta calidad y los centros de carga de energía-Las dotaciones de recursos de nueva energía de alta calidad de China se concentran sobre todo en las Tres Regiones del Norte (Noreste, Noroeste y Norte de China), donde su propia capacidad de consumo de energía suele ser escasa, mientras que los centros de carga de energía, situados principalmente en las regiones central, oriental y meridional de China, presentan cierto grado de desajuste entre el foco de las instalaciones de nueva energía y el centro de carga de energía;

La producción de energía verde eólica es inestable, y el aumento de la proporción aumenta la carga de la regulación de picos y la regulación de frecuencia del sistema - la energía eólica, fotovoltaica y otra generación de energía verde tienen las características de aleatoriedad, volatilidad e imprevisibilidad, y las características de pico y valle de la producción diaria son más distintas.

Además, la volatilidad de la producción es mucho mayor que la de las fuentes de energía tradicionales, como la energía térmica y la hidroeléctrica, y el sistema eléctrico debe equilibrarse en tiempo real. Por lo tanto, a medida que aumenta la proporción de nuevas fuentes de energía, como la eólica y la fotovoltaica, que se incorporan al sistema eléctrico, aumenta la demanda de fuentes de energía flexibles que regulen los picos y la frecuencia. Aumentará significativamente el coste de transmisión y distribución del sistema eléctrico y el coste de garantizar la seguridad del sistema.

Producción y consumo de electricidad en las principales provincias chinas

Durante el "Decimotercer Plan Quinquenal", la inversión total en infraestructuras de redes eléctricas ha aumentado sustancialmente, y el centro de atención de la capacidad instalada se ha desplazado a zonas con escasa restricción eólica y solar. Desde mediados del "Decimotercer Plan Quinquenal", el problema del consumo de nuevas energías ha mejorado notablemente, y el índice de abandono de la eólica y la luz se ha estabilizado en un nivel bajo.

Además de las sucesivas políticas publicadas por muchos ministerios y comisiones para promover las redes eléctricas locales con el fin de acelerar el ritmo de transformación de la flexibilidad de la energía térmica y aumentar los servicios de reducción de picos y regulación de frecuencia para garantizar el nuevo consumo de energía, la aceleración de la puesta en servicio del canal de transmisión UHV y el desplazamiento del centro de atención de las nuevas instalaciones energéticas al sur de Oriente Medio son importantes factores impulsores.

Entre ellas, la construcción del canal de transmisión exterior resuelve principalmente el problema del consumo en las zonas de salida de energía, como las Tres Regiones del Norte, mientras que el desplazamiento del centro de atención de las instalaciones de nuevas energías a Oriente Medio y las regiones meridionales significa que el desarrollo de nuevas energías durante el periodo del "XIII Plan Quinquenal" se inclina hacia los recursos de alta calidad en las zonas de carga de energía.

Las líneas UHV muestran un crecimiento vertiginoso durante el periodo del "XIII Plan Quinquenal": Las líneas de la red eléctrica de UHV pueden llevar a cabo la transmisión de energía de punto a punto a larga distancia, de las cuales la transmisión de energía a larga distancia son principalmente líneas de UHV de CC, y el ritmo de producción de la red de UHV del periodo del "XIII Plan Quinquenal" Acelera.

De 2016 a 2020, la State Grid y la Southern Power Grid pusieron en funcionamiento un total de 18 líneas UHV, la mayoría de las cuales se transmitieron al centro de carga de energía en China, lo que provocó un fuerte aumento de la inversión total en infraestructura de redes eléctricas.

Entre ellas, durante el periodo del "XIII Plan Quinquenal", la inversión básica total en la red eléctrica de China alcanzó los 2,59 billones de RMB, un aumento de 29,3% en comparación con el periodo del "XII Plan Quinquenal". El incremento total en el periodo fue 195,1% superior.

La tasa de viento y luz abandonados en el país se ha estabilizado en un nivel bajo

Perspectivas para el XIV Plan Quinquenal

La gran base y el UHV impulsan juntos el desarrollo, y se espera que la CAGR de la capacidad instalada en 2022-2025 alcance 15,6%-18,6%.

El desarrollo del "XIV Plan Quinquenal" volverá a centrarse en las regiones dotadas de recursos y promoverá la construcción de bases energéticas complementarias multienergéticas. A partir de 2021, cambiará el enfoque de las instalaciones de generación de energía verde. Bajo la premisa de optimizar el trazado, se han aclarado las ideas de desarrollo de bases concentradas de nuevas energías en las regiones de las Tres Regiones del Norte que cuentan con recursos. El "Dictamen orientativo sobre el desarrollo complementario multienergético" propone utilizar el método complementario multienergético en el lado del suministro eléctrico para mejorar el nivel de consumo de nuevas energías.

Generalmente incluye tres métodos integrados:

1) energía eólica y almacenamiento eólico

2) almacenamiento de agua eólica y eólica

3) almacenamiento de energía eólica y eólica, mientras que la base de energía limpia del interior puede proporcionar otros tipos de suministro de energía agrupada y conectada a Internet para proyectos eólicos y solares.

Además, las nueve bases de energía limpia identificadas coinciden en general con la trayectoria del canal de transmisión UHV. Partiendo de la premisa de mantener estable el consumo de los grandes proyectos base, el avance de la construcción del canal de transmisión puede desempeñar un papel importante en el crecimiento de la capacidad instalada del sector.

Los proyectos de bases lideran el crecimiento de la capacidad instalada, planean plantear requisitos de calidad y cantidad de proyectos, elevar el umbral de aplicación y promover el desarrollo intensivo y a gran escala. Desde el punto de vista del volumen, según el plan de planificación y trazado de bases fotovoltaicas eólicas a gran escala centradas en zonas desérticas, del Gobi y desérticas, la capacidad total instalada de bases eólicas y solares que se prevé construir de aquí a 2030 es de unos 455GW.

Durante el período del "XIV Plan Quinquenal", la capacidad instalada de construcción prevista es de unos 200 GW, incluidos 150 GW para transmisión externa y 50 GW para autoconsumo local; durante el período del "XV Plan Quinquenal", la capacidad instalada de construcción prevista es de unos 255 GW, incluidos 165 GW para transmisión externa y 90 GW para autoconsumo local. A finales de febrero de 2022, las provincias han completado la solicitud de dos lotes de proyectos base.

Entre ellos, 1) la escala total de la primera fase del proyecto es de 97.05GW, con la participación de 19 provincias, de acuerdo con la madurez del proyecto, la secuencia de inicio está razonablemente dispuesta, y no hay prisa para formar la escala de inicio, y el tiempo de producción es en 2022-2023; En la declaración, por un lado, aumentará el control de calidad del proyecto, por otro lado, aumentará la capacidad de desarrollo único del proyecto a 1GW, aumentará el umbral de inversión del proyecto, y al mismo tiempo requerirá que el proyecto se complete y se conecte a la red a más tardar en 2024.

Finalizada la inversión en construcción de capital de red

El "14º Plan Quinquenal" de State Grid prevé añadir "24 de entrega + 14 directas", y el progreso de la producción de UHV afectará al crecimiento de la capacidad instalada de nueva energía. Desde la perspectiva de la construcción de redes eléctricas, la inversión total en el XIV Plan Quinquenal de State Grid y China Southern Power Grid es de 2,23 billones de RMB y 670.000 millones de RMB respectivamente, con un total de unos 3 billones de RMB. Se espera que aumente en 15,8% en comparación con el periodo del "XIII Plan Quinquenal".

En cuanto a China Network, la construcción de su red UHV se aceleró durante el periodo del "XIV Plan Quinquenal", y el plan general añadió líneas UHV "24+14" para reforzar la capacidad de entrega de proyectos base:

1) La línea en construcción incluye 3 UHVDC
2) En 2022, tiene previsto iniciar la construcción de 13 líneas UHV que incluyen "10 rutas + 3 rutas", incluido el proyecto aprobado "7 rutas + 2 rutas", y se completará el proyecto de estudio de viabilidad "3 rutas + 1 ruta".

3) Completar el proyecto de investigación de prefactibilidad "3 en línea recta". Por lo tanto, bajo la premisa de garantizar el consumo de nuevas energías, se espera que el crecimiento de la capacidad instalada de las bases de energías limpias en el periodo medio y tardío del "XIV Plan Quinquenal" se vea afectado por el ritmo de puesta en servicio de las líneas UHV.

Teniendo en cuenta los planes pertinentes para el crecimiento de la nueva energía en cada provincia, se espera que la CAGR de la capacidad instalada de nueva energía en 2022-2025 alcance el rango de 15,6%-18,6%. Basándonos en el nivel de planificación de cada unidad provincial, a finales de marzo de 2022, un total de unas 22 unidades administrativas provinciales de China han publicado el plan quinquenal de instalación de nuevas energías de la provincia o las directrices relacionadas, que contribuirán con unos 600 GW según nuestras estimaciones. de instalaciones de nuevas energías.

Sobre esta base, puede estimarse que la línea de fondo de la capacidad instalada de nueva energía en el "XIV Plan Quinquenal" es de unos 600GW. Si factores como la planificación de otras provincias, la aceleración del progreso de construcción de canales de transmisión externos y la transformación de la flexibilidad de la red eléctrica superan las expectativas, se espera que el aumento de la capacidad instalada en 5 años se base en esta base. Se ha producido una nueva mejora de lo anterior. Si se considera el espacio de flotación de 20% bajo el supuesto optimista, se espera que la capacidad de generación de energía verde recién instalada en 2021-2025 alcance los 720GW.

Tras deducir unos 102,5GW de capacidad instalada de nueva energía en 2021 (47,57GW de energía eólica, 54,93GW de energía fotovoltaica), la capacidad total de nueva energía instalada de 2022 a 2025 será de unos 500-620GW, lo que corresponde a una CAGR de 15,6%-18,6% ( Durante el periodo del "XIII Plan Quinquenal", la capacidad instalada de nueva energía CARG es de unos 25%).

Revisión de la nueva longitud de las líneas UHV de la Red Estatal

Análisis de inversiones

La esencia de la revalorización de las acciones energéticas es ampliar la vía de realización de los recursos. La lógica de la revalorización del valor que aporta la generación de energía verde es ampliar la nueva vía de inversión de alta calidad para los fondos de existencias, potenciando así la capacidad de crecimiento endógeno.

Al comienzo de la era de la paridad, la liberación de nuevos recursos energéticos y la mejora de la economía de las centrales eléctricas han provocado un crecimiento escalonado de la capacidad instalada del sector, lo que proporciona a los nuevos operadores energéticos un nuevo espacio para la proliferación de capital.

Por lo tanto, para todos los tipos de operadores de nuevas energías, la importancia fundamental del crecimiento fluido de los activos de generación de energía verde es invertir su propio flujo de caja abundante en nuevos activos operativos de alta calidad, y debido al cambio de las etapas de desarrollo de la industria y la transferencia de beneficios en la cadena de la industria, etc. Tiene las características de una mejora significativa del flujo de caja y un aumento marginal de la tasa de rentabilidad de los nuevos proyectos, y los operadores pueden realizar la expansión de nuevos proyectos y completar el crecimiento endógeno de los proyectos de generación de energía verde recuperando rápidamente el flujo de caja aportado por la explotación del activo.
Por lo tanto, una de las mayores ventajas de los operadores de generación de energía verde es que siguen teniendo un flujo de caja estable de los activos operativos cuando la escala de gastos de capital aumenta rápidamente.

Análisis de los elementos centrales de la competencia: la expansión de los recursos y la explotación a gran escala aportan capacidades de crecimiento endógeno estable. Por lo tanto, los elementos centrales para que los operadores de generación de energía verde mantengan un crecimiento estable a largo plazo pueden atribuirse aproximadamente a 4 puntos:

1) Expansión continua de los recursos de nuevos proyectos energéticos.
(Ejemplo: 1. Seleccione una zona con gran capacidad de entrega o excelente consumo local;）
2. La "Notificación para animar a las empresas de generación de energía verde con energías renovables a construir o adquirir capacidad de ahorro de picos para aumentar la escala de conexión a la red" propone orientar a las entidades del mercado para que aumenten la capacidad de conexión a la red y de absorción de energía renovable a través de múltiples canales, adquiriendo energía térmica, almacenamiento por bombeo, almacenamiento de energía, etc. La capacidad de "peak shaving" del suministro eléctrico flexible ayuda al consumo.

Con la reducción de la escala de consumo emprendida por la red eléctrica, los operadores con mayor capacidad de pico pueden tener ventaja en la asignación competitiva de proyectos asequibles)

Fondos disponibles de las principales centrales eléctricas ecológicas al final del periodo

2) Capacidad de construcción y desarrollo de proyectos;
3) Capacidad de explotación y mantenimiento del proyecto;
4) Su propia fortaleza de capital, canales de financiación multi-RMB y fluidos, y bajos costes de financiación.
En conjunto, sus vías de inversión pueden dividirse a grandes rasgos en tres categorías:
1) Operadores de nuevas energías de empresas centrales: Las empresas centrales pueden obtener recursos de proyectos de alta calidad, una sólida solidez financiera, experiencia en el desarrollo de nuevas energías y capacidades en virtud de sus ventajas en cuanto a grupo y tamaño, para lograr una expansión estable de la capacidad instalada de la empresa y un crecimiento del rendimiento;

2) Las empresas de energía térmica se transforman en nuevas energías:
Por un lado, los activos de energía térmica que han sufrido una transformación de flexibilidad pueden prestar servicios auxiliares a los nuevos activos energéticos de la empresa y reducir los costes generales de explotación cuando la red eléctrica reduzca gradualmente su responsabilidad en la reducción de picos.

Por otra parte, con la liberalización gradual de las transacciones orientadas al mercado de la energía de carbón, se abrirá gradualmente el mecanismo de transmisión entre el coste del carbón térmico y el precio de la energía térmica, y podrá eliminarse gradualmente el carácter cíclico de los activos de la energía térmica. recuperación del flujo de caja;

3) Operadores regionales de nuevas energías: Se espera que las empresas regionales de desarrollo de nuevas energías representadas por la energía eólica marina, apoyándose en las ventajas de la adquisición de recursos y la dotación de recursos regionales, se beneficien plenamente del proceso de consecución gradual de la paridad de red y la mejora de la rentabilidad de la energía eólica marina. Rápido crecimiento del rendimiento durante el periodo del XIV Plan Quinquenal. Por último, si quiere saber más sobre las empresas de almacenamiento de energía en baterías, puede consultar Las 10 principales empresas de baterías de almacenamiento de energía.