Le développement de l'industrie de la production d'énergie verte entraîne une réévaluation des stocks d'électricité

Développement de l'industrie de la production d'énergie verte

La transformation de la structure énergétique est imminente dans le contexte du double carbone. L'essence de la transformation de la structure énergétique est la transformation propre de la structure de l'énergie, et la croissance de la capacité installée des nouvelles énergies est la pierre angulaire de la transformation de la structure énergétique.

Dans le contexte du double carbone "30-60", l'une des principales mesures prises par la Chine pour promouvoir la réalisation du "pic carbone" et de la "neutralité carbone" afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre. émission de carbone est de construire un nouveau système d'énergie dont les nouvelles énergies constituent le corps principal.

À l'heure actuelle, l'énergie thermique traditionnelle (y compris le charbon, le gaz et d'autres méthodes de production d'énergie thermique) occupe toujours une place prépondérante dans la structure énergétique de la Chine. En 2021, la production d'énergie thermique représentera 67,9% de la consommation totale d'électricité de l'ensemble de la société cette année-là. Par conséquent, la transformation propre de la structure électrique peut également être comprise comme la réduction de la proportion de la consommation finale d'énergie fossile et l'augmentation de la proportion de la consommation d'énergie non fossile.

Les "Opinions sur la mise en œuvre complète, précise et globale du nouveau concept de développement et sur la neutralisation des émissions de carbone" du Conseil d'État fournissent des orientations clés sur les principaux nœuds temporels de la trajectoire de neutralisation des émissions de carbone de la Chine et sur la proportion correspondante de la consommation d'énergie non fossile. Dans ce processus, l'augmentation de la capacité installée des nouvelles énergies est devenue la pierre angulaire de la croissance de la proportion de la consommation d'énergie non fossile et même de la transformation de la structure énergétique de la Chine.

La croissance de la capacité installée des nouvelles énergies et l'amélioration de la capacité de consommation sont les deux facteurs déterminants de l'augmentation de la proportion d'émissions de gaz à effet de serre. Production d'énergie verte.

Entre 2011 et 2021, la part de la production d'énergie verte dans la consommation totale d'électricité de la Chine a continué à augmenter, passant de 1,6% en 2011 à 11,8% en 2021, et la part de la capacité installée de nouvelles énergies est passée de 4,6% à 26,7% au cours de la même période.
La croissance de la capacité installée des nouvelles énergies et l'amélioration de la capacité de consommation favoriseront l'augmentation continue de la proportion de production d'énergie verte en Chine. En raison de la volatilité de la production d'électricité, l'augmentation de sa proportion accroîtra la fluctuation de la production du système électrique. Par conséquent, les conditions de consommation sont les suivantes L'un des principaux facteurs limitant l'augmentation continue de la proportion de production d'énergie verte.

Parmi celles-ci, l'avis sur le développement et la construction de centrales éoliennes et photovoltaïques en 2021 (projet pour commentaires) et les avis directeurs sur le travail énergétique en 2022 posent des exigences claires quant à la proportion de la production d'énergie verte éolienne et photovoltaïque par rapport à la consommation totale d'électricité : 1) elle atteindra environ 12,2% en 2022, et 2) elle atteindra environ 16,5% en 2025. Les entreprises apparentées peuvent se référer à Les 10 premiers fabricants de batteries solaires.

Examen de la structure des émissions de carbone au niveau mondial

Les changements fondamentaux de la production d'énergie verte

Les nouvelles centrales de production d'énergie verte sont transformées en actifs à flux de trésorerie pur

À l'ère des subventions, la question des arriérés de subventions aux énergies nouvelles affecte les flux de trésorerie des opérateurs de production d'énergie verte et risque de nuire à la capacité de croissance endogène de l'entreprise.
Dans le passé, le tarif sur le réseau pour la production d'énergie verte se composait de deux parties :

Le premier est le prix de référence de l'électricité pour la désulfuration locale à partir du charbon, qui est généralement fixé et payé par le réseau électrique local.

La deuxième est la subvention pour les énergies renouvelables. Une fois le projet inscrit sur la liste des subventions à la production d'électricité verte à partir d'énergies renouvelables, le ministère des finances l'attribue de manière uniforme. Le cycle de distribution est long, généralement de 1 à 3 ans. Le nombre d'heures d'utilisation raisonnable dans le cycle de vie, les heures de production d'énergie verte dépassent le nombre d'heures utilisées dans l'ensemble du cycle de vie ou le projet a fonctionné pendant 20 ans, la subvention sera arrêtée.
Les opérateurs de production d'énergie verte ont souvent accumulé un grand nombre de créances au cours du processus d'exploitation passé. Si les fonds ne peuvent pas être retirés à temps, cela affectera le flux de trésorerie et le plan de dépenses en capital de l'entreprise, ce qui pourrait nuire à sa croissance ultérieure. Selon les estimations, d'ici à la fin de 2020, le déficit cumulé des subventions aux énergies renouvelables atteindra environ 400 milliards de RMB.

Heures d'utilisation rationnelle des paysages tout au long du cycle de vie des différentes zones de ressources

Avec l'avènement de l'ère de la parité globale, les centrales électriques nouvellement construites seront transformées en actifs à flux de trésorerie pur, et des transactions orientées vers le marché de la production d'énergie verte seront réalisées.
À l'horizon 2022, à l'exception de certains types de subventions pour l'énergie photovoltaïque distribuée, le développement des nouvelles énergies à l'échelle nationale est entré dans l'ère du développement global et abordable, et les projets de centrales électriques à énergies nouvelles ne bénéficieront plus de la subvention centrale du prix de l'électricité (y compris les centrales photovoltaïques centralisées nouvellement déposées et les centrales photovoltaïques distribuées industrielles et commerciales, les projets d'éoliennes terrestres et maritimes nouvellement approuvés), ils peuvent non seulement mettre en œuvre une consommation garantie en fonction du prix de référence local de l'électricité pour la production d'électricité à partir du charbon, mais aussi participer à des transactions orientées vers le marché.

Il apporte principalement deux changements :
D'une part, les centrales électriques nouvellement construites sont toutes connectées au réseau au même niveau, sans l'influence des arriérés de subventions, et le revenu comptable du projet correspond aux conditions d'exploitation réelles, ce qui en fait un actif d'exploitation à flux de trésorerie pur, sans pression sur les comptes à recevoir ;

D'autre part, la centrale à parité participe aux transactions du marché de l'électricité, ce qui peut donner à la production d'énergie verte une valeur raisonnable grâce au comportement des transactions du marché. Des politiques de soutien au commerce de la production d'énergie verte ont été successivement introduites pour encourager la production d'énergie verte à apparaître à une prime, et c'est l'orientation à long terme du commerce basé sur le marché des nouvelles énergies :

En mai 2021, la Commission nationale du développement et de la réforme et l'Administration de l'énergie ont publié l'"Avis sur la poursuite du bon travail dans la construction de la production d'énergie verte sur le marché spot", qui met l'accent sur la promotion ordonnée des nouvelles énergies pour participer au marché de l'électricité, et guide 10% des projets estimés de nouvelles énergies lorsque leur électricité passe par la concurrence des transactions basées sur le marché est en ligne.

Le "Green Power Generation Trading Pilot Work Plan" promulgué depuis lors a formellement clarifié la définition et le cadre de l'échange d'énergie verte, encourageant le prix d'échange à être plus élevé que le prix connecté au réseau approuvé par les entreprises de production d'énergie verte et le prix d'achat des entreprises de réseau, et sera plus élevé que le prix approuvé sur le réseau. Les recettes sont distribuées aux entreprises de production d'énergie verte.

Opérations de production d'énergie verte du Guangdong Electric Power Exchange Center

Dans les "Guiding Opinions on Accelerating Construction of a National Unified Electricity Market System", l'accent est mis sur l'exploration et le développement des transactions de production d'énergie verte, sur l'orientation des utilisateurs qui en ont besoin vers l'achat direct de production d'énergie verte et sur la promotion des sociétés de réseau pour donner la priorité aux résultats des transactions directes de production d'énergie verte.

Dans le cadre des transactions existantes, la production d'énergie verte conserve un statut privilégié et devrait le conserver à moyen et à court terme. Lors du premier lot de projets pilotes d'échange de production d'énergie verte en septembre 2021, un total de 7,935 milliards de kWh de production d'énergie verte a été échangé dans toute la Chine.

Parmi eux, la transaction totale d'électricité dans la région du sud (Guangdong, Guangxi, Yunnan, Guizhou, Hainan) est de 910 millions de kWh, et le prix de la transaction est une prime moyenne de 0,027 RMB/kWh sur la base du prix existant. La transaction de l'association des seniors de l'électricité et le centre de transaction de suivi sont toujours maintenus, ce qui indique que dans le cadre de la promotion des politiques, la production d'énergie verte a bénéficié d'une prime substantielle, qui devrait être maintenue à moyen et à court terme.
Centre de commerce de l'énergie électrique de Jiangsu situation commerciale de la production d'énergie verte

Côté coûts

La réduction des coûts entraîne une augmentation du rendement du projet, et le coût a encore une marge à la baisse dans la nouvelle phase. La réduction du coût de l'électricité par kilowattheure est l'un des facteurs importants pour promouvoir l'augmentation du taux de pénétration de la production d'énergie verte. La réduction du coût de l'électricité par kilowattheure est principalement due à la réduction du coût installé et à l'amélioration de l'efficacité d'utilisation (c'est-à-dire l'augmentation du nombre d'heures d'utilisation pour diluer le coût de l'électricité par kilowattheure).
Le LCOE des projets de production d'énergie éolienne terrestre et d'énergie photovoltaïque verte a été considérablement réduit entre 2010 et 2020. Si l'on prend l'exemple d'une centrale électrique nouvellement construite en Chine, le LCOE de l'éolien terrestre nouvellement construit en Chine en 2010 et 2020 ("LCOE" en abrégé) était respectivement de 0,4806 et 0,2276 RMB/kWh, le LCOE de la centrale photovoltaïque nouvellement construite était respectivement de 2,0647 et 0,3035 RMB/kWh, le LCOE des deux au cours de la même période était respectivement de -52,6% et -85,3%, et le CAGR de réduction des coûts sur 10 ans était respectivement de -7,2. %, -17,4%.

Entre 2010 et 2020, la production d'énergie verte d'origine éolienne repose principalement sur l'amélioration de l'efficacité de l'utilisation et d'autres mesures de contrôle des coûts, tandis que l'énergie photovoltaïque dépend principalement de la fabrication pour réduire les coûts.
Si l'on examine la tendance de la capacité installée, le coût moyen installé de Landwind a fluctué entre 2010 et 2020 en raison des changements dans la relation entre l'offre et la demande de la chaîne industrielle. L'investissement par kilowatt est passé de 10 154 RMB à 8 719 RMB, avec une variation de -14,1%. Le TCAC de l'énergie éolienne au cours des 10 dernières années a été de - 1,5% ;

Le montant de l'investissement dans l'énergie photovoltaïque par kilowatt a diminué régulièrement, passant de 27037 RMB à 4490 RMB, la variation étant de -83,4%, et le CAGR de l'énergie photovoltaïque sur 10 ans étant de -16,4%.

Par conséquent, au cours des dix dernières années, les principales raisons de la réduction du coût de l'énergie éolienne par kilowattheure sont l'amélioration de l'efficacité de l'utilisation de l'énergie éolienne et le contrôle des autres coûts pendant la période d'exploitation, et les principales raisons de la réduction du coût de l'énergie photovoltaïque sont la réduction du prix des modules photovoltaïques et la réduction des autres coûts d'installation.

LCOE des projets éoliens terrestres

l'énergie éolienne :
À l'ère de la parité, l'énergie éolienne a connu des réductions de coûts qui dépassent les attentes, ce qui a entraîné une augmentation rapide du rendement des nouveaux projets. La forte baisse du prix des éoliennes terrestres est l'un des changements les plus importants de l'ère de la parité : la relation entre l'offre et la demande dans la chaîne industrielle de l'énergie éolienne terrestre s'est relâchée, et la réduction du prix des éoliennes ainsi que le coût de la construction et de l'installation ont tous deux chuté.

Depuis la "marée d'installation précipitée" de l'énergie éolienne terrestre en 2020, le prix des éoliennes et les coûts de construction et d'installation se sont détendus en raison de la forte augmentation du volume des appels d'offres en 2019 et de la croissance explosive de la capacité installée en 2020.

En outre, l'énergie éolienne est entrée dans une période de transformation à grande échelle des turbines éoliennes, et l'augmentation de la production d'énergie verte apportée par les turbines éoliennes de grande puissance devrait être supérieure à l'augmentation du coût initial, réduisant ainsi le LCOE de la production d'énergie verte éolienne dans des environnements spécifiques.

Sur cette base, nous effectuons une simulation du cycle de vie d'un projet de nouvelle centrale éolienne terrestre en Chine. Globalement, la réduction rapide du coût de l'énergie éolienne terrestre a libéré de nombreuses marges bénéficiaires pour les projets d'exploitation. Les hypothèses spécifiques sont les suivantes :

Structure du capital et coût de financement : La structure du capital est la suivante : 30% de fonds propres et 70% de financement par l'emprunt, le taux d'intérêt du prêt est de 4,50% et la période de remboursement est de 15 ans ;

Heures d'utilisation : Les heures d'utilisation du projet tout au long de l'année supposent que le centre est à 2200 heures ;

Composition des coûts d'installation : les autres coûts autres que les éoliennes sont de 3500 RMB/kW, les éoliennes sont des coûts variables, et le coût des éoliennes est supposé être de 2500 RMB/kW ;

Prix de l'électricité sur le réseau : Prix de référence moyen de l'électricité produite à partir de charbon en Chine (0,367 RMB/kWh, TVA comprise) ;

Coût installé de l'énergie éolienne terrestre

Taux d'imposition : Le taux de TVA est de 13%, le taux d'impôt sur le revenu est de 15%, et l'impôt sur le revenu bénéficie de la politique des "trois exonérations et trois demi-réductions" ;
Impôts et taxes : 5% du revenu d'exploitation annuel
Période d'amortissement et valeur résiduelle du projet : la période d'amortissement est supposée être de 20 ans et le taux de valeur résiduelle du projet est supposé être de 10% ;

L'énergie éolienne terrestre est entrée dans une nouvelle phase où la rentabilité des projets est suffisante pour soutenir les opérateurs dans un développement et une expansion stables. En ce qui concerne la situation individuelle, la réduction des coûts d'installation et l'augmentation constante de l'efficacité d'utilisation ont compensé l'impact négatif de la baisse des prix de l'électricité dans une certaine mesure, stimulant la rentabilité du projet.

En outre, avec l'avancement de la phase d'exploitation du projet, le financement par l'emprunt apporté par les dépenses d'investissement initiales sera remboursé successivement, et le rendement des capitaux propres du projet montrera généralement une tendance à l'augmentation phase par phase.

En raison du faible coût des liquidités pendant la période d'exploitation, le flux de trésorerie de l'opérateur est relativement abondant, et il est de plus en plus évident dans les projets paritaires, ce qui peut soutenir l'expansion de nouveaux projets, accélérer la réalisation des ressources et maintenir une croissance endogène raisonnable.

L'énergie éolienne en mer : En raison des difficultés de construction et d'autres raisons, le coût d'investissement global des projets d'énergie éolienne en mer et le coût d'investissement par kilowatt sont plus élevés que pour l'énergie éolienne terrestre.

En 2021, lorsque la "ruée vers l'installation" de l'énergie éolienne en mer se sera calmée, la tendance des grandes éoliennes sera plus importante dans le domaine de l'énergie éolienne en mer. Au fur et à mesure que la technologie des éoliennes de grande puissance arrive à maturité, elle est progressivement mise en évidence. En cas de subvention et de retrait de l'État à la fin de 2021, le processus de parité de l'éolien en mer dans les provinces côtières sera accéléré.

En outre, du point de vue de la structure de l'énergie éolienne offshore installée, en raison des différences dans les conditions de construction des côtes et des fonds marins et des capacités d'assemblage de la chaîne industrielle, la vitesse de réduction des coûts des installations d'énergie éolienne offshore dans les diverses provinces côtières de Chine peut être différente. Il peut y avoir des différences dans le rythme de l'éolien et dans la parité de l'accès à Internet.

Photovoltaïque : la forte remontée des prix des modules a perturbé le rendement des projets, et l'on s'attend à ce que la réduction des coûts et l'amélioration de l'efficacité se poursuivent à moyen et à long terme.

L'augmentation du prix des matériaux à base de silicium fait grimper le prix des modules et affecte le rendement des centrales électriques. La dynamique de réduction des coûts et d'amélioration de l'efficacité à moyen et long terme se poursuit.

Si le coût d'investissement initial de la centrale photovoltaïque au sol chinoise ne tient pas compte de la configuration du système de stockage de l'énergie, le coût est principalement composé de composants (représentant environ 54%), d'onduleurs, de supports, de câbles, de coûts de construction et d'installation, et de coûts de gestion.

Parmi eux, les dépenses non techniques telles que les coûts de construction et d'installation ont une marge de réduction relativement faible, et la marge de réduction globale des coûts d'investissement est principalement due aux coûts techniques tels que les composants et les onduleurs.

Dans une perspective à moyen et long terme, avec les progrès itératifs de la technologie des cellules photovoltaïques et l'amélioration de l'effet d'échelle, on s'attend à ce que l'efficacité globale de l'utilisation des modules soit améliorée et que le coût de production soit réduit, et à ce que le rendement des centrales photovoltaïques augmente.

Coût d'installation d'une centrale photovoltaïque

Nous avons simulé le cycle de vie complet de la nouvelle centrale photovoltaïque centralisée au sol en Chine. En général, l'augmentation du rendement de la centrale photovoltaïque chinoise doit encore être stimulée par la réduction du coût installé et l'amélioration de l'efficacité d'utilisation. Les hypothèses spécifiques sont les mêmes que celles du projet éolien terrestre, à l'exception des heures d'utilisation et du coût de la capacité installée :

Heures d'utilisation : Les heures d'utilisation annuelle du projet supposent que le centre est à 1300 heures ;

Le coût de la capacité installée : les autres coûts, à l'exception des modules PV, sont de 2000 RMB/kW, les modules sont des coûts variables, et le coût des modules PV est supposé être d'environ 2000 RMB/kW (environ 2,0 RMB/W).

Modèle rétrospectif : Le rendement de l'énergie éolienne abordable n'est pas inférieur à celui des projets subventionnés, et la réduction du prix des modules photovoltaïques libérera un espace de profit.

Si la qualité des revenus des nouveaux projets s'est considérablement améliorée, il existe des différences significatives entre les centrales éoliennes et solaires paritaires et les projets antérieurs de l'ère des subventions :

1) Énergie éolienne - en raison de la réduction substantielle du coût installé, la réduction du coût par kilowattheure est supérieure à la réduction du prix de l'électricité, et le taux de rendement des centrales électriques paritaires nouvellement construites n'est pas inférieur à celui de l'époque des subventions. supérieur à la marge bénéficiaire.

2) Photovoltaïque - En raison de l'impact de la fluctuation du prix des modules en 2021 sur le coût d'investissement du photovoltaïque, la baisse du coût de l'électricité par kilowattheure est inférieure à la baisse du prix de l'électricité, et le rendement de la centrale électrique paritaire a légèrement baissé d'une année sur l'autre. L'amélioration du flux de trésorerie de la centrale électrique paritaire est similaire à celle de l'énergie éolienne, et la qualité des bénéfices s'est considérablement améliorée.

Les batteries de type N, dominées par le TOPcon et le HJT, devraient progressivement remplacer les batteries de type P et devenir la technologie la plus répandue.

Configuration du stockage de l'énergie

Les rendements de la production d'énergie verte éolienne correspondent au coût d'un stockage d'énergie supplémentaire, et les photovoltaïques ont une faible tolérance aux coûts de stockage de l'énergie.

Les politiques ont progressivement établi des lignes directrices pour la configuration du stockage de l'énergie du côté de l'alimentation électrique, et certaines provinces exigent que les nouveaux projets à des prix abordables ajoutent des systèmes de stockage de l'énergie. L'ajout de systèmes de stockage d'énergie du côté de l'alimentation électrique peut contribuer à soulager la pression de la régulation des pics et de la fréquence du côté du réseau, et encourager les centrales électriques à énergie nouvelle à améliorer la précision de la prédiction de leur propre courbe de production.

Pour les centrales électriques abordables de la même région, les exigences de configuration du stockage de l'énergie des projets garantis connectés au réseau sont généralement inférieures à celles des projets connectés au réseau axés sur le marché, ce qui peut se refléter à la fois dans la capacité installée de stockage de l'énergie et dans la durée du stockage de l'énergie. La capacité de stockage d'énergie installée est d'environ 15%, et la capacité de stockage d'énergie varie de 2 à 4 heures.

La configuration du stockage de l'énergie augmente le coût de l'alimentation électrique, et les catégories comprennent généralement le stockage par pompage, l'électrochimie et le stockage de l'hydrogène. Si l'on prend l'exemple du stockage d'énergie électrochimique, son coût comprend généralement quatre catégories : le coût d'investissement initial du système de stockage d'énergie, le coût de maintenance, le coût de charge et le coût de remplacement.

Par conséquent, si l'on considère le LCOE du système de stockage d'énergie du point de vue de l'ensemble du cycle de vie du système de stockage d'énergie, les facteurs d'influence sont généralement les suivants :

1) Coût EPC du système de stockage d'énergie
2) Temps de charge et de décharge (taux d'utilisation)
3) Profondeur de décharge (affecte la capacité de charge maximale)
4) Coût de remplacement de la batterie
5) Coût d'achat de l'électricité externe
6) Coût de la maintenance

Le coût d'installation de l'énergie éolienne a été considérablement réduit, et la configuration actuelle du stockage de l'énergie réduira le revenu du projet, mais il reste dans le cadre d'un développement abordable. Le coût élevé des installations photovoltaïques les rend moins tolérants au coût des systèmes de stockage de l'énergie.

Nous intégrons le système de stockage d'énergie dans le modèle d'exploitation de la centrale électrique. Les hypothèses de base sont les mêmes que celles de la section précédente sur le calcul du rendement de la centrale éolienne et solaire paritaire, et l'investissement dans le système de stockage de l'énergie est ajouté respectivement. Les hypothèses pertinentes du système de stockage de l'énergie sont les suivantes :

La capacité installée de la configuration de stockage d'énergie est de 15%, 2 heures, le coût d'investissement unitaire du stockage d'énergie est de 1,50 RMB/Wh, la profondeur de charge et de décharge est de 80%, le nombre de charges et de décharges par an est de 360, et 100% de l'énergie utilisée pour le stockage d'énergie est autoproduite par les centrales électriques vertes, le coût de maintenance annuel du système de stockage d'énergie est d'environ 55 RMB/kW, et le coût de remplacement est d'environ 850 RMB/kW. Sur cette base, nous avons effectué une simulation de la rentabilité des centrales de production d'énergie verte avec des systèmes de stockage d'énergie.

Analyse des coûts des centrales de stockage d'énergie et logique de calcul du LCOE sur l'ensemble du cycle de vie

Perspectives d'évolution du secteur de la production d'énergie verte

Analyse de l'amélioration de la consommation d'énergie

Le réseau électrique accélère la construction d'UHV, et les nouvelles installations énergétiques se concentrent sur le côté de la charge.

L'inadéquation régionale des ressources et les caractéristiques de la production d'énergie verte conduisent ensemble au problème de la consommation de nouvelles énergies. Avant le milieu du "treizième plan quinquennal", les problèmes de consommation de nouvelles énergies en Chine sont apparus de temps à autre, et le taux de réduction de l'énergie éolienne et solaire est resté élevé. Les principales raisons sont les suivantes :

Inadéquation entre les ressources en énergies nouvelles de haute qualité et les centres de charge électrique - Les ressources en énergies nouvelles de haute qualité de la Chine sont principalement concentrées dans les trois régions du nord (nord-est, nord-ouest et nord de la Chine), où leur propre capacité de consommation électrique est généralement faible, tandis que les centres de charge électrique sont principalement situés dans les régions du centre, de l'est et du sud de la Chine, il existe un certain degré d'inadéquation entre l'objectif des installations d'énergies nouvelles et le centre de charge électrique ;

La production d'énergie verte éolienne est instable, et l'augmentation de la proportion accroît la charge de la régulation des pics et de la fréquence du système - l'énergie éolienne, l'énergie photovoltaïque et d'autres sources d'énergie verte ont des caractéristiques d'aléa, de volatilité et d'imprévisibilité, et les caractéristiques des pics et des vallées de la production quotidienne sont plus distinctes.

En outre, la volatilité de la production est beaucoup plus forte que celle des sources d'énergie traditionnelles telles que l'énergie thermique et l'énergie hydraulique, et le système électrique doit être équilibré en temps réel. Par conséquent, alors que la proportion de nouvelles sources d'énergie telles que l'énergie éolienne et l'énergie photovoltaïque entrant dans le système électrique augmente, la demande de sources d'énergie flexibles pour assurer la régulation des pics et de la fréquence s'accroît. Cela augmentera considérablement le coût de transmission et de distribution du système électrique et le coût de garantie de la sécurité du système.

Production et consommation d'électricité dans les principales provinces de Chine

Au cours du 13e plan quinquennal, l'investissement total dans l'infrastructure du réseau électrique a considérablement augmenté, et la capacité installée s'est déplacée vers les régions où la réduction de l'énergie éolienne et solaire est faible. Depuis le milieu du treizième plan quinquennal, le problème de la consommation de nouvelles énergies s'est considérablement amélioré et le taux d'abandon de l'éolien et du solaire s'est stabilisé à un faible niveau.

Outre les politiques successives publiées par de nombreux ministères et commissions pour promouvoir les réseaux électriques locaux afin d'accélérer le rythme de la transformation de la flexibilité de l'énergie thermique et d'augmenter les services d'écrêtement des pointes et de régulation de la fréquence pour assurer la consommation de nouvelles énergies, l'accélération de la mise en service du canal de transmission UHV et le déplacement du centre d'intérêt des installations de nouvelles énergies vers le sud du Moyen-Orient sont d'importants facteurs moteurs.

Parmi celles-ci, la construction du canal de transmission externe résout principalement le problème de la consommation dans les zones de production d'énergie telles que les trois régions du Nord, tandis que le déplacement des installations de nouvelles énergies vers le Moyen-Orient et les régions du Sud signifie que le développement des nouvelles énergies au cours de la période du "13e plan quinquennal" est orienté vers des ressources de haute qualité dans les zones de charge d'énergie.

Les lignes UHV connaissent une croissance fulgurante au cours de la période couverte par le "13e plan quinquennal" : Les lignes UHV peuvent assurer le transport d'électricité de point à point sur de longues distances, le transport d'électricité sur de longues distances étant principalement assuré par des lignes UHV à courant continu, et le rythme de production du réseau UHV pendant la période du "13e plan quinquennal" s'accélère.

Entre 2016 et 2020, un total de 18 lignes UHV ont été mises en service par le State Grid et le Southern Power Grid, dont la plupart ont été transmises au centre de charge électrique en Chine, ce qui a entraîné une forte augmentation de l'investissement total dans l'infrastructure du réseau électrique.

Au cours de la période couverte par le 13e plan quinquennal, l'investissement de base total dans le réseau électrique chinois a atteint 2,59 trillions de RMB, soit une augmentation de 29,3% par rapport à la période couverte par le 12e plan quinquennal. L'augmentation totale au cours de la période a été supérieure de 195,1%.

Le taux d'abandon des éoliennes et des lampes dans le pays s'est stabilisé à un faible niveau.

Perspectives pour le 14e plan quinquennal

L'importance de la base et de l'UHV stimule le développement, et le TCAC de la capacité installée entre 2022 et 2025 devrait atteindre 15,6%-18,6%.

Dans le cadre du "14e plan quinquennal", l'accent sera mis à nouveau sur les régions riches en ressources et sur la promotion de la construction de bases énergétiques complémentaires multi-énergies. À partir de 2021, les installations de production d'énergie verte changeront d'orientation. Sous le principe de l'optimisation de la disposition, les idées de développement de bases concentrées d'énergie nouvelle dans les régions à ressources avantageuses des Trois Régions du Nord ont été clarifiées. Le document "Guiding Opinions on Multi-energy Complementary Development" propose d'utiliser la méthode de complémentarité multi-énergie du côté de l'approvisionnement en électricité afin d'améliorer le niveau de consommation des nouvelles énergies.

Elle comprend généralement trois méthodes intégrées :

1) l'énergie éolienne et le stockage de l'énergie éolienne

2) le stockage de l'eau éolienne et éolienne

3) le stockage de l'énergie éolienne et du feu éolien, tandis que la base d'énergie propre à l'intérieur des terres peut fournir d'autres types d'alimentation électrique groupée et connectée à l'internet pour les projets éoliens et solaires.

En outre, les neuf bases d'énergie propre identifiées correspondent généralement au tracé de la voie de transmission UHV. En partant du principe que la consommation des grands projets de base reste stable, l'avancement de la construction du canal de transmission peut jouer un rôle important dans la croissance de la capacité installée de l'industrie.

Les projets de base sont à l'origine de la croissance de la capacité installée, et il est prévu de définir des exigences en matière de qualité et de quantité des projets, d'élever le seuil d'application et de promouvoir un développement intensif et à grande échelle. Du point de vue du volume, selon le plan de planification et d'aménagement des grandes bases éoliennes et photovoltaïques axées sur les zones désertiques, le Gobi et les zones désertiques, la capacité installée totale des bases éoliennes et solaires dont la construction est prévue d'ici 2030 est d'environ 455 GW.

Au cours de la période couverte par le 14e plan quinquennal, la capacité installée prévue pour la construction est d'environ 200 GW, dont 150 GW pour le transport externe et 50 GW pour l'autoconsommation locale ; au cours de la période couverte par le 15e plan quinquennal, la capacité installée prévue pour la construction est d'environ 255 GW, dont 165 GW pour le transport externe et 90 GW pour l'autoconsommation locale. À la fin du mois de février 2022, les provinces ont achevé l'application de deux lots de projets de base.

Parmi eux, 1) l'échelle totale de la première phase du projet est de 97.05GW, impliquant 19 provinces, selon la maturité du projet, la séquence de démarrage est raisonnablement arrangée, et il n'y a pas de précipitation pour former l'échelle de démarrage, et le temps de production est en 2022-2023 ; Dans la déclaration, d'une part, cela augmentera le contrôle de la qualité du projet, d'autre part, cela augmentera la capacité de développement unique du projet à 1GW, augmentera le seuil d'investissement du projet, et en même temps exigera que le projet soit achevé et connecté au réseau au plus tard en 2024.

Achèvement de l'investissement dans la construction du réseau

Le "14e plan quinquennal" de State Grid prévoit d'ajouter "24 livraisons + 14 directes", et les progrès de la production UHV affecteront la croissance de la capacité installée des nouvelles énergies. Du point de vue de la construction du réseau électrique, l'investissement total dans le 14e plan quinquennal de State Grid et China Southern Power Grid est respectivement de 2,23 billions de RMB et de 670 milliards de RMB, avec un total d'environ 3 billions de RMB. Il devrait augmenter de 15,8% par rapport à la période du "13e plan quinquennal".

En ce qui concerne China Network, la construction de son réseau UHV s'est accélérée au cours de la période du "14e plan quinquennal", et le plan global a ajouté les lignes UHV "24+14" pour renforcer la capacité de livraison du projet de base :

1) La ligne en construction comprend 3 UHVDC
2) En 2022, elle prévoit de commencer la construction de 13 lignes UHV, dont "10 routes + 3 routes", y compris le projet approuvé "7 routes + 2 routes", et le projet d'étude de faisabilité "3 routes + 1 route" sera achevé.

3) Achever le projet de recherche de préfaisabilité "3 straight". Par conséquent, en partant du principe qu'il faut assurer la consommation d'énergie nouvelle, on s'attend à ce que la croissance de la capacité installée des bases d'énergie propre au milieu et à la fin de la période du "14e plan quinquennal" soit affectée par le rythme de la mise en service des lignes UHV.

Compte tenu des plans de croissance des nouvelles énergies dans chaque province, le TCAC de la capacité installée des nouvelles énergies entre 2022 et 2025 devrait se situer dans une fourchette de 15,6%-18,6%. Sur la base du niveau de planification de chaque unité provinciale, à la fin du mois de mars 2022, un total d'environ 22 unités administratives provinciales en Chine ont publié le plan d'installation de nouvelles énergies de la province pour la "14e année quinquennale" ou des directives connexes, qui contribueront à environ 600 GW selon nos estimations. des installations de nouvelles énergies.

Sur cette base, on peut estimer que la capacité installée de nouvelles énergies dans le "14e plan quinquennal" est d'environ 600 GW. Si des facteurs tels que la planification d'autres provinces, l'accélération de la construction de canaux de transmission externes et la transformation de la flexibilité du réseau électrique dépassent les attentes, l'augmentation de la capacité installée dans 5 ans devrait être basée sur cette base. Les éléments ci-dessus se sont encore améliorés. Si l'espace flottant de la ligne de base 20% est considéré comme une hypothèse optimiste, la capacité de production d'énergie verte nouvellement installée entre 2021 et 2025 devrait atteindre 720 GW.

Après déduction d'environ 102,5 GW de capacité installée en 2021 (47,57 GW d'énergie éolienne, 54,93 GW d'énergie photovoltaïque), la capacité totale nouvellement installée de 2022 à 2025 sera d'environ 500-620 GW, ce qui correspond à un TCAC de 15,6%-18,6% (au cours de la période du "13e plan quinquennal", la capacité installée de la CARG en matière de nouvelles énergies est d'environ 25%).

Examen de la nouvelle longueur des lignes UHV du réseau d'État

Analyse des investissements

L'essence de la réévaluation des stocks d'énergie est d'élargir la voie de la réalisation des ressources. La logique de la réévaluation de la valeur apportée par la production d'énergie verte est d'élargir la nouvelle voie d'investissement de haute qualité pour les fonds d'actions, renforçant ainsi la capacité de croissance endogène.

Au début de l'ère de la parité, l'exploitation des nouvelles ressources énergétiques et l'amélioration de l'économie des centrales électriques ont conduit à une croissance progressive de la capacité installée de l'industrie, ce qui offre aux opérateurs de nouvelles énergies un nouvel espace pour la prolifération du capital.

Par conséquent, pour tous les types d'opérateurs de nouvelles énergies, l'importance fondamentale de la croissance harmonieuse des actifs de production d'énergie verte est d'investir leurs propres flux de trésorerie abondants dans de nouveaux actifs d'exploitation de haute qualité, et en raison de la commutation des étapes de développement de l'industrie et du transfert des bénéfices dans la chaîne industrielle, etc. Les opérateurs peuvent ainsi réaliser l'expansion de nouveaux projets et achever la croissance endogène des projets de production d'énergie verte en récupérant rapidement les flux de trésorerie générés par l'exploitation de l'actif.
Par conséquent, l'un des principaux avantages des opérateurs de production d'énergie verte est qu'ils disposent toujours d'un flux de trésorerie stable provenant des actifs d'exploitation lorsque l'ampleur des dépenses d'investissement augmente rapidement.

Analyse des éléments essentiels de la concurrence : l'expansion des ressources et l'exploitation à grande échelle apportent des capacités de croissance endogène stable. Par conséquent, les éléments essentiels permettant aux opérateurs de production d'énergie verte de maintenir une croissance stable à long terme peuvent être grossièrement attribués à quatre points :

1) L'expansion continue des ressources des projets de nouvelles énergies.
(Exemple : 1) Sélectionner une zone avec une forte capacité de livraison ou une excellente consommation locale;）
2. La "Notice on Encouraging Renewable Energy Green Power Generation Enterprises to Build or Purchase Peak Shaving Capacity to Increase the Grid-connected Scale" propose de guider les entités du marché pour qu'elles augmentent la capacité d'absorption et de connexion au réseau des énergies renouvelables par de multiples canaux, en achetant de l'énergie thermique, du pompage-turbinage, du stockage d'énergie, etc. La capacité d'écrêtement des pointes de l'alimentation électrique flexible contribue à la consommation.

Avec la réduction de l'échelle de consommation entreprise par le réseau électrique, les opérateurs disposant d'une plus grande capacité de pointe peuvent avoir un avantage dans l'attribution concurrentielle de projets abordables.)

Fonds disponibles des principales entreprises centrales d'énergie verte à la fin de la période

2) Capacités de construction et de développement de projets ;
3) Capacités d'exploitation et de maintenance du projet ;
4) Son propre capital, ses canaux de financement multi-RMB et fluides, et ses faibles coûts de financement.
Dans l'ensemble, ses voies d'investissement peuvent être divisées en trois catégories :
1) Les opérateurs de nouvelles énergies des entreprises centrales : Les entreprises centrales peuvent obtenir des ressources de projet de haute qualité, une forte puissance financière, une expérience et des capacités de développement des nouvelles énergies grâce à leurs avantages en termes de groupe et de taille, afin de parvenir à une expansion stable de la capacité installée de l'entreprise et à une croissance de ses performances ;

2) Les entreprises de production d'énergie thermique se transforment en nouvelles énergies :
D'une part, les actifs thermiques qui ont subi une transformation de flexibilité peuvent fournir des services auxiliaires aux nouveaux actifs énergétiques de l'entreprise et réduire les coûts d'exploitation globaux lorsque le réseau électrique réduit progressivement sa responsabilité en matière d'écrêtement des pointes.

D'autre part, avec la libéralisation progressive des transactions axées sur le marché de l'électricité produite à partir du charbon, le mécanisme de transmission entre le coût du charbon thermique et le prix de l'électricité thermique sera progressivement ouvert, et la nature cyclique des actifs de l'électricité thermique pourrait être progressivement éliminée. récupération des flux de trésorerie ;

3) Opérateurs régionaux de nouvelles énergies : Les entreprises régionales de développement des nouvelles énergies, représentées par l'énergie éolienne offshore, s'appuyant sur les avantages de l'acquisition des ressources et des dotations régionales en ressources, devraient bénéficier pleinement du processus de réalisation progressive de la parité réseau et de l'amélioration de la rentabilité de l'énergie éolienne offshore. Croissance rapide des performances au cours de la période du 14e plan quinquennal. Enfin, si vous souhaitez en savoir plus sur les entreprises de stockage d'énergie par batterie, vous pouvez consulter les sites suivants Les 10 premières entreprises de batteries de stockage d'énergie.