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另一方面,光伏资产当前处于发电成本高于传统能源的阶段,依赖于补贴生存。当补贴时限不确定、上网额度受限的时候,部分高杠杆的投资者会陷入流动性危机,从而给相关金融机构带来坏帐顾虑,使其对于融资项目的审核更加谨慎。与此同时,即便拥有雄厚资金实力和强现金流的企业,早期若过大规模介入补贴行业的投资,也会面临较大的资金压力。特别在低成本杠杆资金支持力度有限的情况下,出现阶段性的负现金流在所难免。加之新建电站造价的每年快速下降,按相关会计准则,还将会面临每年计提巨额减值的困扰。
2、天然气定价权制约行业应用。
作为一种全球性能源,天然气在全球的作用正在不断扩大。由于资源禀赋的差异,中国天然气资源较少,主要依赖远距离进口,大规模发展将影响全球资源定价,并且涉及能源供应安全。除了上游天然气供应外,天然气发电的主要装备燃气轮机的研发和生产能力不足,即便依靠进口可以解决使用的问题,但后期的维护成本依然过高,影响了国内燃气电厂的盈利,成为制约燃气机组在中国大规模推广的瓶颈。
根据中电联发布的《“十三五”天然气发电需求预测》,预计到2020年中国天然气发电规模为1亿千瓦左右,其中分布式4000万千瓦。当前中国天然气分布式能源总装机容量缺口仍较大,为燃气电厂和相关设备的发展留有空间。鉴于特高压通道及城市工业园区规划的限制,在部分输电容量不足的区域,尤其是临近港口及便于储运的地区,分布式燃气冷热电联供系统具备一定的需求空间和发展条件,但受制于传统能源的竞争,利润空间有限。
3、传统能源主体地位稳固。
在能源部门严控火电装机背景下,火电行业需转型升级以适应能源结构新要求,一方面注重燃煤电站大气污染物高效脱除与协同控制,大力发展除尘、脱硫、脱硝等烟气净化技术,争取实现超低排放;与此同时,进行机组的升级改造,发展高效率高参数的超临界(SC)和超超临界(USC)火电机组。目前,中国的火电机组脱硫脱硝率均已达到95%以上,随着超超临界机组的大规模替代,火电机组的环保排放、效率和成本都处于世界领先水平,二氧化碳排放量已经提前于经济周期达到排放顶峰;许多电站已投产运行数年,折旧及财务成本比较低;火电上下游产业链长,对于税收和就业影响较大;基于这些现状,除非政策性影响,否则在光伏成本大幅度低于火电之前,火电在输电成本和能量密度仍然具备一定的综合优势。
伴随着1100kV特高压输电技术的发展和布局,新疆火电及川云水电,还将进一步影响电力格局。因此,较长时期内,以火电为首的传统发电力量仍将保持市场主导地位,并在未来的能源结构调整中被稳步替代或实现退出。
4、分布式能源是重要补充。
鉴于中国自然资源分布严重失衡,能源开采区与消费区距离遥远,长距离输电干网是中国的必然选择。特别是随着城市化进程的不断加强,能源的去中心化难以实现,但分布式能源是能源体系的必要补充。未来的电网结构,将是骨干网络为基础,各等级分布式微网相对独立存在,并互联互通互备的格局。
5、城市供暖及工业三联供业务存在发展空间。
供暖是中国当前北方地区冬季空气污染的主要原因之一。热电联供已经大面积普及,甚至成为一些火电项目建设的主要出发点,但集中供暖面积的增长伴随城市化进程放缓而逐步减缓。存量地区传统供暖锅炉强制退出,将给热电联产机组必要的冬季出力保证。燃气供暖和电供暖,在财政补贴困境之下存在一定的投资风险,但特定地区的地热、三联供项目,在不依赖补贴并能拥有正现金流情况下,具备一定的投资价值。北方地区的地热资源开发目前尚处前期,虽然地热资源在发电方面潜力有限,但仍具备为大规模城市供暖的可能。
6、储能技术百花齐放。
中国电改18年历程,分别就厂网分开,主辅分开,输配分离等环节开展大量的工作,但电改的投资主体主要限定于电网本身,而储能行业始终处于监管之中,发展缓慢。目前全国运行中的储能电站仅有3000余万千瓦,远低于发达国家10%以上的储能电站比例。按同等发达国家水平,中国目前需要1.5亿千瓦的储能电站,才能达到相对优化的电力供应和保障能力。
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