新能源發電：光伏、風電的棄風棄光，核電的裝機容量
上期談了目前國內發電中的火電
、
水電
、
熱電
。
其中
，
目前影響火電企業盈利水平最為重要的是火電企業的燃料（煤）成本
，
影響水電企業未來盈利水平重要因素是國家對於大型水電項目的增值稅優惠政策即將到期
。
這次我們來了解影響新能源發電（風電
、
光伏
、
核電）目前的行業情況及影響企業盈利的重要因素
。
光伏發電——上網電價不斷下調
首先我們來看近兩年一直是市場熱點的光伏發電
。
一家太陽能發電企業收入怎麼樣
，
主要取決於這以下兩大方面：上網電價和上網電量
。
上網電價：即發電企業產品（電力）售價
，
而光伏發電的上網電價是要高於一般的火電
、
水電的
，
這些年國家逐步下調各類資源區的光伏上網電價
，
最近的一次為今年6月1日的調整
，
如下表
。
從2011年以來
，
我國對光伏上網電價進行了7次調整
，
上網電價整體下降了56.52%——39.13%
。
歷次下調時間節點和價格如下表
。
上網電量：裝機量*發電小時數（1-棄光率）
太陽能行業上網電量取決於三大因素：即裝機量
、
發電小時和棄光率
，
詳細到每個企業也是如此
。
在此由於沒有各公司的的詳細數據
，
我們只用行業數據來分析
，
若果要了解個股情況
，
則要看詳細分析個股數據
。
首先來看裝機量
，
根據國際能源局統計的這幾年我國每年新增光伏裝機量
，
從下圖可見
，
2016
、
2017兩年國內新增光伏裝機量增幅明顯
，
行業整體呈現快速擴張期
，
而2017年分散式光伏新增佔比遠超以前各年
，
這也是未來國內光伏一大趨勢
。
利用小時數：即發電量與平均裝機容量之比
，
反映了該地區發電設備利用率
，
也是反映該地區電力供需形勢的主要指標之一
。
根據我國各地區光照資源分布不均
，
國家將全國分為三類資源區
。
根據2018年7月各重點省份的光伏利用小時數
，
內蒙古
、
新疆
、
青海
、
甘肅等一類省份平均利用小時數均超過130小時
。
各省每年/月日照數據雖有變化
，
但整體情況確改變不大
，
中國光照資源豐富地區主要為西北幾省
，
而用電地區主要集中在東部
，
供需區域的不匹配和電力輸送能力令西北省份棄光率一直高居不下
。
棄光率：指光伏電站的發電量大於電力系統最大傳輸電量+負荷消納電量所佔比例
，
此指標下降表明光伏發電利用率提高
，
企業業績將改善
。
從下圖來看
，
2016年1季度棄光率達到最高以後一直下降
，
而國內光伏棄光率比較高的兩個省份為新疆和甘肅
，
其比例超過20%
，
遠超群國平均水
。
成本：目前最主要的仍是組件
在國內光伏企業投資中
，
組價成本一直以來佔據成本的大頭
，
而近些年來
，
在國家政策推動下
，
組件成本價格大幅下降
，
國內光伏組件價格走勢
。
在佔比最大的組件價格逐年下降下
，
國內光伏系統投資價格逐年下降
，
成本下降下才令政府有能力將光伏行業上網電價逐步下調
，
並初步計划到2020年補貼全部退出
。
在2020 年補貼完全退出的情況下
，
光伏將走出全投資收益率平價之路
，
各省市的光伏投資收益率將直接與當地光光照條件直接相關
，
解屆時光伏投資將更傾向於合理化
。
風電——棄風率大幅改善
國內風力發電情況與光伏發電類似
，
均是在政府補貼上發展起來的新能源產業
，
只是國內風力發電產業發展遠早於光伏
，
早在"十五"期間
，
中國的併網風電就得到迅速發展
。
而目前風電成本構成中建設成本約佔 40%
，
機組成本約佔40%
，
維護成本約佔 10%
，
其他成本約佔 10%
，
整機降價在加速平價上網進程中首當其衝
。
到2018一季度2.0MW風電機組市場投標均價下降至3300-3400元/kW 左右
，
2.5MW 逐步成為市場主流機型
，
價格下降至3484元/kW
，
近一年累計降幅分別為 13.3%
、
15%
。
而隨著風機總體成本的下降
，
國家也在逐漸下調風電上網電價
，
下表為2009—2018 年風電發電上網電價調整情況（單位：元／度）
。
因為經過長時間的市場發展
，
目前風電上網電價低於光伏上網電價
，
且從09年以來
，
9年間3次下調上網電價
，
總體上網價下調在15%到20%之間
，
頻率和幅度低於光伏發電
，
目前陸上風電上平均網價距離平價上網價差還有 9 分錢/kWh
。
但是在棄風率方面
，
目前風電棄風率卻高於光伏的棄光率
，
在新疆
、
甘肅兩省棄風率也如棄光率一般遠超全國平均水平（兩省風力
、
光照資源豐富
，
但當地需求不足
，
且遠離電力需求大省）
。
而在2017年及今年一季度
，
國內棄風
、
棄光率均呈現大幅下降情況
，
原因之一是國內社會用電總量的增長
，
另一方面是近兩年國內在建特高壓線路陸續投
。
未來運棄風
、
棄光情況將持續改善
，
政府計劃在2020年實現降至 5%以內的目標
。
未來隨著國內電力需求及輸電網路完善
，
棄風
、
棄光情況將持續改善
，
政府計劃在2020年實現降至 5%以內的目標
。
綜合來看
，
目前國內太陽能
、
風電上網電價仍高於火電
，
仍在享受國家新能源發電補貼
。
但隨著行業成本下降
，
未來併網電價將持續下調
，
直到平價上網為止
。
因此目前對太陽能
、
風電企業業績影響比較重大卻是光伏
、
風力發電的消納問題——即棄光棄風率這一指標
。
核電——2018年為核電機組併網投運高峰
核電裝機和投資迎來雙重提升
，
核電行業迎來新機遇
，
下表為中國在建核電站及機組（截至8月25日）
，
其中福建霞浦核電站為中國首座快堆（快中子反應堆）屬於世界上最新的第四代核電技術
，
而石島灣核電站是全球首座將四代核電技術成功商業化的示範項目
。
今年已經有田灣3號（1060MW）
、
台山1號（1750MW）陽江5號（1089MW）
、
三門1號（1250MW）
、
三門2號（1250MW）併網發電成功；目前海陽1號機組首次達到臨界
，
接下來
，
在完成一系列低功率物理試驗後
，
機組將進行首次汽輪機帶核沖轉與併網工作；海陽2號
、
田灣4號裝料
。
根據以往年份投入運營核電項目及在建核電項目統計
，
1994年以來我國各年間核電投入運營裝機容量如下圖所示
。
從圖中可以看到
，
2014年以前國內核電年裝機容量維持在2000MW左右
，
2014-2016年飆升至年均6000MW以上
，
而今年的投入運運營的核電裝機量將創新高
。
中國目前有三大核電集團：國家核電技術公司
、
中國廣核集團和中國核工業集團
。
而目前國內投運核電裝機分屬於兩大核電運營集團——中廣核
、
中核
。
目前已併網發電的反應堆裝機容量為42147MW
，
其中中廣核集團裝機容量為24321MW
，
中核集團裝機容量為17826MW
。
中廣核集團下電力運營主體為香港上市的中廣核電力（01818）
，
中廣核集團下電力運營主體為滬指上市的中國核電（601985）
。
而除了兩大核電集團
，
其他電力集團成為核電運營主體主要有兩種方式：一種方式是通過與已有牌照的核電央企重組（不大可能）
，
另一種方式是通過《核電管理條例》（持有其他核電項目25%以上股份
，
8年參與核電項目建設
、
運行的經驗
，
其中至少包括 1 台機組完整建設周期及其三年以上的運行經驗）獲得核電牌照
。
目前已符合《核電管理條例》的企業為大唐集團
、
華電集團以及華能集團
。
在運行小時數上
，
2018年4個月全國平均利用小時數為2287小時
，
同比增長62小時
，
下圖為2014-2018 年前個月核電平均利用小時數
。
2015年以來平均利用小時數逐漸上行
。
最後我們來看看在A股上市的核電
、
風電
、
太陽能發電企業
，
重點關注企業毛利水平和目前市凈率情況
。
風電企業中
，
川化股份
、
匯通能源除了電力業務外
，
還有貿易
、
房地產業務
，
其風電毛利水平在百分之6
、
7十左右
，
整體毛利水平被其他業務拉低
。
類似的還有東旭藍天
，
不過其發電業務毛利率低於整體水平
，
其房地產毛利率較高
。
綜上
，
隨著近兩年國內電力需求增長
、
國內輸電網路完善
，
國內各新能源發電平均利用小時數較去年均有所增長
，
棄風棄光率下降
，
年內及未來新能源發電企業業績將較去年有很大改善
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