作者｜Eastland

头图｜视觉中国

可再生能源取之不尽、用之不竭，而且永远不会被封锁、禁运，对人类可持续发展和本国能源安全意义非凡。

可再生能源主要包括太阳能、水能、风能“三驾马车”，其它如生物质能、地热、潮汐规模相对较小，暂时看不到快速发展的迹象。

与风电、光伏、水电相关的上市公司有很多，选择具体标的之前应先搞清哪条赛道更有“钱途”。

水电曾经独大

1）装机容量占比“高开低走”

中国是水电大国，2004年水电装机容量突破100GW。2012年三峡水电站全面投产，水电装机容量达240GW，2015年增至320GW、占可再生能源总装机容量的80%。

2015年~2021年，水电装机容量累计增长22.2%，年均复合增长率仅3.4%。

截至2021年末，水电装机容量391GW，占可再生能源总装机容量的37%。2022年9月末，进一步降至35%。

中国目前拥有4万座水电站，大、中、小型水电项目已“应建尽建”。水电在可再生能源领域仍将发挥重要作用，但增长空间不大。

2）水电“课代表”——长江电力

随着母公司三峡集团将建成的电站陆续注入，长江电力装机容量每次跃上“新平台”后，发电量、营收随不可抗力（主要是上游来水量）波动。

2010年三峡电站全部机组投入运营，长江电力总装机容量突破20GW，年发电量首次超过1000亿，营收同比增加98.6%。

2016年收购溪洛渡、向家坝两电站后，总装机容量“横盘”于45.5GW，年发电量在2000亿~2300亿度之间波动。

完成对乌东德（总装机容量10.2GW）、白鹤滩（装机容量16GW）的并购后，长江电力国内总装机容量达71.7亿度，年发电量将超过3000亿千瓦时。

但是，天下没有免费的午餐。日进斗金的电站要斥巨资购买，长江电力所获利润中相当一部分用于偿还借贷本息，剩下的才能用于分红。

白鹤滩、乌东德是三峡集团最后两座大型水电站，长江电力通过并购母公司资产“上台阶”的模式走到了尽头。

可再生能源当中，水电仍首屈一指，但成长空间有限。长江电力这样优秀的企业，回报投资人的主要方式是现金分红，因而被股民视为“养老股”。

光伏、风电“你追我赶”

在政策补贴推动下，风电、光伏你追我赶、快速发展。

1）光伏成本快速下降

2012~2017年间，光伏在补贴政策推动下，年新增装机容量由7GW飙升到2017年的53GW。

2018年补贴开始退坡，新增装机容量回落到44GW，2019年进一步跌至30GW。

令人欣喜的是，在技术进步、产业链完善、规模效应的叠加作用下，光伏成本已经可与火电“打平”。尽管补贴退坡，2020年、2021年光伏新增装机容量分别为48GW、55GW。

补贴退坡不意味着完全没有，对户用光伏（分布式）、光伏建筑一体化等类项目的补贴力度不小、效果可观。

2021年新增光伏装机容量中，分布式占到55%；年末分布式光伏装机容量107.5GW，达到总容量的三分之一。

2022年前三季，光伏新增装机容量达52.6GW，其中分布式光伏装机容量35.3GW，占比达67.2%，显示了补贴的威力。

2）风电更加依赖补贴

根据发改委《关于完善风电上网电价政策的通知》（2019年882号）：2020年陆上风电一至四类上网指导价为0.29~0.47元；2020年底未并网的项目，国家不再补贴；海上风电上网价降至0.75元，2021年底未并网的项目，国家不再补贴。

于是2020年成为陆上风电“抢装”年，新增装机容量达69GW、同比增长189%。2021年陆上风电新增装机容量急剧回落到31GW、同比下降55%；2022年前三季，陆上风电新增装机容量18GW。

2021年成为海上风电“抢装”年，新增装机容量17GW、同比增长452%。2022年前三季，海上风电新增装机容量仅1.2GW，较2021年前三季度下降68.4%。

即便在有补贴的情况下，风电装机容量增速也明显低于光伏。

2019年，光伏补贴退坡后增速见底，新增装机容量仍超30GW，而风电新增不到26GW；2020年“抢装潮”，风电新增超过光伏；2021年“抢装潮”尚未结束，风电已被水电超越。

2022年前三季，中国可再生能源新增装机容量90.4GW，占总增量的78.8%。其中光伏52.6GW、风电19.2GW、水电15.9GW、生物质2.62GW。#风电“完败”于水电#

截至2022年9月末，水电装机容量406GW（其中常规363GW、抽蓄43GW），光伏、风电分别为358GW、348GW。光伏首次超越风电，预计2023年光伏将超越水电，坐上可再生能源头把“交椅”。

水电已接近天花板，风电技术门槛高、成本压降难。未来若干年，光伏将成为可再生能源的“辕马”。

抽水蓄能即将成为“黑马”

如果说光伏是可再生能源中的“辕马”，抽水蓄能则即将成为“黑马”。

1）逃不掉的功课

由于风能、光伏的不稳定性、不确定性，储能的重要性日益凸显。

且看德国给我们提供了反面教材——近日因电“出力”下降，电价在4天内上涨250%。原因是德国重视可再生能源，风电占全国用电量的20%以上。但储能设施没有跟上，而是让天然气发电站充当“调节器”。便宜的俄气“断供”后，电力系统中的Bug显露无遗。

德国的教训说明：发展可再生能源逃不掉储能这门“功课”。

抽水蓄能是唯一成熟、能够大规模部署的储能设施。截至2020年末，全球抽水蓄能总装机容量达160GW，占储能总规模的94%。

抽水蓄能设施可在电力系统中起“稳定器”“调节器”“平衡器”的作用，有利于更好地利用风能、光伏，减少弃风、弃光、弃水。发展抽水蓄能，对提高“绿电”占比、保障电力系统安全运营具有重要意义。

预计“十四五”期间核准抽蓄容量270GW；2025年、2030年建成装机容量分别达到62GW、120GW。2060年将达到180GW。

常规水电装机容量：2025年装机容量将达380GW、仅比2022年9月末增加17GW。“十五五”期间预计增加40GW，2030年达到420GW。

到2030年，常规水电装机容量将增加57GW，平均每年递增7GW；同期抽水蓄能装机容量将增加77GW，平均每年递增9.6GW。

抽水蓄能装机容量在水电中的占比将从2021年的9%提高到2030年的22%。

根据国家能源局2021年印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》，340个重点项目总装机容量达420GW，247个储备项目总装机容量310GW。

2）关于抽水蓄能两个常被提起的“制约因素”

一个经常被提到的因素是选址不易，不仅要“挑”自然环境，还要考虑与电网、新能源发电厂的协同。但反过来想，建化工厂、炼钢厂，修大桥、开隧道，什么大型工程可以不讲究选址？中国能为4万座常规水电站选址，六七百个抽水蓄能电站会无址可选？据中国电建(601669.SH)透露，已为抽水蓄能电站勘探确定了上千个点位并完成“环评”。

真正的制约因素是抽水蓄能价格形成机制，这个问题已经有了解决方案。

2021年5月，发改委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》提出“坚持并优化两部制电价政策”。

两部制电价将电价分成两个部分：

比如一座1000MW的光伏发电厂，每小时发电100万度。电网要求必须配建储能设施才能并网。或者电网本身有削峰填谷的需求。上述情况下，储能需求方可从抽水蓄能电站租100万度电的“容量”，并支出“容量电价”。通俗地说就是你租一套房子，租的就是“容量”，不管住不住都要付租金给房东。

容量电价是抽蓄投资运营方的固定收益，相关文件明确的核定依据为：经营期内资本金内部收益率（IRR）达到6.5%。

储能需求方按基准电价的75%把电卖给抽蓄电站，比如每天卖100万度，然后按基准电价的100%从抽水蓄能电站购电。

有人说发电方这不是亏了，但100万度电是“晒太阳”“吹风”白得的，不“卖”给抽蓄，电网又消纳不了，只能抛弃（弃光、弃风）。

好比在荔枝产地，果农以0.8元/斤出售，而超市价格16元，相差19倍。但果农不卖荔枝要么烂在手里，要么通过电商或直播平台卖，拿到的大致也是这么多钱。

如果用100万度电抽上来的水能发75万度电，抽水蓄能电站运营方“不赔不赚”。如果能发76万度电，就赚到1万度电的电价（以火电上网电价为基准）。

容量电价、电量电价之和是抽蓄电站的收入。

需求迫切，并且解决了投资回报问题，抽水蓄能建设明显提速。仅2022年前6个月，中国电建就获得抽水蓄能合同129亿（此外还有932亿光伏、731亿风电合同），这仅仅是开始。

*以上分析仅供参考，不构成任何投资建议