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：
容量电价
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%。
电量电价
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
来源：妙投
