平收
$航高5(SZ400247)$ 为什么我看好首航高科的未来。
很多人都在分析公司的股权和管理经验层面，比如现有的实控人和甘肃国资之间的关系，现在管理层是否可能存在严重的损害公众公司利益行为？以及各项工作被否决是否意味着实控人之争等等？虽然这些很重要，但是对于股民，这是很难看透的，很可能分析半天，自以为有道理，其实全错了，或者压根没什么用。关乎首航高科命运未来的东西其实很简单，就是新能源产业转型格局和调整方向。其他分析不了的，暂时可以先不管，或者简单按自己风控制逻辑来调整投资比例或者压根直接出局。先分析产业再分析公司才是正道。
首航高科属于新能源产业内有排面的公司，新能源说白了就光伏、光热和风电，光伏和风电前些年得益于政策引导和社会强大的资本助推，产能的升级速度和度电成本的下降都远超市场预期，导致现在处于产能严重过剩，度电成本已经大大低于火电成本的现状。实际上，24年光伏和风电的装机规模已然超过了火电，当这种不稳定电力达到电网出力值30%以上时，电网的调峰调频将变得极其困难，对电网的冲击也会极大。因此，必须要对风光进行限制，尤其是光伏，因为其占大头。
谈光热，为什么要分析光伏呢？因为二者是对立同统一的，分析光伏自然可以分析出光热的命运。光热出现的比光伏还早，但由于投入成本过大且技术要求高，并不受资本市场青睐，实际上前些年是敢干光热就会赔钱，而敢干光伏似乎可以稳定赚钱，至少在电网保障性收电或者平价收电的市场背景下，静态投资回报率看起来很诱人，因此全社会都在搞光伏而忽略光热。光热项目在美国和欧洲的少量项目表明，在没有足够低成本上游产业链支持的情况下，没有盈利可能。因此，要想光热起来，上游产业链的产能和技术发展是关键，只要足够多的企业开始进入光热行业，就可以在短时间内将建设成本压下来，就像过去的光伏板一样。对此，唯有靠坚决的政策引导和补贴才能实现。
光伏如果还能继续无脑赚钱，自然没有人搞光热，光热的成本就永远降不下去。这一点上来看，光热和光伏是对立的，是你好我就坏的。政策层面，从22年开始取消光伏补贴，24年开始逐步实行电力市场化现货定价机制是对光伏暴力抑制的杀手锏，光伏目前的建设成本大约3元/W，度电成本大约0.2元（火电大约0.35元），光伏成本很低很低了，大大低于压舱石火力发电。但是，凡事总有但是，它电力质量不好，晚用电高峰不出力，日间出力和季度性出力也不稳定，而午间11点到下午15点间疯狂出力，发的电严重过剩，过剩到什么程度呢，夸张的说，按社会现有用电负荷，哪怕水电火电和核电全部停机，都是够的。这就导致一但开始市场化电价机制，在光伏疯狂发力，而工商业负荷并不大的午间休息时间，上网实时电价会跌到一两分钱，甚至可以是负数。而晚高峰时间，市场化实时电价可以高到一块以上，但光伏又发不了电。市场化电力现货定价机制不是阶梯电价，而是根据全网实时的发电功率和用电负荷自然形成的合理电价，峰谷价差会拉得很大，光伏的好日子一去不复返了，储能的好日子却来了。
这个趋势，资本市场的反应快于实体，当资本已经大幅撤出光伏时，很多人还在无脑投资光伏，既包括股市投入，也包括亲自下场搞光伏电站，不管是集中光伏还是分布式光伏，他们不赔钱谁陪。
这个时候，光热的预期就来了，光热必配储能，不配储能的光热狗都不会要，而且是必配大容量大时长储能，在光热资源集中的西北地区典型且几乎唯一的储能方式就是熔盐储能了。关于它的原理我不想多讲，自媒体天天讲，光知道原理，光震撼没用，我要分析的是深入的有没有市场赚钱价值。目前光热的建设成本大约20元/W，建设成本大约0.7元。建设成本几乎是光伏的7倍，度电成本几乎是3倍。想要成本低一些，卖电卖得贵一些，唯一的办法就是大搞光热，既包括全社会大搞光热，把上游设备原材料和建安成本降下来，也包括单个光热配储能大起来，既摊薄固定投入，同时又能实现高容量储能，进而在峰值电价时多卖电。
全社会大搞光热，前期必须有政策支持，要真金白银地支持，而不是鼓励之类的口号。幸好，真的开始支持了，青海省全年底针对光热，实行0.55元每度的上网电价，这比市场价高得多，快要接近光热现在的度电成本了，只要产业链再努努力马上就可以看到赚钱的预期了。至于建设成本，我们可以认为其折旧和摊销在了度电成本里，因此只需要考虑如何拿的出一笔建设费，光热电站的建设成本很高，100MW，也就是10万千万以上的电站现在的建设成本都在几十亿，一般企业根本拿不出来。幸好，政府在支持，超长期国债也在在支持了。因此，大面积上马光热或者是熔盐储能现在变得越来越容易，遍地开花促进产业链发展降成本的预期也开始强了起来。
通过以上分析，大家是不是对首航高科更看好了一些呢。除了以上的分析，技术层面的进步和运维成本的降低也同等重要，下期再讲，后面再接着讲首航公司自身。
