新能源发电行业引领电力股价值重估

1、行业发展：双碳目标下，新能源装机增长为能源结构转 型的核心驱动力

双碳背景下能源结构转型迫在眉睫，能源结构转型的实质是电力结构清洁化转型，而新能源装机增长则为能源结构转型的基石。在“30·60”双碳背景下，我国目前推动“碳达峰”、“碳中和”目标实现的核心举措之一在于构建以新能源为主体的新型电力系统。

当前，传统火电(包含燃煤、燃气等火力发电方式)仍占 据我国电力结构中的主要部分，其中 2021年火电发电量占当年全社会用电量的 67.9%，同时 2019年电力、热力等生产的碳排放量占全国排放量的 47.4%，因此 电力结构清洁化转型亦可理解为降低化石能源终端消费占比、提升非化石能源消费比重，国务院《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意 见》对我国碳中和实现路径中的关键时间节点及对应非化石能源消费比重进行了 重点指引。在此过程中，新能源装机量提升为非化石能源消费比重增长，乃至我 国能源结构转型的基石。

新能源装机增长与消纳能力提升为新能源发电量占比提升的两重驱动因素，其 中装机量增长为主要驱动力，消纳条件为主要限制因素之一。2011-2021 年，我国新能源发电量占全社会用电量的比重持续提升，由 2011 年的 1.6%提升至 2021 年的 11.8%，同期新能源装机占比由 4.6%提升至 26.7%。新能源装机量的增长配 合消纳能力的提升，推动我国新能源发电量占比持续提高，而因新能源电源出力 的波动性，其占比提升将提升电力系统出力波动，因此消纳条件为新能源发电占比持续提升的主要限制因素之一。其中，关于 2021年风电、光伏发电开发建设 有关事项的通知(征求意见稿)》、《2022 年能源工作指导意见》中对于后续风 电、光伏发电量占全社会用电量比重提出了明确要求：1)2022 达到 12.2%左 右、2)至 2025 年达 16.5%左右。

2、微观视角看绿电基本面变化

2.1、平价电站无虑补贴拖欠问题，新建绿电切换为纯现金流资产

补贴时代下，新能源补贴拖欠问题影响运营商现金流，对公司内生增长能力构 成潜在不利影响。以往新能源发电上网电价包含两部分：

其一为当地燃煤脱硫标杆电价，通常由当地电网进行结算支付，支付模式为 当月发电、次月支付，账龄往往不超过 1 月;

其二为可再生能源补贴，项目纳入可再生能源发电补贴清单后，由财政部统 一拨付，发放周期较长，通常 1-3 年内到账，同时对各类风电、光伏资源区 分别设定全生命周期合理利用小时数，发电小时超出该全生命周期利用小时数或项目运营满 20 年后，补贴停止发放。新能源运营商在以往经营过程中 往往形成大量应收账款，资金若不能及时回笼，影响公司现金流与资本开支 计划，进而或将影响企业后期成长性。依据 SOLARZOOM 新能源智库专家 马弋崴估算，截止 2020 年底，可再生能源补贴缺口累计已达约 4000 亿元。

全面平价时代来临，新建电站转变为纯现金流资产，开展新能源市场化交易。 进入 2022 年，除部分类型的分布式光伏补贴之外，全国范围内新能源开发已经进入全面平价开发时代，新建新能源电站项目不再享受中央电价补贴(含新备案 集中式光伏电站与工商业分布式光伏、新核准陆风与海风项目)，既可以按照当 地燃煤发电基准电价执行保障性消纳，也可以参与市场化交易。其主要带来两方 面改变：一方面，新建新能源电站均为平价上网，无补贴拖欠因素影响，项目会 计收益与实际经营情况相匹配，转变为无应收账款压力的纯现金流运营资产;另 一方面，平价电站参与电力市场化交易，可通过市场交易行为给予绿电合理价值。

绿电交易支持政策陆续出台，鼓励绿电出现溢价，且为新能源市场化交易的长期方向：

国家发改委、能源局于 2021 年 5月发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，重点指出有序推动新能源参与电力市场，引导新能源项目 10%的预计当其电量通过市场化交易竞争上网。

此后颁布的《绿色电力交易试点工作方案》则正式明确了绿电交易定义与交 易框架，鼓励交易价格可以高于发电企业核定的上网价格和电网企业收购的价格，同时将高于核定上网电价的收益分配给发电企业。

在《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中，重点提出探索 开展绿色电力交易，引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。

现有交易框架下，绿电保持溢价状态，且有望于中短期维度内维持。在 2021 年 9 月进行的首批绿电交易试点中，全国共成交 79.35 亿度绿电，其中南方区域 (广东、广西、云南、贵州、海南)总成交电量为 9.1 亿度，交易价格在现有价格基础上平均溢价 0.027 元/度，且此类溢价于广东、江苏等地的 2022 年电力年 长协交易以及后续交易中心依旧维持，表明在政策推动下，绿电出现实质性溢价 情况，且有望于中短期维度内维持。

2.2、成本端：降本驱动项目收益率提高，新阶段下成本仍具向下边际

度电成本降低为推动新能源发电渗透率提升的重要因素之一，度电成本的下降 主要由装机成本降低与利用效率提升(也即利用小时数提高摊薄度电成本)两 方面因素带来。陆上风电与光伏发电项目在 2010-2020 年间度电成本均大幅降 低，其中以国内当年新建电站为例，2010 年与 2020 年国内新建陆上风电平准化 度电成本(简称“LCOE”)分别 0.4806、0.2276 元/千瓦时，新建光伏电站 LCOE 分别为 2.0647、0.3035 元/千瓦时，二者同期内 LCOE 分别累计-52.6%、- 85.3%，10 年间度电成本降本 CAGR 分别为-7.2%、-17.4%。

2010-2020 年间，风电主要由利用效率提升与其他成本管控驱动降本，光伏则主 要依赖制造端驱动降本。复盘装机成本走势，陆风平均装机成本 2010-2020 年间 因产业链供需关系变化而出现波动，每千瓦投资额由 10154 元振荡下降至 8719 元，变化幅度为-14.1%，风电 10 年间 CAGR 为-1.5%;光伏每千瓦投资额则稳定 下降，每千瓦投资额由 27037 元降低至 4490 元，变化幅度为-83.4%，光伏 10 年 间 CAGR 为-16.4%。因此，过往 10 年中，风电度电成本降低的主要原因来自对于风能的利用效率提升与运营期其他成本管控，光伏降本原因则主要来自光伏组 件降价以及其他装机成本降低。

风电：平价时代，风电已出现超预期降本，带动新建项目收益率迅速提升陆风风机价格大幅下降为平价时代最显著的变化之一：陆上风电产业链供需关 系转向宽松，风机降价与建安费用双降推动单位千瓦造价快速降低。自 2020 年 陆上风电“抢装潮”过后，风电风机价格与建安费用因 2019 年招标量大增与 2020 年装机量爆发式增长带来产业链各环节紧张的供需关系得到缓解，此外， 风电已进入风机大型化变革时期，大兆瓦风机所带来的发电量提升幅度预计高于 其初始成本投入的增加幅度，进而借此可降低特定环境下风力发电的度电成本。

基于此，我们对于国内新建陆上风电进行项目全生命周期模拟。总体而言，陆 上风电成本的迅速降低已为运营项目让渡出大量盈利空间。具体假设如下：

资金结构与融资成本：资金结构为 30%权益资金与 70%债务融资，贷款利 率为 4.50%，还款年限 15 年;

利用小时数：项目全年利用小时数假设中枢为 2200 小时;

装机成本构成：除风机以外的其他成本为 3500 元/千瓦，风机为可变成本， 风机成本假设中枢为 2500 元/千瓦;

上网电价：采用全国平均燃煤基准电价(0.367 元/千瓦时，含增值税);

税率：增值税税率 13%，所得税率 15%，所得税享受“三免三减半”政 策;

税金及附加：每年营业收入的 5%

折旧年限以及项目残值：折旧年限假设 20 年、项目残值率假设为 10%;

陆上风电已进入项目收益率足以支撑运营商进行稳定开发拓展的新阶段。就单 体情况而言，装机成本降低与利用效率企稳上升一定程度上抵消电价退坡带来的 不利影响，提振项目收益率。此外，伴随项目运营阶段的推进，对于初期资本开 支带来的债务融资陆续进行还本付息，项目 ROE 总体呈现逐期爬坡的态势。因 运营期付现成本较低，运营商现金流相对充裕，且在平价项目中体现得愈发明 显，进而可支撑其进行新项目拓展，加速资源变现能力，保持合理的内生增长。

海上风电方面：因施工难度等原因，相较于陆上风电，海上风电项目总体投资成本与单千瓦投资成本均更高。2021 年海上风电“抢装潮”退去后，风机大型化 趋势在海上风电方面体现的更为显著，伴随着整机厂商加码布局大兆瓦海风风 机，我们认为海风综合降本与增发效果有望在大兆瓦风机技术逐步成熟的过程中 逐步凸显，在 2021 年底国补退坡的情况下，加速沿海各省海上风电平价化进 程。此外，从海风装机结构层面来看，因沿海海上、海床施工条件以及产业链配 套装配能力的差异，我国沿海各省海上风电装机成本降低速度或存在不同，叠加 各省风速条件的不同，各省实现海上风电平价上网的节奏或将存在一定差异。

光伏：组件价格大幅反弹扰动项目收益率，中长期视角下预计降本增效延续

硅料涨价推高组件价格，影响电站收益率，中长期维度内降本增效势头延续。 国内光伏地面电站初始投资成本若不考虑配置储能系统，其成本主要由组件(占 比约 54%)、逆变器、支架、电缆、建安以及管理费用等构成。其中，建安费用 等非技术费用下降空间相对较低，整体投资成本降低空间主要由组件、逆变器等 技术成本贡献。中长期视角下，伴随光伏电池技术迭代进步和规模效应提高预计 带来组件整体利用效率提高与生产成本降低，光伏电站收益率有望出现提升。

我们对于国内新建地面集中式光伏电站进行项目全生命周期模拟，总体而言， 国内光伏电站收益率提高仍有待装机成本降低与利用效率提升推动。具体假设除利用小时、装机成本构成以外，其他假设与陆上风电项目相同：

利用小时数：项目全年利用小时数假设中枢为 1300 小时;

装机成本构成：除光伏组件以外的其他成本为 2000 元/千瓦，组件为可变成 本，光伏组件成本假设中枢约为 2000 元/千瓦(约合 2.0 元/瓦)。(报告来源：未来智库)

模型回溯：平价风电收益率不逊于补贴项目，光伏待组件降价释放盈利空间

新建项目收益质量显著提升的同时，风光平价电站与过往补贴时代项目相比出 现显著差异：1)风电——因装机成本大幅下降，度电成本降幅高于电价降幅， 新建平价电站收益率呈现出不逊于补贴时代的水平，且对于燃煤基准电价上网的 保障性消纳项目，其盈利水平大幅高于补贴时代末期“抢装潮”之下的新增项 目。因度电收入均由电网结算，其实际现金流改善幅度将高于利润提高幅度。

2)光伏——因 2021 年组件价格波动影响光伏投资成本，度电成本降幅小于电价降幅，平价电站收益率同比小幅下滑，仍待组件价格下降为光伏电站释放利润空 间。而平价电站现金流改善幅度类似于风电，盈利质量显著提高。

2.3、储能配置：风电收益率满足增配储能成本，光伏对于储能成本耐 受度较低

政策端对于电源侧配置储能逐步做出指引，部分省份要求新建平价项目增配储能系统。电源侧增配储能有助于缓解电网侧调峰调频压力，且推动新能源电站提 高对于自身出力曲线的预测精度。对于同一地区的平价电站而言，保障性并网项 目的储能配置要求通常低于市场化并网项目，在配套储能装机容量与储能时长两 方面均可得到体现，配置电站装机容量比例为约 15%左右的储能装机、储能容量 2-4 小时不等。

储能配置增大电源侧成本，类别大体包含抽水蓄能、电化学、氢储能等主要方式。以电化学储能为例，其成本大体包含四类：储能系统初始投资成本、维护成 本、充电成本、替换成本。因此，以储能系统全生命运营周期的角度看待储能系 统度电成本，其影响因素大体包含：1)储能系统 EPC 成本、2)充放电次数 (利用率)、3)放电深度(影响最大充电容量)、4)电池替换成本、5)外部购 电成本、6)维护成本。

风电装机成本大幅降低，当前时点储能配置将降低项目收益但依旧在平价开发范围内。光伏装机成本处于高位令其对于储能系统的成本耐受度较低。我们将 储能系统带入电站运营模型中，基础假设与前文平价风光电站收益率测算部分相同，并分别加入配套储能系统投资，储能系统相关假设包含：储能配置装机容量 为 15%、2 小时，单位储能投资成本为 1.50 元/瓦时，充放电深度为 80%，每年 充放电次数 360 次，储能用电 100%采用绿电电站自发电，储能系统每年维护成 本约 55 元/千瓦，替换成本约为 850 元/千瓦。基于此，我们进行了配套储能系统 的绿电电站收益率模拟。

3、宏观视角看绿电行业空间展望

3.1、新能源消纳改善分析：电网加速特高压建设，新能源装机重点向 负荷侧倾斜

资源区域错配与新能源发电自身特性共同导致新能源消纳问题。“十三五”中期 前，国内新能源消纳问题时有浮现，弃风弃光率总体维持高位，主要原因包含：

新能源优质资源禀赋与电力负荷中心错配——我国新能源优质资源禀赋分布多集中于三北地区(东北、西北、华北)，该类地区自身电力消纳能力通常较差，而电力负荷中心主要位于我国中、东、南部地区，因此新能源装机重 点与电力负荷中心出现一定程度的错配;

风光发电出力不稳定，占比提升增大系统调峰调频负担——风电、光伏等新 能源发电具有随机性、波动性、难预测性等特点，日内出力峰谷特点较为鲜明，且出力波动性显著强于火电、水电等传统电源，而电力系统需要实时平 衡，因此风电、光伏等新能源进入电力系统比例增大的同时，对于灵活性电 源提供调峰调频的需求提升，这将令电力系统的输配电成本、保障系统安全 性的系统成本显著上行。

“十三五”电网基础投资总额大幅增长，装机重点向低弃风弃光地区转移。“十 三五”中期以来，新能源消纳问题显著改善，弃风、弃光率低位企稳，除多部委 接连出台《关于有序放开发用电计划的通知》、《关于实行可再生能源电力配额制 的通知》等政策推动各地电网加快火电灵活性改造步伐并且增多调峰调频服务以 保障新能源消纳外，特高压外送通道投产提速及新能源新增装机重点向中东南部 地区转移为重要推动因素。其中，外送通道建设主要解决三北地区等电力输出侧 地区的消纳问题，而新能源装机重点向中东南部地区转移则代表“十三五”时期 新能源发展向电力负荷区域的优质资源倾斜。

特高压线路于“十三五”时期呈现跨越式增长：特高压电网线路可进行长距离点对点输电，其中长距离输电主要以直流特高压线路为主，“十三五”时期特高压 电网投产节奏提速，2016-2020 年间国网、南网合计投产 18 条特高压线路，多数 输送终点为国内电力负荷中心，带动电网基础投资总额大幅上涨。其中，“十三 五”时期国内电网基础投资总额达到 2.59 万亿元，较“十二五”时期增长 29.3%，期间国家电网特高压线路新增总长度 2.49 万公里，较“十二五”时期新 增总量高出 195.1%。

3.2、“十四五”展望：大基地与特高压共同驱动发展，2022-2025 年 装机量 CAGR 有望达到 15.6%-18.6%

“十四五”开发重点向资源禀赋区域回归，推动多能互补能源基地建设。2021 年开始新能源发电装机重点出现转移，在优化布局的大前提下，明确了以三北地区资源优势区域发展集中型新能源基地的开发思路，其中《关于推进电力源网荷 储一体化和多能互补发展的指导意见》提出采用电源侧多能互补的方式提高新能 源消纳水平，大体包含 1)风光储、2)风光水储、3)风光火储等三种一体化方 式，而内陆清洁能源基地可为风光项目提供打捆上网的其他类型电源。此外，已 确定的九大清洁能源基地总体均与特高压外送通道路径匹配，在维持稳定大基地 项目消纳的前提下，外送通道的建设进度或将对行业装机量增长起到重要作用。

基地项目引领装机量增长，规划提出项目保质保量要求并提高申报门槛，推动 集约规模化开发。量的角度来看，依据以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风 电光伏基地规划布局方案，至 2030 年规划建设风光基地总装机量约 455GW，其中“十四五”时期规划建设装机约 200GW，包含外送 150GW、本地自用 50GW;“十五五"时期规划建设装机约 255GW，包括外送 165GW、本地自用 90GW。截至 2022 年 2 月底，各省已完成两批基地项目申报工作，其中，1)一 期项目规模总计 97.05GW，涉及 19 个省份，依据项目成熟程度合理安排开工时 序，不急于形成开工规模，其投产时点均处于 2022-2023 年;2)二期项目已完 成申报，其一方面加大项目质量把控，另一方面提高项目单体开发容量至 1GW，加大项目投资门槛，同时要求项目建成并网时点不晚于 2024 年。

“十四五”国网规划新增“24 交+14 直”，特高压投产进度影响新能源装机增长进度。从电网建设角度来看，国家电网与南方电网“十四五”规划总投资额分别 为 2.23 万亿元、6700 亿元，总量约为 3 万亿，预计较“十三五”时期增长 15.8%。国网方面，其特高压网络建设于“十四五”时期提速，总体规划新增特 高压线路“24 交+14 直”以加强基地项目外送能力：1)在建线路包含 3 条特高 压直流、2)2022 年计划开工“10 交+3 直”等 13 条特高压线路，其中包含已核 准项目“7 交+2 直”，完成可研项目“3 交+1 直”、3)完成预可研项目“3 直”。 因此在保障新能源消纳的前提下，预计“十四五”中后期清洁能源基地装机量增 长将受特高压线路的投产节奏影响。

考虑各省新能源增长相关规划，2022-2025 年新能源装机 CAGR 有望达到 15.6%-18.6%的区间。落脚至各省级单位规划层面，截至 2022 年 3 月底，国内 共计约 22 个省级行政单位发布该省的“十四五”新能源装机规划或相关指引， 基于我们的测算合计将贡献约 600GW 的新能源装机增量。可据此推算“十四 五”新能源装机增量底线约为 600GW，若考虑其余省份规划、外送通道建设进 度提速以及电网灵活性改造超预期等因素，5 年内装机增量有望在此基础上出现 进一步的提升，若在乐观假设下考虑 20%的底线上浮空间，2021-2025 年绿电装机新增装机有望达到 720GW。扣除 2021 年新增新能源装机约为 102.5GW(风电 47.57GW、光伏 54.93GW)，则 2022-2025 年合计新增装机量约为 500-620GW， 对应同期装机量 CAGR 为 15.6%-18.6%(“十三五”时期新能源装机量 CARG 约 为 25%)。

4、投资分析：电力股价值重估的实质为资源变现路径拓宽

绿电所带来的价值重估逻辑在于为存量资金拓宽新的优质投资路径，进而提升内生增长能力。平价时代开始，新能源资源释放与电站经济性提升带动行业装机 量呈现上台阶式增长，这为新能源运营商提供创造新的资本增殖空间。因此，对 于各类型新能源运营商而言，绿电资产成长逻辑捋顺的核心意义在于将其自身充 裕的现金流投资给新的优质运营资产，且因行业发展阶段切换、产业链利润转移 等因素而具备现金流显著改善与新建项目回报率边际提升的特征，而运营商可通 过运营该资产运营带来的现金流快速回笼实现新的项目扩张，完成绿电项目的内 生增长。因此，绿电运营商的最大优势之一便是在资本开支高增带来规模迅速扩 张之时，依旧具备来自运营资产提供的稳定现金流。

竞争核心要素分析：资源拓展与规模化运作，带来稳定内生增长能力。因此， 绿电运营商保持长期稳定增长所具备的核心要素可大致归因为 4 点：

1)持续的新能源项目资源拓展。

(例：1、选取外送能力较强或本地消纳优良的 区域;2、《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》中提出引导市场主体多渠道增加可再生能源并网消纳能力，购买火 电、抽蓄、储能等灵活性电源的调峰能力辅助消纳。伴随电网承担的消纳规 模下降，具备较强调峰能力的运营商或将在平价项目竞配中占据优势);

2)项目建设开发能力;

3)项目运维能力;

4)自身资本实力、多元化且通畅的融资途径、较低的融资成本。

综合来看，其投资路径可大致分拆为三类：1)央企新能源运营商：央企凭借其 集团与体量的优势获取优质项目资源、雄厚的资金实力、新能源开发经验与能力 等优势，实现公司稳定的装机规模扩张与业绩增长;2)火电企业转型新能 源：一方面经过灵活性改造的火电资产或将在电网逐步减少承担调峰职责的情况 下，为公司新能源资产提供辅助服务，降低总体运营成本，另一方面在燃煤电市场化交易逐步放开的情况下，动力煤成本-火电电价的传导机制逐步打通，火电 资产周期属性或逐步消除，有望重新具备稳定运营的公用事业属性，盈利水平与 现金流回暖;3)区域性新能源运营商：以海上风电为代表的区域性新能源开发企业，凭借资源获取优势与区域资源禀赋，有望充分受益于海上 风电逐步实现平价上网且盈利水平提升的进程，实现“十四五”时期业绩的快速增长。

(报告出品方/作者：兴业证券，蔡屹 本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。)