新能源发电行业专题：新时点成长脉络理顺-引领电力股价值重估

新能源发电行业专题：新时点成长脉络理顺_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）。

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