1、行業發展：雙碳目標下，新能源裝機增長為能源結構轉 型的核心驅動力 　　雙碳背景下能源結構轉型迫在眉睫，能源結構轉型的實質是電力結構清潔化轉型，而新能源裝機增長則為能源結構轉型的基石。在“30·60”雙碳背景下，我國目前推動“碳達峰”、“碳中和”目標實現的核心舉措之一在于構建以新能源為主體的新型電力系統。 　　當前，傳統火電(包含燃煤、燃氣等火力發電方式)仍占 據我國電力結構中的主要部分，其中 2021年火電發電量占當年全社會用電量的 67.9%，同時 2019年電力、熱力等生產的碳排放量占全國排放量的 47.4%，因此 電力結構清潔化轉型亦可理解為降低化石能源終端消費占比、提升非化石能源消費比重，國務院《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意 見》對我國碳中和實現路徑中的關鍵時間節點及對應非化石能源消費比重進行了 重點指引。在此過程中，新能源裝機量提升為非化石能源消費比重增長，乃至我 國能源結構轉型的基石。 　　新能源裝機增長與消納能力提升為新能源發電量占比提升的兩重驅動因素，其 中裝機量增長為主要驅動力，消納條件為主要限制因素之一。2011-2021 年，我國新能源發電量占全社會用電量的比重持續提升，由 2011 年的 1.6%提升至 2021 年的 11.8%，同期新能源裝機占比由 4.6%提升至 26.7%。新能源裝機量的增長配 合消納能力的提升，推動我國新能源發電量占比持續提高，而因新能源電源出力 的波動性，其占比提升將提升電力系統出力波動，因此消納條件為新能源發電占比持續提升的主要限制因素之一。其中，關于 2021年風電、光伏發電開發建設 有關事項的通知(征求意見稿)》、《2022 年能源工作指導意見》中對于后續風 電、光伏發電量占全社會用電量比重提出了明確要求：1)2022 達到 12.2%左 右、2)至 2025 年達 16.5%左右。 　　2、微觀視角看綠電基本面變化 　　2.1、平價電站無慮補貼拖欠問題，新建綠電切換為純現金流資產 　　補貼時代下，新能源補貼拖欠問題影響運營商現金流，對公司內生增長能力構 成潛在不利影響。以往新能源發電上網電價包含兩部分： 　　其一為當地燃煤脫硫標桿電價，通常由當地電網進行結算支付，支付模式為 當月發電、次月支付，賬齡往往不超過 1 月; 　　其二為可再生能源補貼，項目納入可再生能源發電補貼清單后，由財政部統 一撥付，發放周期較長，通常 1-3 年內到賬，同時對各類風電、光伏資源區 分別設定全生命周期合理利用小時數，發電小時超出該全生命周期利用小時數或項目運營滿 20 年后，補貼停止發放。新能源運營商在以往經營過程中 往往形成大量應收賬款，資金若不能及時回籠，影響公司現金流與資本開支 計劃，進而或將影響企業后期成長性。依據 SOLARZOOM 新能源智庫專家 馬弋崴估算，截止 2020 年底，可再生能源補貼缺口累計已達約 4000 億元。 　　全面平價時代來臨，新建電站轉變為純現金流資產，開展新能源市場化交易。 進入 2022 年，除部分類型的分布式光伏補貼之外，全國范圍內新能源開發已經進入全面平價開發時代，新建新能源電站項目不再享受中央電價補貼(含新備案 集中式光伏電站與工商業分布式光伏、新核準陸風與海風項目)，既可以按照當 地燃煤發電基準電價執行保障性消納，也可以參與市場化交易。其主要帶來兩方 面改變：一方面，新建新能源電站均為平價上網，無補貼拖欠因素影響，項目會 計收益與實際經營情況相匹配，轉變為無應收賬款壓力的純現金流運營資產;另 一方面，平價電站參與電力市場化交易，可通過市場交易行為給予綠電合理價值。 　　綠電交易支持政策陸續出臺，鼓勵綠電出現溢價，且為新能源市場化交易的長期方向： 　　國家發改委、能源局于 2021 年 5月發布《關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知》，重點指出有序推動新能源參與電力市場，引導新能源項目 10%的預計當其電量通過市場化交易競爭上網。 　　此后頒布的《綠色電力交易試點工作方案》則正式明確了綠電交易定義與交 易框架，鼓勵交易價格可以高于發電企業核定的上網價格和電網企業收購的價格，同時將高于核定上網電價的收益分配給發電企業。 　　在《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》中，重點提出探索 開展綠色電力交易，引導有需求的用戶直接購買綠色電力，推動電網企業優先執行綠色電力的直接交易結果。 　　現有交易框架下，綠電保持溢價狀態，且有望于中短期維度內維持。在 2021 年 9 月進行的首批綠電交易試點中，全國共成交 79.35 億度綠電，其中南方區域 (廣東、廣西、云南、貴州、海南)總成交電量為 9.1 億度，交易價格在現有價格基礎上平均溢價 0.027 元/度，且此類溢價于廣東、江蘇等地的 2022 年電力年 長協交易以及后續交易中心依舊維持，表明在政策推動下，綠電出現實質性溢價 情況，且有望于中短期維度內維持。 　　2.2、成本端：降本驅動項目收益率提高，新階段下成本仍具向下邊際 　　度電成本降低為推動新能源發電滲透率提升的重要因素之一，度電成本的下降 主要由裝機成本降低與利用效率提升(也即利用小時數提高攤薄度電成本)兩 方面因素帶來。陸上風電與光伏發電項目在 2010-2020 年間度電成本均大幅降 低，其中以國內當年新建電站為例，2010 年與 2020 年國內新建陸上風電平準化 度電成本(簡稱“LCOE”)分別 0.4806、0.2276 元/千瓦時，新建光伏電站 LCOE 分別為 2.0647、0.3035 元/千瓦時，二者同期內 LCOE 分別累計-52.6%、- 85.3%，10 年間度電成本降本 CAGR 分別為-7.2%、-17.4%。 　　2010-2020 年間，風電主要由利用效率提升與其他成本管控驅動降本，光伏則主 要依賴制造端驅動降本。復盤裝機成本走勢，陸風平均裝機成本 2010-2020 年間 因產業鏈供需關系變化而出現波動，每千瓦投資額由 10154 元振蕩下降至 8719 元，變化幅度為-14.1%，風電 10 年間 CAGR 為-1.5%;光伏每千瓦投資額則穩定 下降，每千瓦投資額由 27037 元降低至 4490 元，變化幅度為-83.4%，光伏 10 年 間 CAGR 為-16.4%。因此，過往 10 年中，風電度電成本降低的主要原因來自對于風能的利用效率提升與運營期其他成本管控，光伏降本原因則主要來自光伏組 件降價以及其他裝機成本降低。 　　風電：平價時代，風電已出現超預期降本，帶動新建項目收益率迅速提升陸風風機價格大幅下降為平價時代最顯著的變化之一：陸上風電產業鏈供需關 系轉向寬松，風機降價與建安費用雙降推動單位千瓦造價快速降低。自 2020 年 陸上風電“搶裝潮”過后，風電風機價格與建安費用因 2019 年招標量大增與 2020 年裝機量爆發式增長帶來產業鏈各環節緊張的供需關系得到緩解，此外， 風電已進入風機大型化變革時期，大兆瓦風機所帶來的發電量提升幅度預計高于 其初始成本投入的增加幅度，進而借此可降低特定環境下風力發電的度電成本。 　　基于此，我們對于國內新建陸上風電進行項目全生命周期模擬。總體而言，陸 上風電成本的迅速降低已為運營項目讓渡出大量盈利空間。具體假設如下： 　　資金結構與融資成本：資金結構為 30%權益資金與 70%債務融資，貸款利 率為 4.50%，還款年限 15 年; 　　利用小時數：項目全年利用小時數假設中樞為 2200 小時; 　　裝機成本構成：除風機以外的其他成本為 3500 元/千瓦，風機為可變成本， 風機成本假設中樞為 2500 元/千瓦; 　　上網電價：采用全國平均燃煤基準電價(0.367 元/千瓦時，含增值稅); 　　稅率：增值稅稅率 13%，所得稅率 15%，所得稅享受“三免三減半”政 策; 　　稅金及附加：每年營業收入的 5% 　　折舊年限以及項目殘值：折舊年限假設 20 年、項目殘值率假設為 10%; 　　陸上風電已進入項目收益率足以支撐運營商進行穩定開發拓展的新階段。就單 體情況而言，裝機成本降低與利用效率企穩上升一定程度上抵消電價退坡帶來的 不利影響，提振項目收益率。此外，伴隨項目運營階段的推進，對于初期資本開 支帶來的債務融資陸續進行還本付息，項目 ROE 總體呈現逐期爬坡的態勢。因 運營期付現成本較低，運營商現金流相對充裕，且在平價項目中體現得愈發明 顯，進而可支撐其進行新項目拓展，加速資源變現能力，保持合理的內生增長。 　　海上風電方面：因施工難度等原因，相較于陸上風電，海上風電項目總體投資成本與單千瓦投資成本均更高。2021 年海上風電“搶裝潮”退去后，風機大型化 趨勢在海上風電方面體現的更為顯著，伴隨著整機廠商加碼布局大兆瓦海風風 機，我們認為海風綜合降本與增發效果有望在大兆瓦風機技術逐步成熟的過程中 逐步凸顯，在 2021 年底國補退坡的情況下，加速沿海各省海上風電平價化進 程。此外，從海風裝機結構層面來看，因沿海海上、海床施工條件以及產業鏈配 套裝配能力的差異，我國沿海各省海上風電裝機成本降低速度或存在不同，疊加 各省風速條件的不同，各省實現海上風電平價上網的節奏或將存在一定差異。 　　光伏：組件價格大幅反彈擾動項目收益率，中長期視角下預計降本增效延續 　　硅料漲價推高組件價格，影響電站收益率，中長期維度內降本增效勢頭延續。 國內光伏地面電站初始投資成本若不考慮配置儲能系統，其成本主要由組件(占 比約 54%)、逆變器、支架、電纜、建安以及管理費用等構成。其中，建安費用 等非技術費用下降空間相對較低，整體投資成本降低空間主要由組件、逆變器等 技術成本貢獻。中長期視角下，伴隨光伏電池技術迭代進步和規模效應提高預計 帶來組件整體利用效率提高與生產成本降低，光伏電站收益率有望出現提升。 　　我們對于國內新建地面集中式光伏電站進行項目全生命周期模擬，總體而言， 國內光伏電站收益率提高仍有待裝機成本降低與利用效率提升推動。具體假設除利用小時、裝機成本構成以外，其他假設與陸上風電項目相同： 　　利用小時數：項目全年利用小時數假設中樞為 1300 小時; 　　裝機成本構成：除光伏組件以外的其他成本為 2000 元/千瓦，組件為可變成 本，光伏組件成本假設中樞約為 2000 元/千瓦(約合 2.0 元/瓦)。(報告來源：未來智庫) 　　模型回溯：平價風電收益率不遜于補貼項目，光伏待組件降價釋放盈利空間 　　新建項目收益質量顯著提升的同時，風光平價電站與過往補貼時代項目相比出 現顯著差異：1)風電——因裝機成本大幅下降，度電成本降幅高于電價降幅， 新建平價電站收益率呈現出不遜于補貼時代的水平，且對于燃煤基準電價上網的 保障性消納項目，其盈利水平大幅高于補貼時代末期“搶裝潮”之下的新增項 目。因度電收入均由電網結算，其實際現金流改善幅度將高于利潤提高幅度。 　　2)光伏——因 2021 年組件價格波動影響光伏投資成本，度電成本降幅小于電價降幅，平價電站收益率同比小幅下滑，仍待組件價格下降為光伏電站釋放利潤空 間。而平價電站現金流改善幅度類似于風電，盈利質量顯著提高。 　　2.3、儲能配置：風電收益率滿足增配儲能成本，光伏對于儲能成本耐 受度較低 　　政策端對于電源側配置儲能逐步做出指引，部分省份要求新建平價項目增配儲能系統。電源側增配儲能有助于緩解電網側調峰調頻壓力，且推動新能源電站提 高對于自身出力曲線的預測精度。對于同一地區的平價電站而言，保障性并網項 目的儲能配置要求通常低于市場化并網項目，在配套儲能裝機容量與儲能時長兩 方面均可得到體現，配置電站裝機容量比例為約 15%左右的儲能裝機、儲能容量 2-4 小時不等。 　　儲能配置增大電源側成本，類別大體包含抽水蓄能、電化學、氫儲能等主要方式。以電化學儲能為例，其成本大體包含四類：儲能系統初始投資成本、維護成 本、充電成本、替換成本。因此，以儲能系統全生命運營周期的角度看待儲能系 統度電成本，其影響因素大體包含：1)儲能系統 EPC 成本、2)充放電次數 (利用率)、3)放電深度(影響最大充電容量)、4)電池替換成本、5)外部購 電成本、6)維護成本。 　　風電裝機成本大幅降低，當前時點儲能配置將降低項目收益但依舊在平價開發范圍內。光伏裝機成本處于高位令其對于儲能系統的成本耐受度較低。我們將 儲能系統帶入電站運營模型中，基礎假設與前文平價風光電站收益率測算部分相同，并分別加入配套儲能系統投資，儲能系統相關假設包含：儲能配置裝機容量 為 15%、2 小時，單位儲能投資成本為 1.50 元/瓦時，充放電深度為 80%，每年 充放電次數 360 次，儲能用電 100%采用綠電電站自發電，儲能系統每年維護成 本約 55 元/千瓦，替換成本約為 850 元/千瓦。基于此，我們進行了配套儲能系統 的綠電電站收益率模擬。 　　3、宏觀視角看綠電行業空間展望 　　3.1、新能源消納改善分析：電網加速特高壓建設，新能源裝機重點向 負荷側傾斜 　　資源區域錯配與新能源發電自身特性共同導致新能源消納問題。“十三五”中期 前，國內新能源消納問題時有浮現，棄風棄光率總體維持高位，主要原因包含： 　　新能源優質資源稟賦與電力負荷中心錯配——我國新能源優質資源稟賦分布多集中于三北地區(東北、西北、華北)，該類地區自身電力消納能力通常較差，而電力負荷中心主要位于我國中、東、南部地區，因此新能源裝機重 點與電力負荷中心出現一定程度的錯配; 　　風光發電出力不穩定，占比提升增大系統調峰調頻負擔——風電、光伏等新 能源發電具有隨機性、波動性、難預測性等特點，日內出力峰谷特點較為鮮明，且出力波動性顯著強于火電、水電等傳統電源，而電力系統需要實時平 衡，因此風電、光伏等新能源進入電力系統比例增大的同時，對于靈活性電 源提供調峰調頻的需求提升，這將令電力系統的輸配電成本、保障系統安全 性的系統成本顯著上行。 　　“十三五”電網基礎投資總額大幅增長，裝機重點向低棄風棄光地區轉移。“十 三五”中期以來，新能源消納問題顯著改善，棄風、棄光率低位企穩，除多部委 接連出臺《關于有序放開發用電計劃的通知》、《關于實行可再生能源電力配額制 的通知》等政策推動各地電網加快火電靈活性改造步伐并且增多調峰調頻服務以 保障新能源消納外，特高壓外送通道投產提速及新能源新增裝機重點向中東南部 地區轉移為重要推動因素。其中，外送通道建設主要解決三北地區等電力輸出側 地區的消納問題，而新能源裝機重點向中東南部地區轉移則代表“十三五”時期 新能源發展向電力負荷區域的優質資源傾斜。 　　特高壓線路于“十三五”時期呈現跨越式增長：特高壓電網線路可進行長距離點對點輸電，其中長距離輸電主要以直流特高壓線路為主，“十三五”時期特高壓 電網投產節奏提速，2016-2020 年間國網、南網合計投產 18 條特高壓線路，多數 輸送終點為國內電力負荷中心，帶動電網基礎投資總額大幅上漲。其中，“十三 五”時期國內電網基礎投資總額達到 2.59 萬億元，較“十二五”時期增長 29.3%，期間國家電網特高壓線路新增總長度 2.49 萬公里，較“十二五”時期新 增總量高出 195.1%。 　　3.2、“十四五”展望：大基地與特高壓共同驅動發展，2022-2025 年 裝機量 CAGR 有望達到 15.6%-18.6% 　　“十四五”開發重點向資源稟賦區域回歸，推動多能互補能源基地建設。2021 年開始新能源發電裝機重點出現轉移，在優化布局的大前提下，明確了以三北地區資源優勢區域發展集中型新能源基地的開發思路，其中《關于推進電力源網荷 儲一體化和多能互補發展的指導意見》提出采用電源側多能互補的方式提高新能 源消納水平，大體包含 1)風光儲、2)風光水儲、3)風光火儲等三種一體化方 式，而內陸清潔能源基地可為風光項目提供打捆上網的其他類型電源。此外，已 確定的九大清潔能源基地總體均與特高壓外送通道路徑匹配，在維持穩定大基地 項目消納的前提下，外送通道的建設進度或將對行業裝機量增長起到重要作用。 　　基地項目引領裝機量增長，規劃提出項目保質保量要求并提高申報門檻，推動 集約規模化開發。量的角度來看，依據以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風 電光伏基地規劃布局方案，至 2030 年規劃建設風光基地總裝機量約 455GW，其中“十四五”時期規劃建設裝機約 200GW，包含外送 150GW、本地自用 50GW;“十五五"時期規劃建設裝機約 255GW，包括外送 165GW、本地自用 90GW。截至 2022 年 2 月底，各省已完成兩批基地項目申報工作，其中，1)一 期項目規模總計 97.05GW，涉及 19 個省份，依據項目成熟程度合理安排開工時 序，不急于形成開工規模，其投產時點均處于 2022-2023 年;2)二期項目已完 成申報，其一方面加大項目質量把控，另一方面提高項目單體開發容量至 1GW，加大項目投資門檻，同時要求項目建成并網時點不晚于 2024 年。 　　“十四五”國網規劃新增“24 交+14 直”，特高壓投產進度影響新能源裝機增長進度。從電網建設角度來看，國家電網與南方電網“十四五”規劃總投資額分別 為 2.23 萬億元、6700 億元，總量約為 3 萬億，預計較“十三五”時期增長 15.8%。國網方面，其特高壓網絡建設于“十四五”時期提速，總體規劃新增特 高壓線路“24 交+14 直”以加強基地項目外送能力：1)在建線路包含 3 條特高 壓直流、2)2022 年計劃開工“10 交+3 直”等 13 條特高壓線路，其中包含已核 準項目“7 交+2 直”，完成可研項目“3 交+1 直”、3)完成預可研項目“3 直”。 因此在保障新能源消納的前提下，預計“十四五”中后期清潔能源基地裝機量增 長將受特高壓線路的投產節奏影響。 　　考慮各省新能源增長相關規劃，2022-2025 年新能源裝機 CAGR 有望達到 15.6%-18.6%的區間。落腳至各省級單位規劃層面，截至 2022 年 3 月底，國內 共計約 22 個省級行政單位發布該省的“十四五”新能源裝機規劃或相關指引， 基于我們的測算合計將貢獻約 600GW 的新能源裝機增量。可據此推算“十四 五”新能源裝機增量底線約為 600GW，若考慮其余省份規劃、外送通道建設進 度提速以及電網靈活性改造超預期等因素，5 年內裝機增量有望在此基礎上出現 進一步的提升，若在樂觀假設下考慮 20%的底線上浮空間，2021-2025 年綠電裝機新增裝機有望達到 720GW。扣除 2021 年新增新能源裝機約為 102.5GW(風電 47.57GW、光伏 54.93GW)，則 2022-2025 年合計新增裝機量約為 500-620GW， 對應同期裝機量 CAGR 為 15.6%-18.6%(“十三五”時期新能源裝機量 CARG 約 為 25%)。 　　4、投資分析：電力股價值重估的實質為資源變現路徑拓寬 　　綠電所帶來的價值重估邏輯在于為存量資金拓寬新的優質投資路徑，進而提升內生增長能力。平價時代開始，新能源資源釋放與電站經濟性提升帶動行業裝機 量呈現上臺階式增長，這為新能源運營商提供創造新的資本增殖空間。因此，對 于各類型新能源運營商而言，綠電資產成長邏輯捋順的核心意義在于將其自身充 裕的現金流投資給新的優質運營資產，且因行業發展階段切換、產業鏈利潤轉移 等因素而具備現金流顯著改善與新建項目回報率邊際提升的特征，而運營商可通 過運營該資產運營帶來的現金流快速回籠實現新的項目擴張，完成綠電項目的內 生增長。因此，綠電運營商的最大優勢之一便是在資本開支高增帶來規模迅速擴 張之時，依舊具備來自運營資產提供的穩定現金流。 　　競爭核心要素分析：資源拓展與規模化運作，帶來穩定內生增長能力。因此， 綠電運營商保持長期穩定增長所具備的核心要素可大致歸因為 4 點： 　　1)持續的新能源項目資源拓展。 　　(例：1、選取外送能力較強或本地消納優良的 區域;2、《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》中提出引導市場主體多渠道增加可再生能源并網消納能力，購買火 電、抽蓄、儲能等靈活性電源的調峰能力輔助消納。伴隨電網承擔的消納規 模下降，具備較強調峰能力的運營商或將在平價項目競配中占據優勢); 　　2)項目建設開發能力; 　　3)項目運維能力; 　　4)自身資本實力、多元化且通暢的融資途徑、較低的融資成本。 　　綜合來看，其投資路徑可大致分拆為三類：1)央企新能源運營商：央企憑借其 集團與體量的優勢獲取優質項目資源、雄厚的資金實力、新能源開發經驗與能力 等優勢，實現公司穩定的裝機規模擴張與業績增長;2)火電企業轉型新能 源：一方面經過靈活性改造的火電資產或將在電網逐步減少承擔調峰職責的情況 下，為公司新能源資產提供輔助服務，降低總體運營成本，另一方面在燃煤電市場化交易逐步放開的情況下，動力煤成本-火電電價的傳導機制逐步打通，火電 資產周期屬性或逐步消除，有望重新具備穩定運營的公用事業屬性，盈利水平與 現金流回暖;3)區域性新能源運營商：以海上風電為代表的區域性新能源開發企業，憑借資源獲取優勢與區域資源稟賦，有望充分受益于海上 風電逐步實現平價上網且盈利水平提升的進程，實現“十四五”時期業績的快速增長。 　　(報告出品方/作者：興業證券，蔡屹? 本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。)