1、行業(yè)發(fā)展：雙碳目標(biāo)下，新能源裝機(jī)增長(zhǎng)為能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn) 型的核心驅(qū)動(dòng)力
雙碳背景下能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型迫在眉睫，能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的實(shí)質(zhì)是電力結(jié)構(gòu)清潔化轉(zhuǎn)型，而新能源裝機(jī)增長(zhǎng)則為能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的基石。在“30·60”雙碳背景下，我國(guó)目前推動(dòng)“碳達(dá)峰”、“碳中和”目標(biāo)實(shí)現(xiàn)的核心舉措之一在于構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。
當(dāng)前，傳統(tǒng)火電(包含燃煤、燃?xì)獾然鹆Πl(fā)電方式)仍占 據(jù)我國(guó)電力結(jié)構(gòu)中的主要部分，其中 2021年火電發(fā)電量占當(dāng)年全社會(huì)用電量的 67.9%，同時(shí) 2019年電力、熱力等生產(chǎn)的碳排放量占全國(guó)排放量的 47.4%，因此 電力結(jié)構(gòu)清潔化轉(zhuǎn)型亦可理解為降低化石能源終端消費(fèi)占比、提升非化石能源消費(fèi)比重，國(guó)務(wù)院《關(guān)于完整準(zhǔn)確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達(dá)峰碳中和工作的意 見》對(duì)我國(guó)碳中和實(shí)現(xiàn)路徑中的關(guān)鍵時(shí)間節(jié)點(diǎn)及對(duì)應(yīng)非化石能源消費(fèi)比重進(jìn)行了 重點(diǎn)指引。在此過程中，新能源裝機(jī)量提升為非化石能源消費(fèi)比重增長(zhǎng)，乃至我 國(guó)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的基石。
新能源裝機(jī)增長(zhǎng)與消納能力提升為新能源發(fā)電量占比提升的兩重驅(qū)動(dòng)因素，其 中裝機(jī)量增長(zhǎng)為主要驅(qū)動(dòng)力，消納條件為主要限制因素之一。2011-2021 年，我國(guó)新能源發(fā)電量占全社會(huì)用電量的比重持續(xù)提升，由 2011 年的 1.6%提升至 2021 年的 11.8%，同期新能源裝機(jī)占比由 4.6%提升至 26.7%。新能源裝機(jī)量的增長(zhǎng)配 合消納能力的提升，推動(dòng)我國(guó)新能源發(fā)電量占比持續(xù)提高，而因新能源電源出力 的波動(dòng)性，其占比提升將提升電力系統(tǒng)出力波動(dòng)，因此消納條件為新能源發(fā)電占比持續(xù)提升的主要限制因素之一。其中，關(guān)于 2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè) 有關(guān)事項(xiàng)的通知(征求意見稿)》、《2022 年能源工作指導(dǎo)意見》中對(duì)于后續(xù)風(fēng) 電、光伏發(fā)電量占全社會(huì)用電量比重提出了明確要求：1)2022 達(dá)到 12.2%左 右、2)至 2025 年達(dá) 16.5%左右。
2、微觀視角看綠電基本面變化
2.1、平價(jià)電站無慮補(bǔ)貼拖欠問題，新建綠電切換為純現(xiàn)金流資產(chǎn)
補(bǔ)貼時(shí)代下，新能源補(bǔ)貼拖欠問題影響運(yùn)營(yíng)商現(xiàn)金流，對(duì)公司內(nèi)生增長(zhǎng)能力構(gòu) 成潛在不利影響。以往新能源發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)包含兩部分：
其一為當(dāng)?shù)厝济好摿驑?biāo)桿電價(jià)，通常由當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)進(jìn)行結(jié)算支付，支付模式為 當(dāng)月發(fā)電、次月支付，賬齡往往不超過 1 月;
其二為可再生能源補(bǔ)貼，項(xiàng)目納入可再生能源發(fā)電補(bǔ)貼清單后，由財(cái)政部統(tǒng) 一撥付，發(fā)放周期較長(zhǎng)，通常 1-3 年內(nèi)到賬，同時(shí)對(duì)各類風(fēng)電、光伏資源區(qū) 分別設(shè)定全生命周期合理利用小時(shí)數(shù)，發(fā)電小時(shí)超出該全生命周期利用小時(shí)數(shù)或項(xiàng)目運(yùn)營(yíng)滿 20 年后，補(bǔ)貼停止發(fā)放。新能源運(yùn)營(yíng)商在以往經(jīng)營(yíng)過程中 往往形成大量應(yīng)收賬款，資金若不能及時(shí)回籠，影響公司現(xiàn)金流與資本開支 計(jì)劃，進(jìn)而或?qū)⒂绊懫髽I(yè)后期成長(zhǎng)性。依據(jù) SOLARZOOM 新能源智庫(kù)專家 馬弋崴估算，截止 2020 年底，可再生能源補(bǔ)貼缺口累計(jì)已達(dá)約 4000 億元。
全面平價(jià)時(shí)代來臨，新建電站轉(zhuǎn)變?yōu)榧儸F(xiàn)金流資產(chǎn)，開展新能源市場(chǎng)化交易。 進(jìn)入 2022 年，除部分類型的分布式光伏補(bǔ)貼之外，全國(guó)范圍內(nèi)新能源開發(fā)已經(jīng)進(jìn)入全面平價(jià)開發(fā)時(shí)代，新建新能源電站項(xiàng)目不再享受中央電價(jià)補(bǔ)貼(含新備案 集中式光伏電站與工商業(yè)分布式光伏、新核準(zhǔn)陸風(fēng)與海風(fēng)項(xiàng)目)，既可以按照當(dāng) 地燃煤發(fā)電基準(zhǔn)電價(jià)執(zhí)行保障性消納，也可以參與市場(chǎng)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(jià)上網(wǎng)，無補(bǔ)貼拖欠因素影響，項(xiàng)目會(huì) 計(jì)收益與實(shí)際經(jīng)營(yíng)情況相匹配，轉(zhuǎn)變?yōu)闊o應(yīng)收賬款壓力的純現(xiàn)金流運(yùn)營(yíng)資產(chǎn);另 一方面，平價(jià)電站參與電力市場(chǎng)化交易，可通過市場(chǎng)交易行為給予綠電合理價(jià)值。
綠電交易支持政策陸續(xù)出臺(tái)，鼓勵(lì)綠電出現(xiàn)溢價(jià)，且為新能源市場(chǎng)化交易的長(zhǎng)期方向：
國(guó)家發(fā)改委、能源局于 2021 年 5月發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步做好電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)工作的通知》，重點(diǎn)指出有序推動(dòng)新能源參與電力市場(chǎng)，引導(dǎo)新能源項(xiàng)目 10%的預(yù)計(jì)當(dāng)其電量通過市場(chǎng)化交易競(jìng)爭(zhēng)上網(wǎng)。
此后頒布的《綠色電力交易試點(diǎn)工作方案》則正式明確了綠電交易定義與交 易框架，鼓勵(lì)交易價(jià)格可以高于發(fā)電企業(yè)核定的上網(wǎng)價(jià)格和電網(wǎng)企業(yè)收購(gòu)的價(jià)格，同時(shí)將高于核定上網(wǎng)電價(jià)的收益分配給發(fā)電企業(yè)。
在《關(guān)于加快建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的指導(dǎo)意見》中，重點(diǎn)提出探索 開展綠色電力交易，引導(dǎo)有需求的用戶直接購(gòu)買綠色電力，推動(dòng)電網(wǎng)企業(yè)優(yōu)先執(zhí)行綠色電力的直接交易結(jié)果。
現(xiàn)有交易框架下，綠電保持溢價(jià)狀態(tài)，且有望于中短期維度內(nèi)維持。在 2021 年 9 月進(jìn)行的首批綠電交易試點(diǎn)中，全國(guó)共成交 79.35 億度綠電，其中南方區(qū)域 (廣東、廣西、云南、貴州、海南)總成交電量為 9.1 億度，交易價(jià)格在現(xiàn)有價(jià)格基礎(chǔ)上平均溢價(jià) 0.027 元/度，且此類溢價(jià)于廣東、江蘇等地的 2022 年電力年 長(zhǎng)協(xié)交易以及后續(xù)交易中心依舊維持，表明在政策推動(dòng)下，綠電出現(xiàn)實(shí)質(zhì)性溢價(jià) 情況，且有望于中短期維度內(nèi)維持。
2.2、成本端：降本驅(qū)動(dòng)項(xiàng)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(dòng)新能源發(fā)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(jī)成本降低與利用效率提升(也即利用小時(shí)數(shù)提高攤薄度電成本)兩 方面因素帶來。陸上風(fēng)電與光伏發(fā)電項(xiàng)目在 2010-2020 年間度電成本均大幅降 低，其中以國(guó)內(nèi)當(dāng)年新建電站為例，2010 年與 2020 年國(guó)內(nèi)新建陸上風(fēng)電平準(zhǔn)化 度電成本(簡(jiǎn)稱“LCOE”)分別 0.4806、0.2276 元/千瓦時(shí)，新建光伏電站 LCOE 分別為 2.0647、0.3035 元/千瓦時(shí)，二者同期內(nèi) LCOE 分別累計(jì)-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(fēng)電主要由利用效率提升與其他成本管控驅(qū)動(dòng)降本，光伏則主 要依賴制造端驅(qū)動(dòng)降本。復(fù)盤裝機(jī)成本走勢(shì)，陸風(fēng)平均裝機(jī)成本 2010-2020 年間 因產(chǎn)業(yè)鏈供需關(guān)系變化而出現(xiàn)波動(dòng)，每千瓦投資額由 10154 元振蕩下降至 8719 元，變化幅度為-14.1%，風(fēng)電 10 年間 CAGR 為-1.5%;光伏每千瓦投資額則穩(wěn)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(fēng)電度電成本降低的主要原因來自對(duì)于風(fēng)能的利用效率提升與運(yùn)營(yíng)期其他成本管控，光伏降本原因則主要來自光伏組 件降價(jià)以及其他裝機(jī)成本降低。
風(fēng)電：平價(jià)時(shí)代，風(fēng)電已出現(xiàn)超預(yù)期降本，帶動(dòng)新建項(xiàng)目收益率迅速提升陸風(fēng)風(fēng)機(jī)價(jià)格大幅下降為平價(jià)時(shí)代最顯著的變化之一：陸上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)鏈供需關(guān) 系轉(zhuǎn)向?qū)捤?，風(fēng)機(jī)降價(jià)與建安費(fèi)用雙降推動(dòng)單位千瓦造價(jià)快速降低。自 2020 年 陸上風(fēng)電“搶裝潮”過后，風(fēng)電風(fēng)機(jī)價(jià)格與建安費(fèi)用因 2019 年招標(biāo)量大增與 2020 年裝機(jī)量爆發(fā)式增長(zhǎng)帶來產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)緊張的供需關(guān)系得到緩解，此外， 風(fēng)電已進(jìn)入風(fēng)機(jī)大型化變革時(shí)期，大兆瓦風(fēng)機(jī)所帶來的發(fā)電量提升幅度預(yù)計(jì)高于 其初始成本投入的增加幅度，進(jìn)而借此可降低特定環(huán)境下風(fēng)力發(fā)電的度電成本。
基于此，我們對(duì)于國(guó)內(nèi)新建陸上風(fēng)電進(jìn)行項(xiàng)目全生命周期模擬。總體而言，陸 上風(fēng)電成本的迅速降低已為運(yùn)營(yíng)項(xiàng)目讓渡出大量盈利空間。具體假設(shè)如下：
資金結(jié)構(gòu)與融資成本：資金結(jié)構(gòu)為 30%權(quán)益資金與 70%債務(wù)融資，貸款利 率為 4.50%，還款年限 15 年;
利用小時(shí)數(shù)：項(xiàng)目全年利用小時(shí)數(shù)假設(shè)中樞為 2200 小時(shí);
裝機(jī)成本構(gòu)成：除風(fēng)機(jī)以外的其他成本為 3500 元/千瓦，風(fēng)機(jī)為可變成本， 風(fēng)機(jī)成本假設(shè)中樞為 2500 元/千瓦;
上網(wǎng)電價(jià)：采用全國(guó)平均燃煤基準(zhǔn)電價(jià)(0.367 元/千瓦時(shí)，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?duì)I業(yè)收入的 5%
折舊年限以及項(xiàng)目殘值：折舊年限假設(shè) 20 年、項(xiàng)目殘值率假設(shè)為 10%;
陸上風(fēng)電已進(jìn)入項(xiàng)目收益率足以支撐運(yùn)營(yíng)商進(jìn)行穩(wěn)定開發(fā)拓展的新階段。就單 體情況而言，裝機(jī)成本降低與利用效率企穩(wěn)上升一定程度上抵消電價(jià)退坡帶來的 不利影響，提振項(xiàng)目收益率。此外，伴隨項(xiàng)目運(yùn)營(yíng)階段的推進(jìn)，對(duì)于初期資本開 支帶來的債務(wù)融資陸續(xù)進(jìn)行還本付息，項(xiàng)目 ROE 總體呈現(xiàn)逐期爬坡的態(tài)勢(shì)。因 運(yùn)營(yíng)期付現(xiàn)成本較低，運(yùn)營(yíng)商現(xiàn)金流相對(duì)充裕，且在平價(jià)項(xiàng)目中體現(xiàn)得愈發(fā)明 顯，進(jìn)而可支撐其進(jìn)行新項(xiàng)目拓展，加速資源變現(xiàn)能力，保持合理的內(nèi)生增長(zhǎng)。
海上風(fēng)電方面：因施工難度等原因，相較于陸上風(fēng)電，海上風(fēng)電項(xiàng)目總體投資成本與單千瓦投資成本均更高。2021 年海上風(fēng)電“搶裝潮”退去后，風(fēng)機(jī)大型化 趨勢(shì)在海上風(fēng)電方面體現(xiàn)的更為顯著，伴隨著整機(jī)廠商加碼布局大兆瓦海風(fēng)風(fēng) 機(jī)，我們認(rèn)為海風(fēng)綜合降本與增發(fā)效果有望在大兆瓦風(fēng)機(jī)技術(shù)逐步成熟的過程中 逐步凸顯，在 2021 年底國(guó)補(bǔ)退坡的情況下，加速沿海各省海上風(fēng)電平價(jià)化進(jìn) 程。此外，從海風(fēng)裝機(jī)結(jié)構(gòu)層面來看，因沿海海上、海床施工條件以及產(chǎn)業(yè)鏈配 套裝配能力的差異，我國(guó)沿海各省海上風(fēng)電裝機(jī)成本降低速度或存在不同，疊加 各省風(fēng)速條件的不同，各省實(shí)現(xiàn)海上風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)的節(jié)奏或?qū)⒋嬖谝欢ú町悺?/p>
光伏：組件價(jià)格大幅反彈擾動(dòng)項(xiàng)目收益率，中長(zhǎng)期視角下預(yù)計(jì)降本增效延續(xù)
硅料漲價(jià)推高組件價(jià)格，影響電站收益率，中長(zhǎng)期維度內(nèi)降本增效勢(shì)頭延續(xù)。 國(guó)內(nèi)光伏地面電站初始投資成本若不考慮配置儲(chǔ)能系統(tǒng)，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(fèi)用等構(gòu)成。其中，建安費(fèi)用 等非技術(shù)費(fèi)用下降空間相對(duì)較低，整體投資成本降低空間主要由組件、逆變器等 技術(shù)成本貢獻(xiàn)。中長(zhǎng)期視角下，伴隨光伏電池技術(shù)迭代進(jìn)步和規(guī)模效應(yīng)提高預(yù)計(jì) 帶來組件整體利用效率提高與生產(chǎn)成本降低，光伏電站收益率有望出現(xiàn)提升。
我們對(duì)于國(guó)內(nèi)新建地面集中式光伏電站進(jìn)行項(xiàng)目全生命周期模擬，總體而言， 國(guó)內(nèi)光伏電站收益率提高仍有待裝機(jī)成本降低與利用效率提升推動(dòng)。具體假設(shè)除利用小時(shí)、裝機(jī)成本構(gòu)成以外，其他假設(shè)與陸上風(fēng)電項(xiàng)目相同：
利用小時(shí)數(shù)：項(xiàng)目全年利用小時(shí)數(shù)假設(shè)中樞為 1300 小時(shí);
裝機(jī)成本構(gòu)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(shè)中樞約為 2000 元/千瓦(約合 2.0 元/瓦)。(報(bào)告來源：未來智庫(kù))
模型回溯：平價(jià)風(fēng)電收益率不遜于補(bǔ)貼項(xiàng)目，光伏待組件降價(jià)釋放盈利空間
新建項(xiàng)目收益質(zhì)量顯著提升的同時(shí)，風(fēng)光平價(jià)電站與過往補(bǔ)貼時(shí)代項(xiàng)目相比出 現(xiàn)顯著差異：1)風(fēng)電——因裝機(jī)成本大幅下降，度電成本降幅高于電價(jià)降幅， 新建平價(jià)電站收益率呈現(xiàn)出不遜于補(bǔ)貼時(shí)代的水平，且對(duì)于燃煤基準(zhǔn)電價(jià)上網(wǎng)的 保障性消納項(xiàng)目，其盈利水平大幅高于補(bǔ)貼時(shí)代末期“搶裝潮”之下的新增項(xiàng) 目。因度電收入均由電網(wǎng)結(jié)算，其實(shí)際現(xiàn)金流改善幅度將高于利潤(rùn)提高幅度。
2)光伏——因 2021 年組件價(jià)格波動(dòng)影響光伏投資成本，度電成本降幅小于電價(jià)降幅，平價(jià)電站收益率同比小幅下滑，仍待組件價(jià)格下降為光伏電站釋放利潤(rùn)空 間。而平價(jià)電站現(xiàn)金流改善幅度類似于風(fēng)電，盈利質(zhì)量顯著提高。
2.3、儲(chǔ)能配置：風(fēng)電收益率滿足增配儲(chǔ)能成本，光伏對(duì)于儲(chǔ)能成本耐 受度較低
政策端對(duì)于電源側(cè)配置儲(chǔ)能逐步做出指引，部分省份要求新建平價(jià)項(xiàng)目增配儲(chǔ)能系統(tǒng)。電源側(cè)增配儲(chǔ)能有助于緩解電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰調(diào)頻壓力，且推動(dòng)新能源電站提 高對(duì)于自身出力曲線的預(yù)測(cè)精度。對(duì)于同一地區(qū)的平價(jià)電站而言，保障性并網(wǎng)項(xiàng) 目的儲(chǔ)能配置要求通常低于市場(chǎng)化并網(wǎng)項(xiàng)目，在配套儲(chǔ)能裝機(jī)容量與儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)兩 方面均可得到體現(xiàn)，配置電站裝機(jī)容量比例為約 15%左右的儲(chǔ)能裝機(jī)、儲(chǔ)能容量 2-4 小時(shí)不等。
儲(chǔ)能配置增大電源側(cè)成本，類別大體包含抽水蓄能、電化學(xué)、氫儲(chǔ)能等主要方式。以電化學(xué)儲(chǔ)能為例，其成本大體包含四類：儲(chǔ)能系統(tǒng)初始投資成本、維護(hù)成 本、充電成本、替換成本。因此，以儲(chǔ)能系統(tǒng)全生命運(yùn)營(yíng)周期的角度看待儲(chǔ)能系 統(tǒng)度電成本，其影響因素大體包含：1)儲(chǔ)能系統(tǒng) EPC 成本、2)充放電次數(shù) (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(gòu) 電成本、6)維護(hù)成本。
風(fēng)電裝機(jī)成本大幅降低，當(dāng)前時(shí)點(diǎn)儲(chǔ)能配置將降低項(xiàng)目收益但依舊在平價(jià)開發(fā)范圍內(nèi)。光伏裝機(jī)成本處于高位令其對(duì)于儲(chǔ)能系統(tǒng)的成本耐受度較低。我們將 儲(chǔ)能系統(tǒng)帶入電站運(yùn)營(yíng)模型中，基礎(chǔ)假設(shè)與前文平價(jià)風(fēng)光電站收益率測(cè)算部分相同，并分別加入配套儲(chǔ)能系統(tǒng)投資，儲(chǔ)能系統(tǒng)相關(guān)假設(shè)包含：儲(chǔ)能配置裝機(jī)容量 為 15%、2 小時(shí)，單位儲(chǔ)能投資成本為 1.50 元/瓦時(shí)，充放電深度為 80%，每年 充放電次數(shù) 360 次，儲(chǔ)能用電 100%采用綠電電站自發(fā)電，儲(chǔ)能系統(tǒng)每年維護(hù)成 本約 55 元/千瓦，替換成本約為 850 元/千瓦?；诖耍覀冞M(jìn)行了配套儲(chǔ)能系統(tǒng) 的綠電電站收益率模擬。
3、宏觀視角看綠電行業(yè)空間展望
3.1、新能源消納改善分析：電網(wǎng)加速特高壓建設(shè)，新能源裝機(jī)重點(diǎn)向 負(fù)荷側(cè)傾斜
資源區(qū)域錯(cuò)配與新能源發(fā)電自身特性共同導(dǎo)致新能源消納問題。“十三五”中期 前，國(guó)內(nèi)新能源消納問題時(shí)有浮現(xiàn)，棄風(fēng)棄光率總體維持高位，主要原因包含：
新能源優(yōu)質(zhì)資源稟賦與電力負(fù)荷中心錯(cuò)配——我國(guó)新能源優(yōu)質(zhì)資源稟賦分布多集中于三北地區(qū)(東北、西北、華北)，該類地區(qū)自身電力消納能力通常較差，而電力負(fù)荷中心主要位于我國(guó)中、東、南部地區(qū)，因此新能源裝機(jī)重 點(diǎn)與電力負(fù)荷中心出現(xiàn)一定程度的錯(cuò)配;
風(fēng)光發(fā)電出力不穩(wěn)定，占比提升增大系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻負(fù)擔(dān)——風(fēng)電、光伏等新 能源發(fā)電具有隨機(jī)性、波動(dòng)性、難預(yù)測(cè)性等特點(diǎn)，日內(nèi)出力峰谷特點(diǎn)較為鮮明，且出力波動(dòng)性顯著強(qiáng)于火電、水電等傳統(tǒng)電源，而電力系統(tǒng)需要實(shí)時(shí)平 衡，因此風(fēng)電、光伏等新能源進(jìn)入電力系統(tǒng)比例增大的同時(shí)，對(duì)于靈活性電 源提供調(diào)峰調(diào)頻的需求提升，這將令電力系統(tǒng)的輸配電成本、保障系統(tǒng)安全 性的系統(tǒng)成本顯著上行。
“十三五”電網(wǎng)基礎(chǔ)投資總額大幅增長(zhǎng)，裝機(jī)重點(diǎn)向低棄風(fēng)棄光地區(qū)轉(zhuǎn)移。“十 三五”中期以來，新能源消納問題顯著改善，棄風(fēng)、棄光率低位企穩(wěn)，除多部委 接連出臺(tái)《關(guān)于有序放開發(fā)用電計(jì)劃的通知》、《關(guān)于實(shí)行可再生能源電力配額制 的通知》等政策推動(dòng)各地電網(wǎng)加快火電靈活性改造步伐并且增多調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)以 保障新能源消納外，特高壓外送通道投產(chǎn)提速及新能源新增裝機(jī)重點(diǎn)向中東南部 地區(qū)轉(zhuǎn)移為重要推動(dòng)因素。其中，外送通道建設(shè)主要解決三北地區(qū)等電力輸出側(cè) 地區(qū)的消納問題，而新能源裝機(jī)重點(diǎn)向中東南部地區(qū)轉(zhuǎn)移則代表“十三五”時(shí)期 新能源發(fā)展向電力負(fù)荷區(qū)域的優(yōu)質(zhì)資源傾斜。
特高壓線路于“十三五”時(shí)期呈現(xiàn)跨越式增長(zhǎng)：特高壓電網(wǎng)線路可進(jìn)行長(zhǎng)距離點(diǎn)對(duì)點(diǎn)輸電，其中長(zhǎng)距離輸電主要以直流特高壓線路為主，“十三五”時(shí)期特高壓 電網(wǎng)投產(chǎn)節(jié)奏提速，2016-2020 年間國(guó)網(wǎng)、南網(wǎng)合計(jì)投產(chǎn) 18 條特高壓線路，多數(shù) 輸送終點(diǎn)為國(guó)內(nèi)電力負(fù)荷中心，帶動(dòng)電網(wǎng)基礎(chǔ)投資總額大幅上漲。其中，“十三 五”時(shí)期國(guó)內(nèi)電網(wǎng)基礎(chǔ)投資總額達(dá)到 2.59 萬億元，較“十二五”時(shí)期增長(zhǎng) 29.3%，期間國(guó)家電網(wǎng)特高壓線路新增總長(zhǎng)度 2.49 萬公里，較“十二五”時(shí)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(qū)動(dòng)發(fā)展，2022-2025 年 裝機(jī)量 CAGR 有望達(dá)到 15.6%-18.6%
“十四五”開發(fā)重點(diǎn)向資源稟賦區(qū)域回歸，推動(dòng)多能互補(bǔ)能源基地建設(shè)。2021 年開始新能源發(fā)電裝機(jī)重點(diǎn)出現(xiàn)轉(zhuǎn)移，在優(yōu)化布局的大前提下，明確了以三北地區(qū)資源優(yōu)勢(shì)區(qū)域發(fā)展集中型新能源基地的開發(fā)思路，其中《關(guān)于推進(jìn)電力源網(wǎng)荷 儲(chǔ)一體化和多能互補(bǔ)發(fā)展的指導(dǎo)意見》提出采用電源側(cè)多能互補(bǔ)的方式提高新能 源消納水平，大體包含 1)風(fēng)光儲(chǔ)、2)風(fēng)光水儲(chǔ)、3)風(fēng)光火儲(chǔ)等三種一體化方 式，而內(nèi)陸清潔能源基地可為風(fēng)光項(xiàng)目提供打捆上網(wǎng)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(wěn)定大基地 項(xiàng)目消納的前提下，外送通道的建設(shè)進(jìn)度或?qū)?duì)行業(yè)裝機(jī)量增長(zhǎng)起到重要作用。
基地項(xiàng)目引領(lǐng)裝機(jī)量增長(zhǎng)，規(guī)劃提出項(xiàng)目保質(zhì)保量要求并提高申報(bào)門檻，推動(dòng) 集約規(guī)模化開發(fā)。量的角度來看，依據(jù)以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點(diǎn)的大型風(fēng) 電光伏基地規(guī)劃布局方案，至 2030 年規(guī)劃建設(shè)風(fēng)光基地總裝機(jī)量約 455GW，其中“十四五”時(shí)期規(guī)劃建設(shè)裝機(jī)約 200GW，包含外送 150GW、本地自用 50GW;“十五五"時(shí)期規(guī)劃建設(shè)裝機(jī)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(xiàng)目申報(bào)工作，其中，1)一 期項(xiàng)目規(guī)模總計(jì) 97.05GW，涉及 19 個(gè)省份，依據(jù)項(xiàng)目成熟程度合理安排開工時(shí) 序，不急于形成開工規(guī)模，其投產(chǎn)時(shí)點(diǎn)均處于 2022-2023 年;2)二期項(xiàng)目已完 成申報(bào)，其一方面加大項(xiàng)目質(zhì)量把控，另一方面提高項(xiàng)目單體開發(fā)容量至 1GW，加大項(xiàng)目投資門檻，同時(shí)要求項(xiàng)目建成并網(wǎng)時(shí)點(diǎn)不晚于 2024 年。
“十四五”國(guó)網(wǎng)規(guī)劃新增“24 交+14 直”，特高壓投產(chǎn)進(jìn)度影響新能源裝機(jī)增長(zhǎng)進(jìn)度。從電網(wǎng)建設(shè)角度來看，國(guó)家電網(wǎng)與南方電網(wǎng)“十四五”規(guī)劃總投資額分別 為 2.23 萬億元、6700 億元，總量約為 3 萬億，預(yù)計(jì)較“十三五”時(shí)期增長(zhǎng) 15.8%。國(guó)網(wǎng)方面，其特高壓網(wǎng)絡(luò)建設(shè)于“十四五”時(shí)期提速，總體規(guī)劃新增特 高壓線路“24 交+14 直”以加強(qiáng)基地項(xiàng)目外送能力：1)在建線路包含 3 條特高 壓直流、2)2022 年計(jì)劃開工“10 交+3 直”等 13 條特高壓線路，其中包含已核 準(zhǔn)項(xiàng)目“7 交+2 直”，完成可研項(xiàng)目“3 交+1 直”、3)完成預(yù)可研項(xiàng)目“3 直”。 因此在保障新能源消納的前提下，預(yù)計(jì)“十四五”中后期清潔能源基地裝機(jī)量增 長(zhǎng)將受特高壓線路的投產(chǎn)節(jié)奏影響。
考慮各省新能源增長(zhǎng)相關(guān)規(guī)劃，2022-2025 年新能源裝機(jī) CAGR 有望達(dá)到 15.6%-18.6%的區(qū)間。落腳至各省級(jí)單位規(guī)劃層面，截至 2022 年 3 月底，國(guó)內(nèi) 共計(jì)約 22 個(gè)省級(jí)行政單位發(fā)布該省的“十四五”新能源裝機(jī)規(guī)劃或相關(guān)指引， 基于我們的測(cè)算合計(jì)將貢獻(xiàn)約 600GW 的新能源裝機(jī)增量?？蓳?jù)此推算“十四 五”新能源裝機(jī)增量底線約為 600GW，若考慮其余省份規(guī)劃、外送通道建設(shè)進(jìn) 度提速以及電網(wǎng)靈活性改造超預(yù)期等因素，5 年內(nèi)裝機(jī)增量有望在此基礎(chǔ)上出現(xiàn) 進(jìn)一步的提升，若在樂觀假設(shè)下考慮 20%的底線上浮空間，2021-2025 年綠電裝機(jī)新增裝機(jī)有望達(dá)到 720GW。扣除 2021 年新增新能源裝機(jī)約為 102.5GW(風(fēng)電 47.57GW、光伏 54.93GW)，則 2022-2025 年合計(jì)新增裝機(jī)量約為 500-620GW， 對(duì)應(yīng)同期裝機(jī)量 CAGR 為 15.6%-18.6%(“十三五”時(shí)期新能源裝機(jī)量 CARG 約 為 25%)。
4、投資分析：電力股價(jià)值重估的實(shí)質(zhì)為資源變現(xiàn)路徑拓寬
綠電所帶來的價(jià)值重估邏輯在于為存量資金拓寬新的優(yōu)質(zhì)投資路徑，進(jìn)而提升內(nèi)生增長(zhǎng)能力。平價(jià)時(shí)代開始，新能源資源釋放與電站經(jīng)濟(jì)性提升帶動(dòng)行業(yè)裝機(jī) 量呈現(xiàn)上臺(tái)階式增長(zhǎng)，這為新能源運(yùn)營(yíng)商提供創(chuàng)造新的資本增殖空間。因此，對(duì) 于各類型新能源運(yùn)營(yíng)商而言，綠電資產(chǎn)成長(zhǎng)邏輯捋順的核心意義在于將其自身充 裕的現(xiàn)金流投資給新的優(yōu)質(zhì)運(yùn)營(yíng)資產(chǎn)，且因行業(yè)發(fā)展階段切換、產(chǎn)業(yè)鏈利潤(rùn)轉(zhuǎn)移 等因素而具備現(xiàn)金流顯著改善與新建項(xiàng)目回報(bào)率邊際提升的特征，而運(yùn)營(yíng)商可通 過運(yùn)營(yíng)該資產(chǎn)運(yùn)營(yíng)帶來的現(xiàn)金流快速回籠實(shí)現(xiàn)新的項(xiàng)目擴(kuò)張，完成綠電項(xiàng)目的內(nèi) 生增長(zhǎng)。因此，綠電運(yùn)營(yíng)商的最大優(yōu)勢(shì)之一便是在資本開支高增帶來規(guī)模迅速擴(kuò) 張之時(shí)，依舊具備來自運(yùn)營(yíng)資產(chǎn)提供的穩(wěn)定現(xiàn)金流。
競(jìng)爭(zhēng)核心要素分析：資源拓展與規(guī)?；\(yùn)作，帶來穩(wěn)定內(nèi)生增長(zhǎng)能力。因此， 綠電運(yùn)營(yíng)商保持長(zhǎng)期穩(wěn)定增長(zhǎng)所具備的核心要素可大致歸因?yàn)?4 點(diǎn)：
1)持續(xù)的新能源項(xiàng)目資源拓展。
(例：1、選取外送能力較強(qiáng)或本地消納優(yōu)良的 區(qū)域;2、《關(guān)于鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購(gòu)買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》中提出引導(dǎo)市場(chǎng)主體多渠道增加可再生能源并網(wǎng)消納能力，購(gòu)買火 電、抽蓄、儲(chǔ)能等靈活性電源的調(diào)峰能力輔助消納。伴隨電網(wǎng)承擔(dān)的消納規(guī) 模下降，具備較強(qiáng)調(diào)峰能力的運(yùn)營(yíng)商或?qū)⒃谄絻r(jià)項(xiàng)目競(jìng)配中占據(jù)優(yōu)勢(shì));
2)項(xiàng)目建設(shè)開發(fā)能力;
3)項(xiàng)目運(yùn)維能力;
4)自身資本實(shí)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(yùn)營(yíng)商：央企憑借其 集團(tuán)與體量的優(yōu)勢(shì)獲取優(yōu)質(zhì)項(xiàng)目資源、雄厚的資金實(shí)力、新能源開發(fā)經(jīng)驗(yàn)與能力 等優(yōu)勢(shì)，實(shí)現(xiàn)公司穩(wěn)定的裝機(jī)規(guī)模擴(kuò)張與業(yè)績(jī)?cè)鲩L(zhǎng);2)火電企業(yè)轉(zhuǎn)型新能 源：一方面經(jīng)過靈活性改造的火電資產(chǎn)或?qū)⒃陔娋W(wǎng)逐步減少承擔(dān)調(diào)峰職責(zé)的情況 下，為公司新能源資產(chǎn)提供輔助服務(wù)，降低總體運(yùn)營(yíng)成本，另一方面在燃煤電市場(chǎng)化交易逐步放開的情況下，動(dòng)力煤成本-火電電價(jià)的傳導(dǎo)機(jī)制逐步打通，火電 資產(chǎn)周期屬性或逐步消除，有望重新具備穩(wěn)定運(yùn)營(yíng)的公用事業(yè)屬性，盈利水平與 現(xiàn)金流回暖;3)區(qū)域性新能源運(yùn)營(yíng)商：以海上風(fēng)電為代表的區(qū)域性新能源開發(fā)企業(yè)，憑借資源獲取優(yōu)勢(shì)與區(qū)域資源稟賦，有望充分受益于海上 風(fēng)電逐步實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)且盈利水平提升的進(jìn)程，實(shí)現(xiàn)“十四五”時(shí)期業(yè)績(jī)的快速增長(zhǎng)。
(報(bào)告出品方/作者：興業(yè)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(guān)信息，請(qǐng)參閱報(bào)告原文。)
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