電力及公用事業(yè)專題研究經(jīng)濟(jì)性+穩(wěn)定性提升共助新能源運(yùn)營崛起

電力及公用事業(yè)專題研究：經(jīng)濟(jì)性+穩(wěn)定性提升共助新能源運(yùn)營崛起1.

碳中和下新能源運(yùn)營揚(yáng)帆起航1.1我國開啟碳中和之路，政策持續(xù)加碼碳中和相關(guān)發(fā)言頻現(xiàn)，體現(xiàn)我國減排決心。我國進(jìn)一步明確碳減排具體目標(biāo)，提出到2030年我國單位國內(nèi)生產(chǎn)總值二氧化碳排放將比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消費(fèi)比重將達(dá)到25%左右，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量將達(dá)到12億千瓦以上。在國內(nèi)外重大會(huì)議中“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)被屢次提及，體現(xiàn)我國強(qiáng)烈的減排決心。我國減排壓力較大，實(shí)現(xiàn)碳中和任重道遠(yuǎn)。我國目前絕對碳排放量較高，需要減排幅度較大?？v向比較：中國2010年二氧化碳排放量約78億噸，雖然近十年爬升速度有所減緩但碳排放量仍居高不下，2020年我國二氧化碳排放約97億噸。同時(shí)，根據(jù)聯(lián)合國發(fā)布的2020年排放報(bào)告，中國碳排放在2019年位居全球首位，高于世界第二美國，遠(yuǎn)高于世界平均水平，減排壓力較大。從時(shí)間上看，我國實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)剩余時(shí)間較短。“十四五”和“十五五”期間單位GDP的二氧化碳強(qiáng)度下降幅度預(yù)計(jì)保持在20%左右，到2030年即可達(dá)到二氧化碳排放峰值平臺(tái)期；從現(xiàn)在到碳達(dá)峰，我國僅有不到10年時(shí)間；從碳達(dá)峰到碳中和，歐美發(fā)達(dá)國家大概有50年至70年過渡期，而我國僅有30年。在任務(wù)時(shí)間短任務(wù)量較重的壓力下，我國政府制定了一系列相關(guān)政策，對碳排放及氣候變化目標(biāo)提出具體措施，為按時(shí)實(shí)現(xiàn)“在2030年前實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰，2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和”的雙碳目標(biāo)提供重要保障。1.2碳中和推動(dòng)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，新能源運(yùn)營為長期優(yōu)質(zhì)賽道實(shí)現(xiàn)碳中和目標(biāo)關(guān)鍵在于電氣化，并確保大部分電力來源于零碳資源。我國能源結(jié)構(gòu)目前仍以煤炭為主，能源消費(fèi)占比中煤炭仍占50%以上，因此，“零碳電力”為實(shí)現(xiàn)碳中和的重要路徑，未來需從兩方面進(jìn)行改革：1）鋼鐵、水泥、化工等高碳排行業(yè)應(yīng)大幅提升電氣化水平，逐步以電力及氫能代替化石燃料，從而減少煤炭、石油等化石能源的消費(fèi)量減少碳排放。根據(jù)落基山研究所發(fā)布的報(bào)告，到2050年一般工業(yè)終端能源需求中電力占比95%以上，化工、鋼鐵、水泥、交通等高碳排行業(yè)能源需求中電力及氫能占比也將超過50%，轉(zhuǎn)型過程中未來電力需求將大幅提升。2）大幅提升電力中零碳資源占比，轉(zhuǎn)型新能源發(fā)電為實(shí)現(xiàn)“零碳電力”的必由之路。目前供電供熱部門碳排占比仍然較高，從2000年到2018年供電供熱部門排碳占全國各部門總排碳最低占比39.5%，2018年供電供熱排碳占總排碳占比高達(dá)47%，因此實(shí)現(xiàn)碳中和需重點(diǎn)關(guān)注供電供熱部門。而供電供熱部門中，2020年火力發(fā)電供電占比達(dá)到總發(fā)電量的68.5%，若要改善供熱供電部門排碳情況，改變能源結(jié)構(gòu)、轉(zhuǎn)型新能源發(fā)電將起決定性作用。根據(jù)落基山研究所預(yù)測，到2050年，我國電力結(jié)構(gòu)中火電裝機(jī)容量及發(fā)電量預(yù)計(jì)于2019年持平，新增裝機(jī)容量以風(fēng)電光伏為主，到2050年清潔能源裝機(jī)及發(fā)電量將分別達(dá)到70%以上和50%以上。在電氣化水平提升和“零碳電力”共同推進(jìn)下，預(yù)計(jì)到2050年，我國能源結(jié)構(gòu)非化石能源占比將超過85%，煤炭比例將降至5%以下，新能源運(yùn)營將成為未來40年長期高成長高景氣賽道。新能源領(lǐng)域早有布局，碳中和目標(biāo)下重要性更加凸顯。早在2015年，國家就有風(fēng)電光伏相關(guān)規(guī)范文件指引行業(yè)發(fā)展；2016年底新能源領(lǐng)域發(fā)展“十三五”規(guī)劃已在相應(yīng)領(lǐng)域做出具體規(guī)劃；之后新能源領(lǐng)域政策指導(dǎo)逐漸完善；新能源發(fā)電運(yùn)營在較短時(shí)間內(nèi)實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)的大背景下的重要性更加凸顯。各省份積極響應(yīng)中央能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型號(hào)召，出臺(tái)相應(yīng)政策支持本省風(fēng)電、光伏發(fā)電運(yùn)營發(fā)展，浙江、甘肅等省份制定了具體的風(fēng)電光伏裝機(jī)容量目標(biāo)，指導(dǎo)本省能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型。政策落實(shí)進(jìn)一步推動(dòng)新能源運(yùn)營賽道發(fā)展。我國風(fēng)電已具備相當(dāng)規(guī)模，裝機(jī)容量全球領(lǐng)先。根據(jù)中電聯(lián)披露，2015年至2021年第一季度，我國風(fēng)電累積裝機(jī)容量持續(xù)擴(kuò)大，裝機(jī)容量由2015年的131.05GW增長至2021年第一季度的287.41GW，保持穩(wěn)定增長，其中，2020年增速較大，同比增長34.05%。

2020年風(fēng)電裝機(jī)容量全面超預(yù)期，主要系國家層面對于新能源戰(zhàn)略的表態(tài)進(jìn)一步明確，宣布碳達(dá)峰、碳中和“3060目標(biāo)”，增強(qiáng)行業(yè)發(fā)展信心，企業(yè)大規(guī)模擴(kuò)產(chǎn)，裝機(jī)容量迅速提升。在全球范圍內(nèi)進(jìn)行橫向比較，我國新增及累計(jì)裝機(jī)容量均位于全球前列。根據(jù)GWEC的統(tǒng)計(jì)，陸上風(fēng)電總裝機(jī)容量全球第一，占全球總裝機(jī)容量的39.82%；海上風(fēng)電總裝機(jī)容量占全球總裝機(jī)容量的29.09%，僅次于英國。光伏方面，我國光伏產(chǎn)業(yè)在優(yōu)惠政策及成本下降、經(jīng)濟(jì)性提升的市場下高速發(fā)展。截止2021年第一季度，我國光伏累積裝機(jī)容量達(dá)259.02GW，較2015年增長了215.47GW，其中近幾年在新增裝機(jī)中雖仍以集中式光伏為主，但分布式光伏占比有所提升，2020年分布式光伏占比為32%，較2017年之前大幅增長，未來分布式光伏將成新的發(fā)展趨勢。在全球范圍內(nèi)，我國光伏新增裝機(jī)占比較高，2020年國內(nèi)新增裝機(jī)占全球新增裝機(jī)總量近40%，光伏裝機(jī)增速全球領(lǐng)先。政策推動(dòng)疊加技術(shù)進(jìn)步，我國新能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)已迎來高速發(fā)展期，未來十年將迎來投產(chǎn)高峰。根據(jù)國家能源局發(fā)布的《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）》，要求到2021年，全國風(fēng)電、光伏發(fā)電發(fā)電量占全社會(huì)用電量的比重達(dá)到11%左右，后續(xù)逐年提高，到2025年達(dá)到16.5%左右。由此可見，新能源發(fā)電已成趨勢，發(fā)展空間潛力巨大?；诖?，我們預(yù)計(jì)2021年新能源發(fā)電量占比為11%，2025年新能源發(fā)電量占比為16.5%。同時(shí)，根據(jù)南方電網(wǎng)發(fā)布的《數(shù)字電網(wǎng)推動(dòng)構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)白皮書》，2030年新能源發(fā)電量占比有望達(dá)到25%。其他假設(shè)：

假設(shè)一：根據(jù)近年來總發(fā)電量的情況，我們預(yù)計(jì)2021年總發(fā)電量將以6%的增速增加，2022-2030年以4%的增速增長；

假設(shè)二：新能源裝機(jī)容量中，假設(shè)風(fēng)電和光伏裝機(jī)容量分別占比60%、40%；

假設(shè)三：根據(jù)中電聯(lián)的預(yù)測，到2021年底全國發(fā)電裝機(jī)容量23.7億千瓦，同比增速7.7%左右，基于此我們預(yù)測未來到2025年，總裝機(jī)容量每年增速約為8%，2026-2030年總裝機(jī)容量同比增速約為6%。預(yù)計(jì)到2025年，總裝機(jī)容量為32.2億千瓦，2030年總裝機(jī)容量為43.1億千瓦。根據(jù)中電聯(lián)發(fā)布的數(shù)據(jù)，到2020年我國新能源裝機(jī)容量占比已達(dá)到24.3%，我們根據(jù)以上假設(shè)進(jìn)行測算，到2030年新能源裝機(jī)占比有望接近50%。分板塊看，預(yù)計(jì)風(fēng)電裝機(jī)容量到2025、2030年有望達(dá)到5.3億千瓦和10.1億千瓦，較2020年分別增長89.3%和261.8%；預(yù)計(jì)光伏裝機(jī)容量到2025、2030年有望達(dá)到5.9億千瓦和11.0億千瓦，較2020年分別增長132.8

%和334.4%。1.3全國碳交易市場正式上線，推動(dòng)發(fā)電企業(yè)新能源轉(zhuǎn)型碳中和目標(biāo)下，為推動(dòng)能源轉(zhuǎn)型，碳交易市場應(yīng)運(yùn)而生。碳交易是指在交易主體企業(yè)在碳交易市場上對標(biāo)的碳排放權(quán)進(jìn)行交易。為從根本上解決因溫室氣體排放造成的環(huán)境問題、控制溫室氣體排放情況，碳排放權(quán)的概念應(yīng)運(yùn)而生：排碳企業(yè)排放一定量的溫室氣體的權(quán)利，是具有價(jià)值的資產(chǎn)，可以在相應(yīng)市場上進(jìn)行交易。碳交易起源于1997年簽訂的《京都議定書》，CO2

的排放權(quán)同等其他污染物排放權(quán)交易。碳排配額富于的企業(yè)可以在碳交易市場上出售富余配額，而排放超過自己已有配額的企業(yè)則可以在碳交易市場上購入相應(yīng)配額。目前我國碳交易標(biāo)的主要為碳排放權(quán)，全國碳交易市場開放后交易標(biāo)的主要為中國碳排放配額CEA，各試點(diǎn)市場如上海碳交易市場為SHEA；國家核證自愿減排量CCER（通過實(shí)施項(xiàng)目削減溫室氣體而獲得的減排憑證）也可參與碳市場交易。我國碳交易市場試點(diǎn)于2011年啟動(dòng)。2011年10月29日，

國家發(fā)改委辦公廳發(fā)出《關(guān)于開展碳排放權(quán)交易試點(diǎn)工作的通知》，同意在北京、上海、天津、重慶、湖北、廣東、深圳七省市分別建立七大碳交易試點(diǎn)市場。2016年12月22日，福建碳交易市場作為國內(nèi)第8個(gè)碳交易試點(diǎn)啟動(dòng)。在碳中和目標(biāo)及政策推動(dòng)下全國碳市場開啟，2021年7月16日，全國碳交易市場正式開放，2021年首批納入電力行業(yè)，我國碳達(dá)峰碳中和歷程進(jìn)入了新的階段。全國碳交易市場與各試點(diǎn)市場在覆蓋行業(yè)、分配方式等方面有一定區(qū)別。覆蓋行業(yè)方面，八個(gè)試點(diǎn)碳交易市場幾乎都覆蓋了電力、熱力、鋼鐵、建材等高排放行業(yè)；但目前生態(tài)環(huán)境部僅向發(fā)電行業(yè)分配二氧化碳排放配額，故全國碳交易市場今年只覆蓋發(fā)電行業(yè)。配額分配機(jī)制方面，試點(diǎn)市場中除重慶市采取完全免費(fèi)分配配額外，其他省市都采取免費(fèi)分配與拍賣相結(jié)合的方式；全國市場2019-2020年對電力行業(yè)實(shí)行配額免費(fèi)分配，未來可能以免費(fèi)分配為主，可根據(jù)國家有關(guān)要求適時(shí)引入有償分配。市場調(diào)節(jié)方面，部分試點(diǎn)市場通過預(yù)留配額進(jìn)行拍賣調(diào)節(jié)，全國市場同意生態(tài)環(huán)境部作為市場主體通過公開市場操作或調(diào)節(jié)CCER使用方式等措施，保證必要的市場調(diào)節(jié)。全國碳交易市場2021年7月16日開始正式上線交易。由于全國碳市場目前上線僅一月左右，價(jià)格波動(dòng)幅度較大，但整體有一定上漲趨勢。7月16日當(dāng)天CEA收盤價(jià)為最低51.23元/噸，至今最高收盤價(jià)為8月4日58.7元/噸。7月16日全國碳交易市場啟動(dòng)當(dāng)天實(shí)現(xiàn)至今最高CEA成交量410.4萬噸，近日成交量較低，未來碳市場成交量有望回穩(wěn)。碳交易將驅(qū)動(dòng)火電企業(yè)向新能源方向轉(zhuǎn)型。根據(jù)碳排放權(quán)交易體制，各發(fā)電企業(yè)獲得一定碳排放配額，排放量超額的發(fā)電企業(yè)須在碳市場中購買配額，從而導(dǎo)致發(fā)電成本上升。當(dāng)發(fā)電企業(yè)外購碳排放配額成本高于自身減排成本，企業(yè)趨向于主動(dòng)減排，倒逼高排放發(fā)電企業(yè)增加新能源裝機(jī)。短期來看，碳交易體系為清潔高效發(fā)電企業(yè)提供激勵(lì)機(jī)制；長期來看，碳交易體系影響了未來電力行業(yè)投資方向，使長期投資更趨向于清潔低碳，在市場機(jī)制下提升新能源占比，助力實(shí)現(xiàn)碳中和，新能源運(yùn)營及相關(guān)板塊有望持續(xù)獲益。根據(jù)《中國電力行業(yè)碳排放達(dá)峰及減排潛力分析》，在既有政策背景下，到2035年，風(fēng)光發(fā)電量占比預(yù)計(jì)達(dá)到25%；在強(qiáng)化政策情景下有望達(dá)到40%，新能源發(fā)電將成為未來高增長行業(yè)，將帶動(dòng)新能源運(yùn)營商、儲(chǔ)能、電網(wǎng)等多個(gè)相關(guān)產(chǎn)業(yè)發(fā)展。2.

降本增效迎平價(jià)時(shí)代，新能源方興未艾2.1.

成本端：發(fā)電成本持續(xù)下行，看好未來盈利空間增厚2.1.1.

陸上風(fēng)電：行業(yè)發(fā)展趨于成熟，發(fā)電成本具備競爭力陸上風(fēng)電技術(shù)成熟推動(dòng)度電成本持續(xù)下降。陸上風(fēng)電的主要成本為風(fēng)機(jī)、建筑工程費(fèi)用及塔筒，其中風(fēng)機(jī)成本占比接近50%。隨著陸上風(fēng)電技術(shù)的不斷成熟，我國陸上風(fēng)電成本持續(xù)下行。根據(jù)IRENA披露數(shù)據(jù)顯示，2010-2019年間，我國陸上風(fēng)電LCOE由0.07USD/kWh下降至0.047USD/kWh，西北部地區(qū)由于具有利用小時(shí)數(shù)優(yōu)勢，度電成本較低。未來度電成本仍有下行趨勢，平價(jià)時(shí)代下仍有盈利空間。發(fā)電成本下降幅度較大，陸上風(fēng)電已基本具備平價(jià)條件，市場對陸上風(fēng)電“斷奶”后仍具有較好競爭力，盈利能力持續(xù)向好。同時(shí)，根據(jù)《中國新能源發(fā)電分析報(bào)告2020》，技術(shù)進(jìn)步背景下我國陸上風(fēng)電仍有一定降本空間，到2025年我國陸上風(fēng)電平均度電成本有望降至0.241-0.447元/千瓦時(shí)。成本端呈持續(xù)下行趨勢，陸上風(fēng)電盈利能力仍有較大提升空間。根據(jù)北極星電力網(wǎng)披露的數(shù)據(jù)，目前我國陸上風(fēng)電平均初始投資成本約為7000-8000元/千瓦，上游產(chǎn)業(yè)技術(shù)進(jìn)步+成本下行背景下，陸上風(fēng)電初始投資成本有望進(jìn)一步壓縮。根據(jù)《中國新能源發(fā)電分析報(bào)告2020》，對標(biāo)度電成本下降空間，我們預(yù)計(jì)“十四五”期間初始投資成本約有20%的下降空間。根據(jù)一系列已披露數(shù)據(jù)及部分假設(shè)，我們測算了陸上風(fēng)電行業(yè)目前及2025年平均度電成本及項(xiàng)目IRR水平，以50MW的項(xiàng)目為例，目前在補(bǔ)貼退坡情況下陸上風(fēng)電項(xiàng)目IRR水平較低，約為6%，到2025年在投資成本下降情況下項(xiàng)目IRR水平預(yù)計(jì)達(dá)到13%，初始投資成本對于項(xiàng)目IRR水平影響顯著。重要假設(shè)：1）

陸上風(fēng)電項(xiàng)目建設(shè)周期相對較短，我們假設(shè)項(xiàng)目建設(shè)周期為1年，運(yùn)營周期為20年。

2）

根據(jù)國家能源局披露的數(shù)據(jù)，2020年我國風(fēng)電平均利用小時(shí)數(shù)為2097小時(shí)，且過去幾年利用小時(shí)水平較為穩(wěn)定，我們假設(shè)利用小時(shí)數(shù)保持不變。

3）假設(shè)每年運(yùn)維成本占陸上風(fēng)電總成本的25%。

4）目前陸上風(fēng)電已實(shí)現(xiàn)平價(jià)，上網(wǎng)電價(jià)參考全國平均燃煤標(biāo)桿電價(jià)，以0.38元/千瓦時(shí)（稅前）進(jìn)行計(jì)算。

5）假設(shè)風(fēng)電建設(shè)自有資金占比20%，大型風(fēng)電運(yùn)營企業(yè)融資成本較低，我們假設(shè)項(xiàng)目貸款利率為4%，還款期限以10年進(jìn)行計(jì)算。2.1.2.

海上風(fēng)電：風(fēng)機(jī)大型化助力海上風(fēng)電成本下行，“十四五”平價(jià)可期海上風(fēng)能單位成本造價(jià)更為高昂，但隨著技術(shù)提升開發(fā)成本存在較大下行空間。海上風(fēng)電造價(jià)由2010年的23700元/千瓦左右逐步下降，據(jù)國家能源信息平臺(tái)披露，當(dāng)前重點(diǎn)省份海上風(fēng)電工程造價(jià)范圍在14000-18000元/千瓦之間。其中，海上風(fēng)電行業(yè)比較成熟的江蘇單位造價(jià)成本約為14000元/千瓦，而廣東和福建地區(qū)建造成本則在16000-18000元/千瓦。與陸上風(fēng)電相比，海上風(fēng)電造價(jià)成本較高，未來降本空間較大。據(jù)北極星電力網(wǎng)顯示，海上風(fēng)電場成本中設(shè)備購臵費(fèi)占50%，設(shè)備購臵費(fèi)中主要以風(fēng)機(jī)及塔筒為主。從降本驅(qū)動(dòng)因素來看，一方面，風(fēng)機(jī)機(jī)組價(jià)格下降將有望加速總安裝成本的降低。根據(jù)北極星電力網(wǎng)披露，我國風(fēng)機(jī)歷史招標(biāo)價(jià)格呈下降趨勢。其中，受補(bǔ)貼政策的影響，2015年及2020年發(fā)生兩次搶裝潮推動(dòng)風(fēng)機(jī)價(jià)格短期內(nèi)有所上升，但隨著我國設(shè)備制造技術(shù)的提升，風(fēng)機(jī)機(jī)組價(jià)格下降將繼續(xù)加速總安裝成本的降低。另一方面，風(fēng)機(jī)大型化趨勢有助于海上風(fēng)電進(jìn)一步降本增效。從風(fēng)電機(jī)組平均單機(jī)容量來看，單機(jī)容量正逐步擴(kuò)大。據(jù)CWEA披露，2019年中國新增裝機(jī)的風(fēng)電機(jī)組平均單機(jī)容量為2454kW，同比增長12.4%，主流的單機(jī)容量已完成從2MW級(jí)到3.XMW級(jí)的轉(zhuǎn)變。2020年7月，國內(nèi)首臺(tái)10MW海上風(fēng)電機(jī)組日前在三峽集團(tuán)福建福清興化灣二期海上風(fēng)電場成功并網(wǎng)發(fā)電，這是目前我國自主研發(fā)的單機(jī)容量亞太地區(qū)最大、全球第二大的海上風(fēng)電機(jī)組。標(biāo)志著我國進(jìn)一步向大兆瓦海上風(fēng)電機(jī)組邁進(jìn)，降本增效未來可期。從風(fēng)輪直徑來看，風(fēng)電機(jī)組的風(fēng)輪直徑提升趨勢同樣顯著。截至

2019

年底，新增風(fēng)機(jī)組平均風(fēng)輪直徑為

143m，較

2018年增加

23m。風(fēng)輪直徑的不斷增大，有助于提升風(fēng)機(jī)整體功率。根據(jù)《海上風(fēng)電回顧與展望2020》披露的數(shù)據(jù)，2019年我國海上風(fēng)電新增機(jī)組平均單機(jī)功率達(dá)到4240kW，較2014年增長了382kW。根據(jù)風(fēng)機(jī)整機(jī)制造商推出的多款海上風(fēng)機(jī)新機(jī)型數(shù)據(jù)來看，其中最小的風(fēng)輪直徑也是141m，普遍單機(jī)容量機(jī)組也集中在6MW以上，未來風(fēng)機(jī)大型化大勢所趨，降本增效指日可待。海上風(fēng)電目前還未實(shí)現(xiàn)平價(jià)，但降本空間較大，平價(jià)上網(wǎng)指日可待。從成本驅(qū)動(dòng)端來看，根據(jù)上述分析，海上風(fēng)能未來可以通過提高風(fēng)輪直徑、單機(jī)容量和工程水平等風(fēng)力發(fā)電技術(shù)來進(jìn)一步降本增效。未來隨著海上風(fēng)電建設(shè)的規(guī)?；l(fā)展，根據(jù)《“十四五”中國海上風(fēng)電發(fā)展關(guān)鍵問題》的預(yù)測，我國海上風(fēng)電初始投資工程造價(jià)有望下降20%左右，2025年下降至12000~15000元/千瓦，2019年平均度電成本為0.614元/千瓦時(shí)，到2025年預(yù)期下降至0.37～0.523元/千瓦時(shí)。2.1.3.

光伏：上游各環(huán)節(jié)成本下降+效率提升，LCOE下行趨勢不減行業(yè)持續(xù)降本增效，光伏發(fā)電經(jīng)濟(jì)性愈發(fā)凸顯。光伏產(chǎn)業(yè)鏈主要分為5個(gè)環(huán)節(jié)，上游包括硅料和硅片，中游包括光伏電池片和組件，下游主要為光伏發(fā)電應(yīng)用系統(tǒng)。從成本拆分來看，光伏組件成本為地面光伏電站項(xiàng)目成本的主要來源，占其67%。同時(shí)根據(jù)索比光伏網(wǎng)的中下游成本拆分，在組件環(huán)節(jié)中，電池片的成本占比超過60%，電池片環(huán)節(jié)中70%的成本來源于硅片，而硅片的最主要成本為硅料。因此產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)成本的下行、電池片光電轉(zhuǎn)換效率的提升都有助于降低光伏度電成本。從過去價(jià)格趨勢看，光伏產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)價(jià)格整體呈現(xiàn)明顯下降趨勢。據(jù)Wind披露，截止2021年8月9日，電池片價(jià)格指數(shù)為19.66，硅片價(jià)格指數(shù)為40.89，較2014年大幅下降，從而帶動(dòng)組件成本持續(xù)下降。2020下半年，上游硅料等原材料出現(xiàn)供不應(yīng)求、價(jià)格上漲的情況，導(dǎo)致光伏組件價(jià)格以及發(fā)電系統(tǒng)投資成本上漲。但2021年隨著新建產(chǎn)能的逐步釋放，上游各環(huán)節(jié)價(jià)格已有回落趨勢，組件價(jià)格將逐步回落至合理水平，光伏系統(tǒng)成本有望逐步下降。從硅料環(huán)節(jié)看，多晶硅生產(chǎn)線設(shè)備投資成本逐年下降。三氯氫硅西門子法是當(dāng)前以及未來最主流的多晶硅生產(chǎn)工藝，2020年該方法產(chǎn)出的棒狀硅約占全國總產(chǎn)量的97.2%。隨著生產(chǎn)設(shè)備技術(shù)和工藝的提升和單體規(guī)模的增長，多晶硅生產(chǎn)線設(shè)備投資成本將逐年下降，2020年為1.02億元/千噸，預(yù)計(jì)2030年將下降至0.89

億元/千噸。根據(jù)上述成本分析，目前海上風(fēng)電度電成本仍然較高，暫未實(shí)現(xiàn)平價(jià)。但根據(jù)政策，2022年及之后并網(wǎng)的海上風(fēng)電項(xiàng)目將不再享有國家補(bǔ)貼，按燃煤標(biāo)桿電價(jià)上網(wǎng)，對2022年及之后投運(yùn)項(xiàng)目的盈利能力有暫時(shí)性影響。具體來看，2014年發(fā)布《關(guān)于海上風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知》，規(guī)定2017年以前投運(yùn)的近海風(fēng)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)為0.85元/千瓦時(shí)，潮間帶風(fēng)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)為0.75元/千瓦時(shí)。2016年，《關(guān)于調(diào)整光伏發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的通知》印發(fā)，規(guī)定2017年和2018年的海上風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)不作調(diào)整。2021年6月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于2021年新能源上網(wǎng)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》，通知提出對于新核準(zhǔn)海上風(fēng)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)由當(dāng)?shù)厥〖?jí)價(jià)格主管部門制定。從電池環(huán)節(jié)看，光伏電池的轉(zhuǎn)換效率預(yù)計(jì)持續(xù)提升，單位產(chǎn)能設(shè)備投資額有望持續(xù)下降。目前市場上的光伏電池主要為晶硅電池，2008年以來各種晶硅電池的轉(zhuǎn)換效率呈現(xiàn)明顯的增長趨勢，其中采用PERC技術(shù)規(guī)?；a(chǎn)的P型單晶電池，2020年的平均轉(zhuǎn)換效率達(dá)到22.8%，較2019年增長0.5%，先進(jìn)企業(yè)的轉(zhuǎn)換效率可達(dá)23%；PERC黑硅多晶電池片和常規(guī)黑硅多晶電池轉(zhuǎn)換效率分別達(dá)到20.8%和19.4%。各種光伏電池技術(shù)平均轉(zhuǎn)化效率在未來10年都將逐步提升，其中異質(zhì)結(jié)電池的效率最高，中國光伏行業(yè)協(xié)會(huì)預(yù)測未來其市占率將持續(xù)增長。此外，目前我國新投產(chǎn)電池以PERC為主，2020年其設(shè)備投資成本為22.5萬元/MW，較2019年下降25.7%，預(yù)測未來隨著技術(shù)的提高，單位產(chǎn)能設(shè)備投資額有望進(jìn)一步下降。轉(zhuǎn)換效率的提升疊加投資成本的下降，對下游光伏運(yùn)營商而言成本端壓縮空間大，盈利能力具有較大提升空間。從組件和系統(tǒng)環(huán)節(jié)看，受益于上游硅料和硅片價(jià)格的降低以及光伏電池轉(zhuǎn)換效率的提升，組件及整體光伏系統(tǒng)的成本預(yù)期持續(xù)下行。組件成本中60%來源于電池，同時(shí)組件整體轉(zhuǎn)換效率隨著電池效率而提升。根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會(huì)數(shù)據(jù)披露，2020年采用166、182、210mm尺寸PERC單晶電池的組件功率已分別達(dá)到450W、540W、540W，且預(yù)計(jì)在2030年達(dá)到480W、570W、575W。因此，光伏產(chǎn)業(yè)鏈下游系統(tǒng)的造價(jià)有望進(jìn)一步降低。2020年我國地面光伏系統(tǒng)和工商業(yè)分布式光伏系統(tǒng)的初始全投資成本分別約為3.99元/W和3.38元/W，據(jù)《中國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線圖（2020年版）》預(yù)測，2021年隨著硅料和組件價(jià)格回歸合理水平，我國地面光伏系統(tǒng)和分布式光伏系統(tǒng)初始全投資成本預(yù)期將分別下降至3.81元/W和3.24元/W，到2030年分別降至3.15元/W和2.69元/W。受益于上游各環(huán)節(jié)成本下降+效率提升，我國近年光伏發(fā)電LCOE持續(xù)快速下降，未來有望維持下行趨勢。根據(jù)可再生能源署IRENA披露，2012-2019年期間，用戶側(cè)光伏發(fā)電LCOE由0.162

USD/kWh下降至0.067

USD/kWh，工商業(yè)側(cè)光伏發(fā)電LCOE由0.147

USD/kWh下降至0.064

USD/kWh。光伏發(fā)電經(jīng)濟(jì)性明顯提升，競爭力持續(xù)向好。根據(jù)《中國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線圖（2020年版）》全投資模型下的估算，我國地面光伏電站在1500小時(shí)等效利用小時(shí)數(shù)的

LCOE為0.24元/kWh；目前分布式光伏主要集中在山東、河北、河南等省份，大部分擁有在1000小時(shí)左右的等效利用小時(shí)數(shù)，2020年估算的LCOE為0.31元/kWh；同時(shí)根據(jù)《中國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線圖（2020年版）》估算，未來10年兩種光伏電站的LCOE都將持續(xù)下降，尤其利用小時(shí)數(shù)較低的電站降本空間更大。2.2.

價(jià)格端：國補(bǔ)取消是雙刃劍，平價(jià)后盈利質(zhì)量有望提升陸上風(fēng)電及光伏標(biāo)桿電價(jià)持續(xù)下行，目前已基本實(shí)現(xiàn)平價(jià)。陸上風(fēng)電方面，風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)的標(biāo)桿化始于2009年，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于完善風(fēng)力發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知》，將全國陸上風(fēng)電分為I-IV四類風(fēng)能資源區(qū)，相應(yīng)標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)分別為0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦時(shí)。2014-2016年，國家發(fā)改委根據(jù)風(fēng)電行業(yè)發(fā)展情況，對陸上風(fēng)電的標(biāo)桿電價(jià)進(jìn)行了3次降價(jià)調(diào)整。2021年6月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于2021年新能源上網(wǎng)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》，通知提出對于新核準(zhǔn)陸上風(fēng)電項(xiàng)目不再進(jìn)行補(bǔ)貼，實(shí)行平價(jià)上網(wǎng)。目前，我國各省市陸續(xù)推進(jìn)風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目，根據(jù)國家發(fā)改委披露，2020年全國風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目規(guī)劃共計(jì)158個(gè)，裝機(jī)容量達(dá)1139.67萬千瓦。光伏發(fā)電方面電價(jià)經(jīng)歷多次降價(jià)調(diào)整，補(bǔ)貼加速退坡。光伏發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的制定始于2011年7月公布的《關(guān)于完善太陽能光伏發(fā)電項(xiàng)目實(shí)行全國統(tǒng)一的標(biāo)策的通知》。通知規(guī)定，2011年7月1日及以后核準(zhǔn)的太陽能光伏發(fā)電項(xiàng)目，以及2011年7月1日之前核準(zhǔn)但截至2011年12月31日仍未建成投產(chǎn)的太陽能光伏發(fā)電項(xiàng)目，除西藏仍執(zhí)行每千瓦時(shí)1.15元的上網(wǎng)電價(jià)外，其余?。▍^(qū)、市）上網(wǎng)電價(jià)均按每千瓦時(shí)1元執(zhí)行。2013年8月發(fā)布通知，將全國分為三類太陽能資源區(qū)，規(guī)定I-III類資源區(qū)光伏電站標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)分別為0.90、0.95、1.00元/千瓦時(shí)。2015-2020年，根據(jù)國家發(fā)改委每年出臺(tái)的相關(guān)政策文件，普通光伏電站上網(wǎng)電價(jià)和常規(guī)分布式發(fā)電小牧補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)逐年降低。2021年最新出臺(tái)《關(guān)于2021年新能源上網(wǎng)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》，提出，對新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項(xiàng)目不再補(bǔ)貼，實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。根據(jù)上述成本分析，目前海上風(fēng)電度電成本仍然較高，暫未實(shí)現(xiàn)平價(jià)。但根據(jù)政策，2022年及之后并網(wǎng)的海上風(fēng)電項(xiàng)目將不再享有國家補(bǔ)貼，按燃煤標(biāo)桿電價(jià)上網(wǎng)，對2022年及之后投運(yùn)項(xiàng)目的盈利能力有暫時(shí)性影響。具體來看，2014年發(fā)布《關(guān)于海上風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知》，規(guī)定2017年以前投運(yùn)的近海風(fēng)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)為0.85元/千瓦時(shí)，潮間帶風(fēng)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)為0.75元/千瓦時(shí)。2016年，《關(guān)于調(diào)整光伏發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的通知》印發(fā)，規(guī)定2017年和2018年的海上風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)不作調(diào)整。2021年6月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于2021年新能源上網(wǎng)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》，通知提出對于新核準(zhǔn)海上風(fēng)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)由當(dāng)?shù)厥〖?jí)價(jià)格主管部門制定。經(jīng)測算，我國海上風(fēng)電有望于2025年實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。根據(jù)中國海洋工程咨詢協(xié)會(huì)海上風(fēng)電分統(tǒng)計(jì)的歐洲各國近六年海上風(fēng)電申報(bào)電價(jià)變化，英國降幅最大，6年達(dá)到49.5%，年均8.3%，丹麥降幅最低，6年40%，年均降幅約5%；隨著我國海上風(fēng)電發(fā)展日漸成熟，海上風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)下降趨勢有望加快，假設(shè)以歐洲近六年申報(bào)電價(jià)下降幅度為基準(zhǔn)，若降幅理想，則我國海上風(fēng)電有望于2025年實(shí)現(xiàn)平價(jià)。補(bǔ)貼取消是雙刃劍：一方面將對新投建項(xiàng)目盈利能力造成暫時(shí)性影響，另一方面，補(bǔ)貼取消后企業(yè)盈利質(zhì)量有望提升。由于補(bǔ)貼取消后，新能源發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)按當(dāng)?shù)厝济簷C(jī)組電價(jià)確定，上網(wǎng)電價(jià)大幅下降，目前陸上風(fēng)電及光伏發(fā)電度電成本與燃煤機(jī)組標(biāo)桿電價(jià)差距較小，海上風(fēng)電度電成本甚至遠(yuǎn)高于燃煤機(jī)組標(biāo)桿電價(jià)，新能源運(yùn)營企業(yè)投產(chǎn)項(xiàng)目盈利能力將大受影響。我們以受補(bǔ)貼取消影響最大的海上風(fēng)電板塊為例，對其測算了有補(bǔ)貼項(xiàng)目（2021年及之前并網(wǎng)項(xiàng)目）、補(bǔ)貼取消后（2022年及之后并網(wǎng)項(xiàng)目）和實(shí)現(xiàn)平價(jià)后（2025年左右）三種情況下我國海上風(fēng)電項(xiàng)目平均IRR水平：

由于福建省地理位臵特殊，受亞熱帶季風(fēng)氣候和“狹管效應(yīng)”的影響平均風(fēng)速較大，利用小時(shí)數(shù)遠(yuǎn)高于全國平均，因此福建地區(qū)海上風(fēng)電項(xiàng)目IRR較高，我們將對其進(jìn)行單獨(dú)分析。

根據(jù)上述成本端分析，我國海上風(fēng)電平均單位千瓦造價(jià)在14000-18000之間，福建省單位千瓦造價(jià)在16000-18000之間，對于2021年及之前并網(wǎng)項(xiàng)目，我們假設(shè)全國平均和福建省單位千瓦造價(jià)分別為17000元和18000元。同時(shí)，根據(jù)《“十四五”中國海上風(fēng)電發(fā)展關(guān)鍵問題》預(yù)測，十四五期間我國海上風(fēng)電項(xiàng)目造價(jià)有望下降20%。利用小時(shí)數(shù)方面，根據(jù)《海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展思路與對策建議》，全國重點(diǎn)省份（除福建外）海上風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)在2500-3000之間，福建省利用小時(shí)數(shù)在3500以上，因此全國平均及福建省利用小時(shí)數(shù)以2900小時(shí)和3500小時(shí)進(jìn)行計(jì)算。未來海上風(fēng)電技術(shù)發(fā)展趨于成熟，利用小時(shí)數(shù)有望提升，我們假設(shè)到2025年全國平均和福建省海上風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)分別為3000小時(shí)和3800小時(shí)。

根據(jù)測算，在有補(bǔ)貼情況下我國海上風(fēng)電項(xiàng)目IRR水平較高，達(dá)到22%，補(bǔ)貼取消后項(xiàng)目盈利能力較差I(lǐng)RR為負(fù)，到“十四五”末平價(jià)后項(xiàng)目IRR水平預(yù)計(jì)達(dá)到4%，由于福建省海上風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)較高，平價(jià)后項(xiàng)目IRR有望達(dá)到9%。未來發(fā)電成本持續(xù)下行將推動(dòng)項(xiàng)目IRR進(jìn)一步提升。然而，由于國家補(bǔ)貼存在發(fā)放周期較長、拖欠的問題，嚴(yán)重影響公司的現(xiàn)金流。大部分新能源發(fā)電企業(yè)應(yīng)收賬款數(shù)額大，占流動(dòng)資產(chǎn)比例高。我們篩選了幾家具有代表性的新能源運(yùn)營企業(yè)，對其應(yīng)收賬款情況、應(yīng)收賬款周轉(zhuǎn)天數(shù)及占流動(dòng)資產(chǎn)比重進(jìn)行分析，大部分新能源運(yùn)營企業(yè)應(yīng)收賬款較高，且呈逐步增長態(tài)勢。2020年行業(yè)應(yīng)收賬款平均占比約為50%，應(yīng)收賬款周轉(zhuǎn)天數(shù)高達(dá)276.19天，且補(bǔ)貼拖欠的累積導(dǎo)致應(yīng)收數(shù)額、占比及應(yīng)收賬款周轉(zhuǎn)天數(shù)近年整體呈現(xiàn)上升趨勢，公司的流動(dòng)資產(chǎn)質(zhì)量不容樂觀。2021年補(bǔ)貼取消后，雖然在補(bǔ)貼取消前并網(wǎng)的項(xiàng)目應(yīng)收賬款仍有疊加，但其應(yīng)收賬款占比有望下降，應(yīng)收賬款周轉(zhuǎn)天數(shù)預(yù)計(jì)逐步得到改善，盈利質(zhì)量預(yù)期向好。目前新能源運(yùn)營行業(yè)普遍估值偏低，應(yīng)收賬款較高為其中一方面原因，未來隨著新能源運(yùn)營企業(yè)盈利質(zhì)量向好，估值有望修復(fù)。3.

特高壓線創(chuàng)新+儲(chǔ)能一體化，風(fēng)光消納能力持續(xù)提升3.1.

歷史舉措：電源側(cè)調(diào)峰與特高壓線輸送促消納我國局部地區(qū)存在較為嚴(yán)重的棄風(fēng)棄光問題，主要集中在風(fēng)光資源較好但消納問題較為嚴(yán)重的西北部地區(qū)，主要問題在于消納其核心矛盾在于發(fā)電和負(fù)荷的空間不匹配，西北地區(qū)可再生能源稟賦豐富，而用電需求有限，在外送通道仍需發(fā)展的情況下，無法大規(guī)模消納本地區(qū)新能源發(fā)電。因此，增加就地消納與擴(kuò)大向外輸送是我國緩解棄風(fēng)棄電問題的主要解決方法。近年來，我國頻頻出臺(tái)促進(jìn)可再生能源消納和優(yōu)先發(fā)電的政策，政策優(yōu)勢有望提升新能源發(fā)電企業(yè)盈利能力。為緩解棄風(fēng)棄光問題，我國采取了系列措施。一方面，通過電源側(cè)調(diào)峰，提升電力系統(tǒng)靈活性，進(jìn)而緩解風(fēng)光發(fā)電的不穩(wěn)定性與隨機(jī)波動(dòng)性等問題。電力系統(tǒng)靈活性主要體現(xiàn)在，當(dāng)不確定性因素造成系統(tǒng)電力供大于求時(shí)，系統(tǒng)可以“向下調(diào)節(jié)”減少出力，從而減少棄風(fēng)棄光問題；當(dāng)供不應(yīng)求時(shí)，系統(tǒng)通過“向上調(diào)節(jié)”增加出力，從而滿足負(fù)荷。由于風(fēng)光存在一定穩(wěn)定性不足的問題，因此，需要火電、水電等輸出穩(wěn)定的常規(guī)機(jī)組提供大量調(diào)峰、調(diào)壓、備用等輔助服務(wù)。一般來說，主要的調(diào)峰方式有以下幾種：1）抽水蓄能電廠改發(fā)電機(jī)狀態(tài)為電動(dòng)機(jī)狀態(tài)；2）水電機(jī)組減負(fù)荷調(diào)峰或停機(jī)；3）燃油

(氣）機(jī)組減負(fù)荷；4）燃煤機(jī)組減負(fù)荷、啟停調(diào)峰、少蒸汽運(yùn)行；5）核電機(jī)組減負(fù)荷調(diào)峰等。另一方面，技術(shù)實(shí)現(xiàn)突破，多條特高壓輸電線路投入運(yùn)營，資源分布不均衡情況有效緩解。從技術(shù)層面來看，特高壓作為一種能遠(yuǎn)距離、大容量、低損耗電力運(yùn)輸?shù)碾娋W(wǎng)技術(shù)，能有效化解我國能源資源分布不均衡的情況。據(jù)國家能源局披露，2020年我國特高壓線路共計(jì)22條，較2016年增長了11條。同時(shí)，特高壓線路輸送電量呈穩(wěn)定增長趨勢，年輸送量分別為233.9、3007.5、3982.7、4485及5318萬千瓦時(shí)，其中，可再生能源年輸送量由1724.5億千瓦時(shí)（2016年）增長至2441億千瓦時(shí)（2020年）。我國特高壓技術(shù)方面取得重大突破，有助于進(jìn)一步改善棄風(fēng)棄光問題。全國棄風(fēng)棄光率實(shí)現(xiàn)“雙降”，未來風(fēng)光發(fā)電持續(xù)向好。根據(jù)國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，2016-2020年，棄風(fēng)電量分別為497、419、277、169、166億千瓦時(shí)，棄風(fēng)率分別為17%、12%、7%、4%及3.39%。棄風(fēng)電量持續(xù)下降；同時(shí)，棄光電量由70.42億千瓦時(shí)（2016年）下降至52.6億千瓦時(shí)（2020年），2020年棄光率為2%，較2016年下降了8.3%。從重點(diǎn)區(qū)域來看，新疆、甘肅地區(qū)棄風(fēng)率分別由2016年的38%、43%下降至10.3%、6.4%；棄光率分別由2016年的32.23%、30.45%下降至4.6%、2.2%。西北部地區(qū)風(fēng)光資源較好但棄風(fēng)棄光問題較為嚴(yán)重，主要問題在于消納，在棄風(fēng)棄光問題得到明顯改善后

，有助于提升新能源發(fā)電企業(yè)盈利能力。3.2.

未來方向：風(fēng)光儲(chǔ)一體化迎可再生電力時(shí)代儲(chǔ)能配臵，助力風(fēng)光消納問題。隨著可再生能源滲透率不斷提升，僅靠電源側(cè)調(diào)峰難以滿足電力系統(tǒng)穩(wěn)定性，儲(chǔ)能配臵進(jìn)一步穩(wěn)定電力系統(tǒng)。根據(jù)在電力系統(tǒng)中接入位臵、服務(wù)對象及投資主體不同，儲(chǔ)能應(yīng)用場景可以分為發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)及電網(wǎng)側(cè)。在發(fā)電側(cè)上儲(chǔ)能系統(tǒng)可以平滑出力波動(dòng)，減少棄風(fēng)棄電；在用戶側(cè)可以通過“谷存峰放”來降低用電成本；在電網(wǎng)側(cè)還存在緩解電網(wǎng)阻塞的優(yōu)勢。目前，各省市陸續(xù)推進(jìn)儲(chǔ)能配套項(xiàng)目，例如近期推進(jìn)的內(nèi)蒙古“生物治沙+鄉(xiāng)村振興+風(fēng)光儲(chǔ)一體化”多產(chǎn)融合基地示范項(xiàng)目、林洋能源與五河縣人民政府共建集中式共享儲(chǔ)能電站項(xiàng)目等，一體化項(xiàng)目逐步上量。未來，風(fēng)光發(fā)電配儲(chǔ)能將成為大趨勢，風(fēng)光消納問題將進(jìn)一步得到緩解。今年以來多項(xiàng)利好儲(chǔ)能相關(guān)政策發(fā)布，進(jìn)一步推動(dòng)儲(chǔ)能未來發(fā)展。7月29日，發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，拉大峰谷電價(jià)價(jià)差，工商業(yè)用電側(cè)儲(chǔ)能配臵需求意愿增強(qiáng)，有望為儲(chǔ)能市場帶來較大增量。除此之外，8月10日發(fā)改委、國家能源局共同印發(fā)《關(guān)于鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，鼓勵(lì)發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰資源，掛鉤比例高的發(fā)電企業(yè)將優(yōu)先并網(wǎng)。政策鼓勵(lì)新能源發(fā)電企業(yè)適當(dāng)承擔(dān)部分新能源并網(wǎng)消納責(zé)任，發(fā)電端儲(chǔ)能配臵需求提升，儲(chǔ)能市場有望持續(xù)擴(kuò)容，利好風(fēng)光等波動(dòng)性電源消納。儲(chǔ)能市場前景廣闊，裝機(jī)規(guī)模的持續(xù)擴(kuò)大將進(jìn)一步緩解新能源發(fā)電消納問題。根據(jù)《儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)研究白皮書2021》披露，2020年，我國新增投運(yùn)的電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目規(guī)模1559.6MW，新增投運(yùn)規(guī)模首次突破GW大關(guān)。白皮書中分別基于保守和理想兩種場景對2021-2025年中國電化學(xué)儲(chǔ)能市場的規(guī)模和發(fā)展趨勢進(jìn)行了預(yù)測，在保守場景下，預(yù)計(jì)在2025年儲(chǔ)能累積裝機(jī)規(guī)模達(dá)到35.5GW，2021-2025年CAGR為57.4%；在理想場景下，受益于“雙碳”目標(biāo)，預(yù)計(jì)2024年和2025年將再形成一輪高增長，累計(jì)規(guī)模分別達(dá)到32.7GW和55.9GW；除此之外，根據(jù)日前國家能源局發(fā)布的《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》，要求到2025年抽水蓄能電站投產(chǎn)總規(guī)模達(dá)62GW，到2030年和2035年分別達(dá)到200GW和300GW，以配合風(fēng)、光在2025年的裝機(jī)目標(biāo)。未來隨著風(fēng)電光伏規(guī)模的擴(kuò)張消納問題依然面臨挑戰(zhàn)，儲(chǔ)能行業(yè)裝機(jī)規(guī)模的擴(kuò)大有望進(jìn)一步解決風(fēng)光消納問題，控制棄風(fēng)棄光率。4.

行業(yè)競爭格局：資源逐漸向龍頭企業(yè)集中4.1.

國企背景+資金實(shí)力，“五大四小”發(fā)電集團(tuán)占據(jù)絕對優(yōu)勢新能源發(fā)電行業(yè)投資規(guī)模大，屬于資金密集型行業(yè)。單個(gè)陸上風(fēng)電或集中式光伏開發(fā)項(xiàng)目通常需幾個(gè)億，甚至十幾億的投資規(guī)模，海上風(fēng)電項(xiàng)目投資規(guī)模則更大。新能源發(fā)電行業(yè)的性質(zhì)決定了發(fā)電企業(yè)需要有強(qiáng)大的資金實(shí)力與集團(tuán)背景，“五大四小”發(fā)電企業(yè)背景與資金實(shí)力雄厚，均為央企或國企，在我國能源企業(yè)中占有絕對的分量。“五大四小”包括：國家能源集團(tuán)、中國華電、中國華能、國家電投和大唐集團(tuán)、華潤電力、國投電力、中廣核、三峽集團(tuán)。從目前已投運(yùn)裝機(jī)規(guī)模來看，“五大四小”發(fā)電集團(tuán)裝機(jī)規(guī)模占比高。根據(jù)公司披露的信息，“五大”集團(tuán)中國家電投集團(tuán)2020年新能源裝機(jī)規(guī)模最高，占全國裝機(jī)比例達(dá)12.61%；其次為國家能源集團(tuán)，占全國裝機(jī)比例達(dá)8.92%?！拔宕笏男　卑l(fā)電集團(tuán)2020年新能源裝機(jī)規(guī)模合計(jì)占比接近50%，已成為國內(nèi)新能源發(fā)電半壁江山。從資源獲取能力來看，“五大四小”集團(tuán)優(yōu)勢明顯，發(fā)電集團(tuán)新能源項(xiàng)目簽約如火如荼，簽約規(guī)模表現(xiàn)突出。據(jù)北極星太陽能光伏網(wǎng)不完全統(tǒng)計(jì)，2020年，“五大四小”發(fā)電集團(tuán)已相繼簽約超47GW清潔能源項(xiàng)目，總投資超2787億元，其中光伏項(xiàng)目(不含風(fēng)光儲(chǔ)一體化、新能源項(xiàng)目)超33GW。由此可見國企背景和雄厚的資金實(shí)力使得集團(tuán)在項(xiàng)目獲取上具備較大優(yōu)勢。

此外，從已獲取的光伏項(xiàng)目情況來看，“五大四小”同樣具有相當(dāng)優(yōu)勢。據(jù)北極星太陽能光伏網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，“五大四小”發(fā)電集團(tuán)在2020年共拿下19.5GW的光伏競價(jià)、平價(jià)項(xiàng)目，占今年全國光伏項(xiàng)目總規(guī)模的28%以上，其中競價(jià)項(xiàng)目11.5GW，平價(jià)項(xiàng)目7.8GW（含競價(jià)轉(zhuǎn)平價(jià)）。國家電投位列榜首，共拿下4.93GW競價(jià)、平價(jià)項(xiàng)目規(guī)模，其次為大唐集團(tuán)，共拿下4.58GW競價(jià)、平價(jià)項(xiàng)目。中廣核作為“四小”集團(tuán)之一，以3.07GW排名第三。4.2.

風(fēng)電：資源稟賦奠定行業(yè)地位在陸上風(fēng)電方面，風(fēng)力發(fā)電極易受到地域資源影響。由于我國風(fēng)能資源主要分布在“三北”地區(qū)、東南部沿海地區(qū)以及青藏高原、云貴高原和華南山脊地區(qū)，因此風(fēng)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展與地域聯(lián)系較為緊密。根據(jù)中電聯(lián)發(fā)布的數(shù)據(jù)，截至2020年底，我國風(fēng)電累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)到2.8億千瓦，同比增長34.6%，新增風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模達(dá)到7176萬千瓦。分地區(qū)看，內(nèi)蒙古以3786萬千瓦時(shí)的風(fēng)電裝機(jī)容量排名全國第一，在全國范圍內(nèi)共有9個(gè)省市風(fēng)電裝機(jī)超過1000萬千瓦。根據(jù)《中國“十四五”電力發(fā)展規(guī)劃研究》，我國風(fēng)電裝機(jī)有望在2025年達(dá)5.4億千瓦，其中陸上風(fēng)電達(dá)5.1億千瓦；將在2035年、2050年分別達(dá)到11.1、19.7億千瓦，其中大部分為陸上風(fēng)電裝機(jī)。因此，陸上風(fēng)電仍未我國未來風(fēng)力發(fā)電行業(yè)主要發(fā)展方向，其中陸上風(fēng)電發(fā)展重點(diǎn)地區(qū)主要分布在新疆、甘肅、蒙東、蒙西、吉林、河北。因此，目前已深耕國內(nèi)陸上風(fēng)電資源豐富地區(qū)多年的新能源企業(yè)未來在項(xiàng)目獲取方面將具備一定先發(fā)優(yōu)勢。在海上風(fēng)電方面，對標(biāo)水電，資源稟賦為決定海上風(fēng)電發(fā)展的重要因素。不同于傳統(tǒng)火電，可再生能源發(fā)電的資源稟賦具有不可復(fù)制性,因此水電與風(fēng)電等可再生能源均對地理位臵有較為嚴(yán)格的要求，我們以目前發(fā)展較為成熟的水電與海上風(fēng)電進(jìn)行對標(biāo)，水能資源在各個(gè)流域存在差別，其主要決定因素包括：1)河流的落差大小，取決于地勢高差大?。?)河流徑流量的大小，取決于降水量的多少。各流域水能資源的差別導(dǎo)致其可開發(fā)裝機(jī)容量有所差異。水電龍頭企業(yè)均具有優(yōu)質(zhì)水利資源的流域開發(fā)權(quán)。金沙江/長江上游、瀾滄江、雅礱江等優(yōu)質(zhì)的水電資源孕育了長江電力、華能水電、國投電力等大型水電企業(yè)。沿海地區(qū)地理位臵優(yōu)越，海陸風(fēng)力資源豐富。根據(jù)《海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展思路與對策建議》，我國沿海省份平均風(fēng)速在6.5-10.0

m/s，平均風(fēng)速較大，風(fēng)向較為穩(wěn)定。對標(biāo)水電，海上風(fēng)電資源優(yōu)劣主要取決于其風(fēng)速，在未來海上風(fēng)電成本逐步降低過程中，風(fēng)速對風(fēng)電盈利能力的影響將更為明顯。我們將國內(nèi)重點(diǎn)沿海省份風(fēng)資源情況與國內(nèi)主要水電基地水資源情況進(jìn)行對標(biāo)可以看出，沿海省份未來可開放裝機(jī)容量大，優(yōu)渥的風(fēng)力資源為分布于沿海省份的公司風(fēng)電的發(fā)展奠定強(qiáng)大基礎(chǔ)?；陲L(fēng)能發(fā)電特有的地域優(yōu)勢，我們梳理了部分以風(fēng)力發(fā)電業(yè)務(wù)為主的新能源發(fā)電企業(yè)的業(yè)務(wù)情況。從表中可以看到，大部分開展風(fēng)能業(yè)務(wù)的公司，其公司或項(xiàng)目所在位臵都位于風(fēng)能資源較為充裕的地區(qū)，地理位臵的優(yōu)勢更有利于公司發(fā)展相應(yīng)業(yè)務(wù)。據(jù)wind披露的數(shù)據(jù)可以看到，龍?jiān)措娏ψ鳛槿蝻L(fēng)電運(yùn)營商巨頭，2020年實(shí)現(xiàn)裝機(jī)容量2500萬千瓦，發(fā)電量達(dá)426.83億千瓦時(shí)。大唐新能源與三峽能源作為“五大四小”發(fā)電集團(tuán)，裝機(jī)規(guī)模也分別達(dá)1123、1189.8萬千瓦。海上風(fēng)電區(qū)域優(yōu)勢更為凸顯。福建省由于亞熱帶季風(fēng)氣候和“狹管效應(yīng)”的影響，風(fēng)資源豐富，近海海域風(fēng)速遠(yuǎn)高于其他沿海省份，在利用小時(shí)數(shù)方面具有絕對優(yōu)勢。海上風(fēng)電資源優(yōu)劣主要取決于其風(fēng)速，在未來海上風(fēng)電成本逐步降低過程中，風(fēng)速對風(fēng)電盈利能力的影響將更為明顯。因此，福能股份與中閩能源兩家扎根于福建省的新能源發(fā)電企業(yè)將直接受益，有望成長為國內(nèi)海上風(fēng)電領(lǐng)域優(yōu)質(zhì)企業(yè)。作為資金密集型行業(yè)，新能源發(fā)電企業(yè)負(fù)債率水平普遍較高。據(jù)wind數(shù)據(jù)披露，大部分以風(fēng)力發(fā)電為主的新能源發(fā)電企業(yè)資產(chǎn)負(fù)債率均比較高，大部分負(fù)債率水平在50%以上，主要系項(xiàng)目建設(shè)融資的需要，福能股份資產(chǎn)負(fù)債率水平相對較低，具有一定優(yōu)勢。從盈利能力來看，節(jié)能風(fēng)電、嘉澤新能、中閩能源及三峽能源的銷售毛利率水平較高，分別達(dá)到52.09%、52.14%、67.70%及57.69%，主要是由于這幾家公司均深耕于新能源發(fā)電業(yè)務(wù)，光伏發(fā)電及風(fēng)電的毛利率水平較高，基本達(dá)到50%以上。而其他企業(yè)存在一定其他業(yè)