新能源發(fā)電行業(yè)專題新時(shí)點(diǎn)成長(zhǎng)脈絡(luò)理順引領(lǐng)電力股價(jià)值重估

新能源發(fā)電行業(yè)專題-新時(shí)點(diǎn)成長(zhǎng)脈絡(luò)理順引領(lǐng)電力股價(jià)值重估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)?shù)厝济喊l(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?，F(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)捤桑L(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?；诖?，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?？傮w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?。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、