1、行業(yè)發(fā)展：雙碳目標(biāo)下，新能源裝機增長為能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn) 型的核心驅(qū)動力
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)型的實質(zhì)是電力結(jié)構(gòu)清潔化轉(zhuǎn)型，而新能源裝機增長則為能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的基石。在“30·60”雙碳背景下，我國目前推動“碳達(dá)峰”、“碳中和”目標(biāo)實現(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)年全社會用電量的 67.9%，同時 2019年電力、熱力等生產(chǎn)的碳排放量占全國排放量的 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占比、提升非化石能源消費比重，國務(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》對我國碳中和實現(xiàn)路徑中的關(guān)鍵時間節(jié)點及對應(yīng)非化石能源消費比重進(jìn)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(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的基石。
新能源裝機增長與消納能力提升為新能源發(fā)電量占比提升的兩重驅(qū)動因素，其 中裝機量增長為主要驅(qū)動力，消納條件為主要限制因素之一。2011-2021 年，我國新能源發(fā)電量占全社會用電量的比重持續(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(fā)電量占比持續(xù)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(tǒng)出力波動，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)事項的通知(征求意見稿)》、《2022 年能源工作指導(dǎo)意見》中對于后續(xù)風(fēng) 電、光伏發(fā)電量占全社會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、平價電站無慮補貼拖欠問題，新建綠電切換為純現(xiàn)金流資產(chǎn)
補貼時代下，新能源補貼拖欠問題影響運營商現(xiàn)金流，對公司內(nèi)生增長能力構(gòu) 成潛在不利影響。以往新能源發(fā)電上網(wǎng)電價包含兩部分：
其一為當(dāng)?shù)厝济好摿驑?biāo)桿電價，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貼，項目納入可再生能源發(fā)電補貼清單后，由財政部統(tǒng) 一撥付，發(fā)放周期較長，通常 1-3 年內(nèi)到賬，同時對各類風(fēng)電、光伏資源區(qū) 分別設(shè)定全生命周期合理利用小時數(shù)，發(fā)電小時超出該全生命周期利用小時數(shù)或項目運營滿 20 年后，補貼停止發(fā)放。新能源運營商在以往經(jīng)營過程中 往往形成大量應(yīng)收賬款，資金若不能及時回籠，影響公司現(xiàn)金流與資本開支 計劃，進(jìn)而或?qū)⒂绊懫髽I(yè)后期成長性。依據(jù) SOLARZOOM 新能源智庫專家 馬弋崴估算，截止 2020 年底，可再生能源補貼缺口累計已達(dá)約 4000 億元。
全面平價時代來臨，新建電站轉(zhuǎn)變?yōu)榧儸F(xiàn)金流資產(chǎn)，開展新能源市場化交易。 進(jìn)入 2022 年，除部分類型的分布式光伏補貼之外，全國范圍內(nèi)新能源開發(fā)已經(jīng)進(jìn)入全面平價開發(fā)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(yè)分布式光伏、新核準(zhǔn)陸風(fēng)與海風(fēng)項目)，既可以按照當(dāng) 地燃煤發(fā)電基準(zhǔn)電價執(zhí)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(wǎng)，無補貼拖欠因素影響，項目會 計收益與實際經(jīng)營情況相匹配，轉(zhuǎn)變?yōu)闊o應(yīng)收賬款壓力的純現(xiàn)金流運營資產(chǎn);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(xù)出臺，鼓勵綠電出現(xiàn)溢價，且為新能源市場化交易的長期方向：
國家發(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)貨市場建設(shè)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(dǎo)新能源項目 10%的預(yù)計當(dāng)其電量通過市場化交易競爭上網(wǎng)。
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(fā)電企業(yè)核定的上網(wǎng)價格和電網(wǎng)企業(yè)收購的價格，同時將高于核定上網(wǎng)電價的收益分配給發(fā)電企業(yè)。
在《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》中，重點提出探索 開展綠色電力交易，引導(dǎo)有需求的用戶直接購買綠色電力，推動電網(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中，全國共成交 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，交易價格在現(xiàn)有價格基礎(chǔ)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(xié)交易以及后續(xù)交易中心依舊維持，表明在政策推動下，綠電出現(xiàn)實質(zhì)性溢價 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(fā)電滲透率提升的重要因素之一，度電成本的下降 主要由裝機成本降低與利用效率提升(也即利用小時數(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)電項目在 2010-2020 年間度電成本均大幅降 低，其中以國內(nèi)當(dāng)年新建電站為例，2010 年與 2020 年國內(nèi)新建陸上風(fēng)電平準(zhǔn)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(nèi) 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(fēng)電主要由利用效率提升與其他成本管控驅(qū)動降本，光伏則主 要依賴制造端驅(qū)動降本。復(fù)盤裝機成本走勢，陸風(fēng)平均裝機成本 2010-2020 年間 因產(chǎn)業(yè)鏈供需關(guān)系變化而出現(xiàn)波動，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于風(fēng)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(fēng)電：平價時代，風(fēng)電已出現(xiàn)超預(yù)期降本，帶動新建項目收益率迅速提升陸風(fēng)風(fēng)機價格大幅下降為平價時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(fēng)電“搶裝潮”過后，風(fēng)電風(fēng)機價格與建安費用因 2019 年招標(biāo)量大增與 2020 年裝機量爆發(fā)式增長帶來產(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)機大型化變革時期，大兆瓦風(fēng)機所帶來的發(fā)電量提升幅度預(yù)計高于 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，我們對于國內(nèi)新建陸上風(fēng)電進(jìn)行項目全生命周期模擬?？傮w而言，陸 上風(fēng)電成本的迅速降低已為運營項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;
利用小時數(shù)：項目全年利用小時數(shù)假設(shè)中樞為 2200 小時;
裝機成本構(gòu)成：除風(fēng)機以外的其他成本為 3500 元/千瓦，風(fēng)機為可變成本， 風(fēng)機成本假設(shè)中樞為 2500 元/千瓦;
上網(wǎng)電價：采用全國平均燃煤基準(zhǔn)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(yè)收入的 5%
折舊年限以及項目殘值：折舊年限假設(shè) 20 年、項目殘值率假設(shè)為 10%;
陸上風(fēng)電已進(jìn)入項目收益率足以支撐運營商進(jìn)行穩(wěn)定開發(fā)拓展的新階段。就單 體情況而言，裝機成本降低與利用效率企穩(wěn)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(jìn)，對于初期資本開 支帶來的債務(wù)融資陸續(xù)進(jìn)行還本付息，項目 ROE 總體呈現(xiàn)逐期爬坡的態(tài)勢。因 運營期付現(xiàn)成本較低，運營商現(xiàn)金流相對充裕，且在平價項目中體現(xiàn)得愈發(fā)明 顯，進(jìn)而可支撐其進(jìn)行新項目拓展，加速資源變現(xiàn)能力，保持合理的內(nèi)生增長。
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)機大型化 趨勢在海上風(fēng)電方面體現(xiàn)的更為顯著，伴隨著整機廠商加碼布局大兆瓦海風(fēng)風(fēng) 機，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)機技術(shù)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(fēng)電平價化進(jìn) 程。此外，從海風(fēng)裝機結(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，我國沿海各省海上風(fēng)電裝機成本降低速度或存在不同，疊加 各省風(fēng)速條件的不同，各省實現(xiàn)海上風(fēng)電平價上網(wǎng)的節(jié)奏或?qū)⒋嬖谝欢ú町悺?/p>
光伏：組件價格大幅反彈擾動項目收益率，中長期視角下預(yù)計降本增效延續(xù)
硅料漲價推高組件價格，影響電站收益率，中長期維度內(nèi)降本增效勢頭延續(xù)。 國內(nèi)光伏地面電站初始投資成本若不考慮配置儲能系統(tǒng)，其成本主要由組件(占 比約 54%)、逆變器、支架、電纜、建安以及管理費用等構(gòu)成。其中，建安費用 等非技術(shù)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(shù)成本貢獻(xiàn)。中長期視角下，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 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。
我們對于國內(nèi)新建地面集中式光伏電站進(jìn)行項目全生命周期模擬，總體而言， 國內(nèi)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(shè)除利用小時、裝機成本構(gòu)成以外，其他假設(shè)與陸上風(fēng)電項目相同：
利用小時數(shù)：項目全年利用小時數(shù)假設(shè)中樞為 1300 小時;
裝機成本構(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)。(報告來源：未來智庫)
模型回溯：平價風(fēng)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(zhì)量顯著提升的同時，風(fēng)光平價電站與過往補貼時代項目相比出 現(xiàn)顯著差異：1)風(fēng)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(xiàn)出不遜于補貼時代的水平，且對于燃煤基準(zhǔn)電價上網(wǎng)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(wǎng)結(jié)算，其實際現(xiàn)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(xiàn)金流改善幅度類似于風(fēng)電，盈利質(zhì)量顯著提高。
2.3、儲能配置：風(fēng)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(cè)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(tǒng)。電源側(cè)增配儲能有助于緩解電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰調(diào)頻壓力，且推動新能源電站提 高對于自身出力曲線的預(yù)測精度。對于同一地區(qū)的平價電站而言，保障性并網(wǎng)項 目的儲能配置要求通常低于市場化并網(wǎng)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(xiàn)，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(cè)成本，類別大體包含抽水蓄能、電化學(xué)、氫儲能等主要方式。以電化學(xué)儲能為例，其成本大體包含四類：儲能系統(tǒng)初始投資成本、維護(hù)成 本、充電成本、替換成本。因此，以儲能系統(tǒng)全生命運營周期的角度看待儲能系 統(tǒng)度電成本，其影響因素大體包含：1)儲能系統(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 電成本、6)維護(hù)成本。
風(fēng)電裝機成本大幅降低，當(dāng)前時點儲能配置將降低項目收益但依舊在平價開發(fā)范圍內(nèi)。光伏裝機成本處于高位令其對于儲能系統(tǒng)的成本耐受度較低。我們將 儲能系統(tǒng)帶入電站運營模型中，基礎(chǔ)假設(shè)與前文平價風(fēng)光電站收益率測算部分相同，并分別加入配套儲能系統(tǒng)投資，儲能系統(tǒng)相關(guān)假設(shè)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(shù) 360 次，儲能用電 100%采用綠電電站自發(fā)電，儲能系統(tǒng)每年維護(hù)成 本約 55 元/千瓦，替換成本約為 850 元/千瓦?；诖?，我們進(jìn)行了配套儲能系統(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)，新能源裝機重點向 負(fù)荷側(cè)傾斜
資源區(qū)域錯配與新能源發(fā)電自身特性共同導(dǎo)致新能源消納問題。“十三五”中期 前，國內(nèi)新能源消納問題時有浮現(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)荷中心錯配——我國新能源優(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中、東、南部地區(qū)，因此新能源裝機重 點與電力負(fù)荷中心出現(xiàn)一定程度的錯配;
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)電具有隨機性、波動性、難預(yù)測性等特點，日內(nèi)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(tǒng)電源，而電力系統(tǒng)需要實時平 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，對于靈活性電 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，裝機重點向低棄風(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《關(guān)于有序放開發(fā)用電計劃的通知》、《關(guān)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(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重點向中東南部 地區(qū)轉(zhuǎn)移為重要推動因素。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，而新能源裝機重點向中東南部地區(qū)轉(zhuǎn)移則代表“十三五”時期 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”時期呈現(xiàn)跨越式增長：特高壓電網(wǎng)線路可進(jìn)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(wǎng)投產(chǎn)節(jié)奏提速，2016-2020 年間國網(wǎng)、南網(wǎng)合計投產(chǎn) 18 條特高壓線路，多數(shù) 輸送終點為國內(nèi)電力負(fù)荷中心，帶動電網(wǎng)基礎(chǔ)投資總額大幅上漲。其中，“十三 五”時期國內(nèi)電網(wǎng)基礎(chǔ)投資總額達(dá)到 2.59 萬億元，較“十二五”時期增長 29.3%，期間國家電網(wǎng)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(qū)動發(fā)展，2022-2025 年 裝機量 CAGR 有望達(dá)到 15.6%-18.6%
“十四五”開發(fā)重點向資源稟賦區(qū)域回歸，推動多能互補能源基地建設(shè)。2021 年開始新能源發(fā)電裝機重點出現(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 儲一體化和多能互補發(fā)展的指導(dǎo)意見》提出采用電源側(cè)多能互補的方式提高新能 源消納水平，大體包含 1)風(fēng)光儲、2)風(fēng)光水儲、3)風(fēng)光火儲等三種一體化方 式，而內(nèi)陸清潔能源基地可為風(fēng)光項目提供打捆上網(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 項目消納的前提下，外送通道的建設(shè)進(jìn)度或?qū)π袠I(yè)裝機量增長起到重要作用。
基地項目引領(lǐng)裝機量增長，規(guī)劃提出項目保質(zhì)保量要求并提高申報門檻，推動 集約規(guī)?；_發(fā)。量的角度來看，依據(jù)以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風(fēng) 電光伏基地規(guī)劃布局方案，至 2030 年規(guī)劃建設(shè)風(fēng)光基地總裝機量約 455GW，其中“十四五”時期規(guī)劃建設(shè)裝機約 200GW，包含外送 150GW、本地自用 50GW;“十五五"時期規(guī)劃建設(shè)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(guī)模總計 97.05GW，涉及 19 個省份，依據(jù)項目成熟程度合理安排開工時 序，不急于形成開工規(guī)模，其投產(chǎn)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(zhì)量把控，另一方面提高項目單體開發(fā)容量至 1GW，加大項目投資門檻，同時要求項目建成并網(wǎng)時點不晚于 2024 年。
“十四五”國網(wǎng)規(guī)劃新增“24 交+14 直”，特高壓投產(chǎn)進(jìn)度影響新能源裝機增長進(jìn)度。從電網(wǎng)建設(shè)角度來看，國家電網(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)計較“十三五”時期增長 15.8%。國網(wǎng)方面，其特高壓網(wǎng)絡(luò)建設(shè)于“十四五”時期提速，總體規(guī)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(zhǔn)項目“7 交+2 直”，完成可研項目“3 交+1 直”、3)完成預(yù)可研項目“3 直”。 因此在保障新能源消納的前提下，預(yù)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(chǎn)節(jié)奏影響。
考慮各省新能源增長相關(guān)規(guī)劃，2022-2025 年新能源裝機 CAGR 有望達(dá)到 15.6%-18.6%的區(qū)間。落腳至各省級單位規(guī)劃層面，截至 2022 年 3 月底，國內(nèi) 共計約 22 個省級行政單位發(fā)布該省的“十四五”新能源裝機規(guī)劃或相關(guān)指引， 基于我們的測算合計將貢獻(xiàn)約 600GW 的新能源裝機增量?？蓳?jù)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(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 年綠電裝機新增裝機有望達(dá)到 720GW?？鄢?2021 年新增新能源裝機約為 102.5GW(風(fēng)電 47.57GW、光伏 54.93GW)，則 2022-2025 年合計新增裝機量約為 500-620GW， 對應(yīng)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(zhì)為資源變現(xiàn)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(yōu)質(zhì)投資路徑，進(jìn)而提升內(nèi)生增長能力。平價時代開始，新能源資源釋放與電站經(jīng)濟性提升帶動行業(yè)裝機 量呈現(xiàn)上臺階式增長，這為新能源運營商提供創(chuàng)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(chǎn)成長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)運營資產(chǎn)，且因行業(yè)發(fā)展階段切換、產(chǎn)業(yè)鏈利潤轉(zhuǎn)移 等因素而具備現(xiàn)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(chǎn)運營帶來的現(xiàn)金流快速回籠實現(xiàn)新的項目擴張，完成綠電項目的內(nèi) 生增長。因此，綠電運營商的最大優(yōu)勢之一便是在資本開支高增帶來規(guī)模迅速擴 張之時，依舊具備來自運營資產(chǎn)提供的穩(wěn)定現(xiàn)金流。
競爭核心要素分析：資源拓展與規(guī)?；\作，帶來穩(wěn)定內(nèi)生增長能力。因此， 綠電運營商保持長期穩(wěn)定增長所具備的核心要素可大致歸因為 4 點：
1)持續(xù)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(yōu)良的 區(qū)域;2、《關(guān)于鼓勵可再生能源發(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》中提出引導(dǎo)市場主體多渠道增加可再生能源并網(wǎng)消納能力，購買火 電、抽蓄、儲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，具備較強調(diào)峰能力的運營商或?qū)⒃谄絻r項目競配中占據(jù)優(yōu)勢);
2)項目建設(shè)開發(fā)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(tuán)與體量的優(yōu)勢獲取優(yōu)質(zhì)項目資源、雄厚的資金實力、新能源開發(fā)經(jīng)驗與能力 等優(yōu)勢，實現(xiàn)公司穩(wěn)定的裝機規(guī)模擴張與業(yè)績增長;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(dǎo)機制逐步打通，火電 資產(chǎn)周期屬性或逐步消除，有望重新具備穩(wěn)定運營的公用事業(yè)屬性，盈利水平與 現(xiàn)金流回暖;3)區(qū)域性新能源運營商：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)勢與區(qū)域資源稟賦，有望充分受益于海上 風(fēng)電逐步實現(xiàn)平價上網(wǎng)且盈利水平提升的進(jìn)程，實現(xiàn)“十四五”時期業(yè)績的快速增長。
(報告出品方/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，請參閱報告原文。)
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