新能源發(fā)電行業(yè)專題新時點成長脈絡理順引領(lǐng)電力股價值重估

新能源發(fā)電行業(yè)專題-新時點成長脈絡理順引領(lǐng)電力股價值重估1、行業(yè)發(fā)展：雙碳目標下，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“碳達峰”、“碳中和”目標實現(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)。當前，傳統(tǒng)火電（包含燃煤、燃氣等火力發(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，國務院《關(guān)于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達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(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年能源工作指導意見》中對于后續(xù)風電、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(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?shù)厝济好摿驑藯U電價，通常由當?shù)仉娋W(wǎng)進行結(jié)算支付，支付模式為當月發(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、新核準陸風與海風項目），既可以按照當?shù)厝济喊l(fā)電基準電價執(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，引導新能源項目10%的預計當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(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，綠電保持溢價狀態(tài)，且有望于中短期維度內(nèi)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(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)當年新建電站為例，2010年與2020年國內(nèi)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(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。復盤裝機成本走勢，陸風平均裝機成本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(xiàn)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(chǎn)業(yè)鏈供需關(guān)系轉(zhuǎn)向?qū)捤?，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(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，風電已進入風機大型化變革時期，大兆瓦風機所帶來的發(fā)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(huán)境下風力發(fā)電的度電成本?；诖?，我們對于國內(nèi)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(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(shè)中樞為2500元/千瓦；上網(wǎng)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(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%；陸上風電已進入項目收益率足以支撐運營商進行穩(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，對于初期資本開支帶來的債務融資陸續(xù)進行還本付息，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，進而可支撐其進行新項目拓展，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(xiàn)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(fā)效果有望在大兆瓦風機技術(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電平價化進程。此外，從海風裝機結(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(xiàn)海上風電平價上網(wǎng)的節(jié)奏或?qū)⒋嬖谝欢ú町?。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(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、