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（陈述出品方：民生证券）
1 煤电“重启”，意味着绿电“将死”吗？
2021、2022 年持续两年夏日的极端高温少雨天气，表露了国内电力赐与偏紧 的现状；而以煤电为主的火电，在保供过程中起到了关键性感化。两次全国性大范 围的“有序用电”之后，政策关于煤电的立场也发作了较大的改变，唤吁“重启” 之声不停于耳。与此同时，以风电、光伏为代表的绿电，在保供期间的缺位，招致 对其开展前景的预期由乐看转向悲看。但煤电“重启”，能否意味着绿电“将死”？两者在将来新型电力系统、甚至中国能源赐与构造中的角色定位到底若何？
1.1 煤电：先“立”后“破”，加速转型
1.1.1 “立”足根本国情：煤炭是中国一次能源的核心，火电是电力
消费的主力 根据国度统计局的数据，截至 2021 岁尾，全国煤炭资本根底储量 2078.9 亿 吨、石油根底储量 36.9 亿吨、天然气根底储量 6.34 万亿立方米。在不考虑进口部 分以及消费、消费两方面增长的情状下，根据 2021 年的能源消费量以及根底储量 计算，煤炭每年约 42.3 亿吨的消耗可用时间约 49 年，石油每年约 7.2 亿吨的消 耗可用时间约 5 年，天然气每年约 0.37 万亿立方米可用时间约 17 年。“富煤、贫 油、少气”的资本天禀一方面决定了中国在能源革命到来前，煤炭在国内一次能源 利用中的占比居高不下的形态；另一方面也凸显了煤炭关于中国能源自给和能源 平安的战术重要性。
2020 年“双碳”目标提出伊始，在 2030 碳排放达峰、2060 碳中和的中远期 目标下，以煤电为主的火电在国内电源拆机构造中的角色定位颇为为难，“消亡煤 电”以至“火电已死”的讨论不停于耳，大有 2011 年福岛核变乱后社会言论关于 核电的立场。但电源构造的改动远不像想象中的那么简单。当前，火电仍是我国电 力消费的“压舱石”，截至 2021 岁尾，我国火电拆机 12.97 亿千瓦，占全国拆机 容量的 54.6%，占全社会发电量的 67.4%。
1.1.2 打“破”传统定位：加速由基荷主力向调峰辅助转型
从建立周期来看，火电约 2-3 年、核电约 5-7 年、大型水电约 7-10 年，那还 不包罗耗时更久的前期规划、建立筹备等环节；风电、光伏的建立周期较短，仅需 1-2 年，但受限于本身的特征，关于电量构造的改动远远小于关于拆机构造的改动。火电做为占据六成拆机容量、七成发电量的主力电源，风电、光伏对其在电量构造 中的替代感化在短、中期内均难有闪现。出格是占据五成以上拆机容量、六成以上 发电量的煤电，在气电、抽水蓄能增量有限的情状下，关于依靠其供给辅助调剂的 风电和光伏而言，其存在的需要性比消减其份额以供给市场空间更为重要。风电、 光伏新增拆机大规模并网将带来调峰等电力市场辅助办事需求的快速提拔，连系 部门地域火电容量电价的试点摸索，火电的角色定位将由基核电源加速向调峰电 源改变。
1.2 绿电：称心增量，规模优先
1.2.1 “十四五”用能增量次要由绿电承担
从用电侧来看，我国二产用电需求仍占据较大比重，2010-2021 年二产用电 占全社会用电量的比重虽由 74.9%降至 67.5%，但电力消费构造仍然是“消费型” 而非“消费型”，电力需求增速与 GDP 增速的具有高相关性。我国经济仍处于较 高速开展期间，此外，我国人均电力消费量尚处于碳达峰前的上升阶段，与兴旺国 家比拟还存在较大差距。跟着居民收进程度的进步和末端用能电气化的鞭策，国内 财产构造转型晋级，三产以及居民生活用电提拔，我国的电力需求将继续增长。据 《“双碳”目标下我国能源电力系统开展前景和关键手艺》估量，到 2030 年，我 国电力需求将到达约 11.1 万亿千瓦时，2020-2030 年年均复合增长率约 4.0%， 电力需求的刚性特征更为凸起，需要继续不竭扩展的电力消费才能才气称心需求；而在碳达峰要求之下，用电负荷的增长需要可再生能源以更快、更大规模的开发来 称心。根据国度发改委等 9 部委结合印发的《“十四五”可再生能源开展规划》（发 改能源〔2021〕1445 号），“十四五”期间我国可再生能源将进进高量量跃升开展 新阶段，将由能源电力消费增量填补转为增量主体，《规划》提出可再生能源在一 次能源消费增量中占比超越 50%、可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中 的占比超越 50%。
1.2.2 12 亿千瓦底线目标，适度超前开展
2011-2021 年，我国光景发电量占全社会用电量的比重继续提拔，由 2010 年的 1.2%提拔至 2021 年的 11.7%，多年复合增长率达 31.2%；同期光景拆机由 0.30 亿千瓦增长至 6.35 亿千瓦，占比由 3.1%提拔至 26.7%。若以实现 2030 年光景拆机 12 亿千瓦的底线目标，2021-2030 年光景拆机复合增长率约 7.3%。截至 2020 岁尾，国内风电、光伏拆机容量别离为 2.82、2.53 亿千瓦，两者 合计约 5.35 亿千瓦，根据《十四五”可再生能源开展规划》提出的 2030 年风电、 光伏总拆机 12 亿千瓦以上的目标，将来十年我国风电、光伏年均新增拆机将超越 6650 万千瓦。而根据全球能源互联网开展协做组织（GEIDCO）的揣测，到 2030 年风、光拆机将别离到达 8、10 亿千瓦，年均复合增速别离到达 11.0%、14.7%；两者合计 18 亿千瓦，比 12 亿千瓦的底线目标超出跨越 50%，对应的年均新增拆机将 到达 1.27 亿千瓦。GEIDCO 揣测到 2060 年，风、光拆机将别离到达 25.0、35.5 亿千瓦，对应 2030-2060 年的 30 年 CAGR 别离为 3.9%、4.3%，2020-2060 年 的 40 年 CAGR 别离为 5.6%、6.8%。
2 拆机与消纳、电量与电价的矛盾能否无解？
2.1 各处开花，光景建立如火如荼
2.1.1 大基地首批全面开工、二批前期筹备、三批组织申报
2021 岁尾，国度能源局与国度发改委结合印发《关于印发第一批以戈壁、戈 壁、荒漠地域为重点的大型风电光伏基地建立项目清单的通知》，提出合计规模 97.05GW 的第一批光景大基地项目，并要求在 2022、23 年两年内陆续建成并网， 此中 2022 岁尾投产 45.71GW，2023 岁尾之前投产剩余 51.34GW。当前第二批光景大基地清单已经下发，仍以三北地域戈壁、沙漠、荒漠地带为 重点，且项目单体规模较第一批大基地项目显著提拔。近日，青海省第二批大型风 电光伏基地项目（预备清单）下发，共计将建立 540 万千瓦光伏、120 万千瓦风 电、40 万千瓦光热以及 100 万千瓦/360 万千瓦时储能，建立工期均为 2 年，预 计在 2024 年集中投产。各省针对第三批光景大基地项目标申报已经陆续启动，多个省份已下发项目 申报文件。根据某省份申报文件，第三批光景基地同样以戈壁、沙漠、荒漠地域为 重点，延伸至适油气田、摘煤沉陷区、石漠化、盐碱地等，要求对峙集约整拆开发， 制止碎片化；优先申报 100%离网造氢项目，鼓舞开发企业与国度管网集团、中国 石油达成氢能运输、消纳协做，操纵天然气管道推进掺氢天然气等体例，实现氢能 高消纳、操纵；优先申报 100%以上自主调峰、自我消纳项目，不增加系统调峰压 力，根据消纳才能统筹设想电源、电网、储能。
2.1.2 处所性“十四五”新能源开展规划如雨后春笋
截至 2022 年 9 月底，国内共计约 26 个省市已经发布该省的“十四五”新能 源拆机开展规划，经不完全统计合计光景拆机约 587.56GW，考虑到 2021 年风 光新增拆机约为 102.50GW，此中风电 47.57GW、光伏 54.93GW，则 2022-2025 年合计新增拆机量约为 485.06GW，2021-2025 年年均拆机复合增速将到达 15.2%。
2.1.3 平价时代，海风热度有增无减
履历“夺拆潮”后，2021年我国海优势电新增拆机容量达1690万千瓦，同 比增长170.8%，截至2021岁尾全国累计海优势电拆机容量达2679.71万千瓦。《“十四五”可再生能源开展规划》提出，鞭策山东半岛、长三角、闽南、粤 东、北部湾等万万千瓦级海优势电基地开发建立，开展海优势电集群。在顶层设 计下，沿海多省市陆续出台“十四五”海优势电规划及撑持政策。不完全统计， “十四五”期间，全国沿海省份海优势电规划总拆机容量接近100GW（不含潮 州、唐山、船山等地级市规划），海优势电开展前景宽广。
2022 年海风全面进进平价时代，但是相较于陆风，海风安拆难度更大，当前 整体的造价仍相对较高，为鼓舞海风开展，目前广东、山东、浙江三省均明白了海 优势电“省补”政策，进步运营商的投资积极性。
2.2 供需错配，特高压助力消纳
跟着新能源拆机快速开展，新能源消纳问题成为新能源发电量提拔的重要造 约因素。我国的光景优良资本次要散布在三北地域（西北、华北、东北），但是我 国次要电力消费负荷中心在东部沿海，新能源出力提拔使得电力供需错配矛盾放 大。
“十三五”期间受限于外送通道的建立，以及光景电源因为本身出力对电网的 冲击性较大，国内弃风、弃光率较高，消纳问题始末是悬在光景开展之路上的“达 摩利克斯之剑”。“十四五”期间通过大规模的电网投资以及特高压建立，三北地域 弃风、弃光率逐步下行，但是跟着第一批、第二批光景大基地项目开工建立，西部 新能源基地弃风弃光率问题仍值得存眷。
2.3 电力供需由松转紧，绿电需求继续增长
2.3.1 平价提拔市场承受度
风电上彀电价的标杆化始于 2009 年，昔时 7 月 20 日，国度发改委发布《关 于完美风力发电上彀电价政策的通知》（发改价格[2009]1906 号），按风能资本状 况和工程建立前提，将全国分为Ⅰ-Ⅳ四类风能资本区，响应标杆上彀电价别离为 0.51、0.54、0.58、0.61 元/千瓦时。2014 年 6 月 5 日，发改委发布了《关于海 优势电上彀电价政策的通知》（发改价格[2014]1216 号），对其时尚未起头大规模 开展的海优势电，造定了标杆上彀电价。通知规定，2017 年以前投运的近海风电 项目上彀电价为 0.85 元/千瓦时，潮间带风电项目上彀电价为 0.75 元/千瓦时。在施行了 5 年后，风电标杆电价迎来初次下调，2014 岁尾公布的《关于恰当 调整陆优势电标杆上彀电价的通知》（发改价格[2014]3008 号）将第 I 类、II 类和 III 类资本区风电标杆上彀电价降低 2 分/千瓦时。一年后，《关于完美陆优势电光 伏发电上彀标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044 号）公布，再次将 I、II、 III 类资本区风电标杆上彀电价降低 2 分/千瓦时，Ⅳ类资本区降低 1 分/千瓦时。通知同时提早设定了 2018 年起的风电标杆电价，但又是在一年后，2016 年 12 月 26 日发布的《关于调整光伏发电陆优势电标杆上彀电价的通知》（发改价格 [2016]2729 号），大幅下调 2018 年起的风电标杆上彀电价，Ⅰ-Ⅳ四类资本区的 电价比拟 2016-2017 年别离降低了 7、5、5、3 分/千瓦时。
2018 年 5 月 18 日，国度能源局发布《关于 2018 年度风电建立治理有关要 求的通知》（国能发新能[2018]47 号），通知提出，从当日起，尚未印发 2018 年 风电度建立计划的省(区、市)新增集中式陆优势电项目和未确定投资主体的海优势 电项目应全数通过合作体例设置装备摆设和确定上彀电价；从 2019 年起，各省(区、市)新 增核准的集中式陆优势电项目和海优势电项目应全数通过合作体例设置装备摆设和确定上 网电价；申报电价为合理收益前提下测算出的 20 年固定上彀电价。2019 年 5 月 国度发改委印发《关于完美风电上彀电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882 号）， 2019 年契合规划、纳进财务补助年度规模治理的新核准近海风电批示价调整为每 千瓦时 0.8 元，2020 年调整为每千瓦时 0.75 元；对 2018 岁尾前已核准的海优势 电项目，如在 2021 岁尾前全数机组完成并网的，施行核准时的上彀电价；2022 年及以后全数机组完成并网的，施行并网年份的批示价。
2018 年 9 月 13 日，国度能源局发布《关于加快推进风电、光伏发电平价上 网有关工做的通知（收罗定见稿）》；2019 年 1 月 7 日，国度发改委、国度能源局 正式结合发布《关于积极推进风电、光伏发电无补助平价上彀有关工做的通知》（发 改能源[2019]19 号），要求开展平价上彀项目和低价上彀试点项目建立，推进建立 不需要国度补助施行燃煤标杆上彀电价的风电、光伏发电平价上彀试点项目（平价 上彀项目）；在资本前提优良和市场消纳前提保障度高的地域，引导建立一批上彀 电价低于燃煤标杆上彀电价的低价上彀试点项目（低价上彀项目）。2019 年 4 月 8 日，国度能源局发布《关于推进风电、光伏发电无补助平价上彀项目建立的工做 计划（收罗定见稿）》，接着在 5 月 28 日发布了《关于 2019 年风电、光伏发电建 设治理有关要求的通知》（国能发新能[2019]49 号），向着平价上彀的目标加速推 进。
2021 年 6 月 7 日，国度发改委发布《关于 2021 年新能源上彀电价政策有关 事项的通知》（发改价格[2021]833 号），规定：2021 年起，对新存案集中式光伏电站、工贸易散布式光伏项目和新核准 陆优势电项目，中心财务不再补助，实行平价上彀。2021 年新建项目上彀电价，按本地燃煤发电基准价施行；新建项目可自 愿通过参与市场化交易构成上彀电价，以更好表现光伏发电、风电的绿色电力价值。与 4 月份的收罗定见稿比拟，风、光上彀电价不再根本要求低于本地煤电基 准价，且往除了合作性设置装备摆设和市场化交易的要求。
2.3.2 市场化交易政策频出
面临急速扩容的绿电赐与，对绿电市场化交易的撑持政策也相继出台。2021 年国度发改委、能源局持续下发三项政策撑持开展绿电市场化交易。2021 年 5 月，两部委印发《关于进一步做好电力现货市场建立试点工做 的通知》（发改体改〔2021〕339 号），《通知》提出，要引导新能源项目 10%的估量当期电量通过市场化交易合作上彀，市场化交易部门可不计 进全生命周期保障收买小时数。2021 年 6 月，国度发改委印发《关于 2021 年新能源上彀电价政策有关 事项的通知》（发改价格〔2021〕833 号），《通知》提出，2021 年新建 项目上彀电价，按本地燃煤发电基准价施行；新建项目可自愿通过参与市 场化交易构成上彀电价，以更好表现光伏发电、风电的绿色电力价值。2021 年 9 月，两部委批复国网、南网公司提交的《绿色电力交易试点工 做计划》，《计划》明白，绿色电力产物初期为风电和光伏发电企业上彀电 量，前提成熟时扩展至契合前提的水电；绿色电力交易的优先原则；绿电 交易分为间接交易购置和向电网企业购置两种体例；厘清了绿色电力产 品的市场化订价机造。
2021 年 9 月 7 日，我国正式启动绿色电力交易试点，来自全国 17 个省份的 259 家市场主体，以线上线下体例完成了 79.35 亿千瓦时绿色电力交易，此中，国网运营区域成交 68.98 亿度，南网运营区域成交 10.37 亿度，此次试点交易中， 成交均价较一般中持久协议增加 3-5 分/度，较火电基准价大约上涨 2 分钱。此次 试点交易开启我国绿电消费新形式，可再生能源电力消纳机造逐渐从保障性消纳 向市场化消纳加速转型。但从广东、江苏两省的电力市场化交易情状来看，当前绿电交易规模仍较小、 绿电溢价空间有限，江苏绿电成交均价以至低于年度及月度成交均价。但继续增长 的用电需求与偏紧的发电赐与之间的矛盾，利好绿电的电量消纳；而煤价居高不下 带来的煤电交易电价庇护高位，也有助于提拔绿电的交易价格程度。
2022 年鞭策绿电交易的相关政策继续加码，有看进一步扩展绿电交易需求。2022 年 1 月，国度发改委、国度能源局结合发布《关于加快建立全国统 一电力市场系统的批示定见》（发改体改〔2022〕118 号），《定见》将“探 索开展绿色电力交易”单列于“构建适应新型电力系统的市场机造”项下， 指出应引导有需求的用户间接购置绿色电力，做好绿色电力交易与绿证 交易、碳排放权交易的有效跟尾。2022 年 1 月，国度发改委等 7 部委结合发布《促进绿色消费施行计划》 （发改就业〔2022〕107 号），《计划》指出，要引导用户签定绿色电力 交易合同，并在中持久交易合同中单列，加强高耗能企业利用绿色电力的 刚性约束，且明白提出了成立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重 挂钩机造。2022 年 1 月、5 月，广州电力交易中心、北京电力交易中心相继印发《南 方区域绿色电力交易规则（试行）》（广州交易〔2022〕15 号）、《北京电 力交易中心绿色电力交易施行细则》（京电交市〔2022〕24 号）。《规则》 强调，绿色电力交易次要包罗省内绿色电力交易和省间绿色电力交易；价 格方面，绿色电力交易价格由市场主体通过双边协商、挂牌交易等体例形 成；绿色电力交易价格应足够表现绿色电力的电能价值和情况价值，原则 上市场主体应别离明白电能量价格与绿色情况权益价格。
各地处所政府也相继出台处所性绿电交易撑持政策，2022 年 6 月，江苏省发 改委等部分印发《江苏省促进绿色消费施行计划》（苏发改就业发〔2022〕535 号）， 《计划》指出，成立完美绿色电力市场化交易机造，全面提拔绿色电力消纳才能；研究造定高耗能企业利用绿色电力的刚性约束机造，逐年进步绿色电力消费更低 占比，到 2025 年，高耗能企业电力消费中绿色电力占比不低于 30%。
3 绿电运营商的“钱”景若何？
3.1 赛马圈地阶段，规模增长优先
面临“双碳”目标的紧迫压力和潜在的开展机遇，以电力行业为代表的各行各 业纷繁蠢蠢欲动，出格是央、国企中的各家发电企业。此中，新“五大”、“五小” 发电央企，有的早早规划并占得先机、有的从偏安一隅转向全面开展、有的面对较 大压力急求转型。“十四五”开局之年的 2021，固然面对诸多困难，但各家企业的 新能源大开展势头并未遭到影响。“五大”之中，国电投全年新增风电、光伏拆机 容量 736、1151 万千瓦，风、光在运拆机到达 3823、4112 万千瓦，排列全球第 二、第一；国能投全年新增投产 1087 万千瓦，年度完成超万万千瓦拆机；华能、 华电、大唐紧随其后，年度完成拆机 654、578、274 万千瓦。“五小”之中，三 峡全年完成新增新能源拆机 1127 万千瓦，一骑绝尘；中核、中广核、华润别离完 成新能源新增拆机 493、448、435 万千瓦；国投全年仅完成 40 万千瓦拆机，略 微落伍。巨头发力迅猛，行业合作格局改变敏捷。截至 2021 岁尾，新“五大”及“五 小”十家发电央企的风、光拆机容量合计到达 3.26 亿千瓦，全年新增 7022 万千 瓦，风、光占比提拔 3.6 个百分点至 24.5%；十家发电央企在全国风、光总拆机中 占比到达 60.9%，比上年同期进步 13.1 个百分点。此中，中广核（42.4%）、国电 投（40.6%）、中核（34.0%）、三峡（25.7%）与华润（25.6%）5 家企业的风、 光占比超越全国均匀程度（24.5%）。（注：百分比为截至 2021 岁暮光景拆机占比）
在国内“五大”、“五小”发电央企旗下新能源主力平台中，以 2021 岁尾光景 拆机规模停止比照，华电整合集团内所有光景资产打造的全新华电新能，以 2737 万千瓦的拆机一举超越龙源电力成为国内新能源第一平台；龙源电力以 2482 万千 瓦拆机屈居次席；2021 年三峡能源完成新增拆机 728 万千瓦，同比增长 46.6%， 截至 2021 岁暮，以 2290 万千瓦的拆机敏捷拉近与前两名的差距。同为发电央企旗下核心新能源平台的中广核风电、华能新能源、大唐新能源，那 3 家企业均处 于 1300-1700 万千瓦的区间；从全年发电量来看，龙源电力的 525 亿千瓦时也大 幅领先于其他 5 家，5 位同业的年发电量仍处于 330-470 亿千瓦时的区间内。从开展势头来看，6 家头部新能源运营商中，，除往通过资产整合成为行业龙 头的华电新能，余下 5 家中，三峡能源增速最快，2016-2021 年拆机容量、发电 量的年均复合增速别离到达 28.5%、42.5%。同期拆机 CAGR 超越 10%的还有中 广核风电。“十三五”期间，国内弃风、弃光情状逐步改进，6 家新能源运营商 2016- 2021 年电量 CAGR 均超越 10%。此外，2021 年光景拆机到达万万千瓦级的还有 国电投旗下的黄河水电以及两家快速转型的传统火电运营商华润电力、华能国际， 且拆机规模排名第 10 的中国电力间隔 1000 万千瓦差距仅有 63 万千瓦的拆机。10 家头部运营公司的风、光拆机合计到达 1.73 亿千瓦，占 10 家发电央企总规模 的 53.0%、占全国总规模的 32.3%。
从营收体量来看，龙源电力营业中仍保留火电及煤炭销售营业，2021 年实现 营收 372 亿元，同比 29.2%，2016-2021 年多年复合增速达 11.3%，大幅领先于 其余 5 家；华电新能打破 200 亿元大关，实现营收 216 亿元；其余四家营收介于 150-200 亿元之间，三峡能源、中广核风电、华能新能源、大唐新能源 4 家 2016- 2021 年营收的年均复合增速别离到达 24.5%、21.5%、11.3%、14.9%；整体来 看 2021 年各家运营商的营收增速与发电量增速根本一致，代表着电价程度相对稳 定。
3.2 成本仍具有下行空间
3.2.1 风电、光伏降本趋向不改
度电成本下行是进步新能源运营商投资收益的重要因素之一，度电成本的下 降次要由拆机成本降低与操纵小时数进步鞭策。根据国际可再生能源署的数据，风 电（含陆风与海风）与光伏在 2010-2021 年间平准化度电成本（简称“LCOE”） 均大幅降低，此中陆优势电 LCOE 由 2010 年的 0.089 美圆/千瓦下降 0.056 美圆 /千瓦至 2021 年的 0.033 美圆/千瓦，多年降本 CAGR 到达-8.6%；海优势电 LCOE 由 2010 年的 0.162 美圆/千瓦下降 0.087 美圆/千瓦至 2021 年的 0.075 美圆/千 瓦，多年降本 CAGR 到达-6.8%；光伏 LCOE 由 2010 年的 0.381 美圆/千瓦下降 0.333 美圆/千瓦至 2021 年的 0.048 美圆/千瓦，多年降本 CAGR 到达-17.2%，2010-2021 年光伏 LOCE 下降幅度到达 87.4%，远高于陆风与海风。从总拆机成原来看，虽然组件价格自岁首年月以来一路上行，光伏电站建立成本上 涨，但从长时间维度来看，光伏总安拆成本表示出大幅的下降，总拆机成本由 2010 年的 4731 美圆/千瓦下降 3874 美圆/千瓦至 2021 年的 857 美圆/千瓦，多年降 本 CAGR 到达-14.4%，2010-2021 年光伏单元造价下降幅度到达 81.9%，远高 于陆风与海风。风机成本的快速下行鞭策风电总拆机成本快速下行，陆风总拆机成 本由 2010 年的 1971 美圆/千瓦下降 646 美圆/千瓦至 2021 年的 1325 美圆/千 瓦，多年降本 CAGR 到达-3.5%；海优势电总拆机成本由 2010 年的 4706 美圆/ 千瓦下降 1848 美圆/千瓦至 2021 年的 2858 美圆/千瓦，多年降本 CAGR 到达4.4%。跟着风机大型化、光伏硅料产能逐渐释放，风电、光伏的单元拆机造价有看延 续此前的下行趋向。
3.2.2 操纵小时具备提拔潜力
通过《可再生能源法》等一系列相关政策条例的保驾护航，风电、光伏的弃电 率程度自 2016 年后继续下降。截至 2021 年，全年均匀弃风率由 2019 年的 4%降至 3%、弃光率持续两年连结在 2%的程度，进一步下行的空间相对有限。通过 降低弃电率程度进步风电、光伏操纵小时那条路子，将来陆续发掘潜力的意义较小。但通过运维治理的优化、设备的晋级革新、以至类似于火电“上大压小”替代 等路子，进一步提拔风电、光伏的操纵小时，仍有较大潜力。以华电在广西的马山 杨圩风电场为例，其可研设想操纵小时为 2415 小时，2020 年一期项目年可操纵 小时数达 3539 小时，超出可研近五成；较同期广西、全国风电均匀操纵小时别离 进步 31.0%、71.4%。另以华能河南安阳汤阴风电场为例，其 2018 岁尾建成并 网，利用远景能源第一代 2.XMW 机组婚配 120 米塔筒和 121 米风轮，假设摘用 第三代 3.XMW 机组婚配 150 米塔筒和 156 米风轮，则年操纵小时可增加 800 小 时至 3000 小时以上。此外，跟着风电开发由陆地走向大海、甚至将来走向远海区， 操纵小时数有看到达 4000 小时及以上，与目前的水电、火电操纵小时根本处于同 一程度。光伏固然更大操纵小时数的极限值较低，但手艺迭代更快，目前不到 1300 的均匀操纵小时数同样具有较大提拔潜力。在运项目操纵小时的提拔，将进一步降 低度电成本，进步项目利润率。
3.3 从“吞金兽”变成“印钞机”
3.3.1 应收账款“堰塞湖”或将加速处理
2006 年 1 月 20 日印发的《可再生能源发电价格和费用分摊治理试行办法》 （发改价格[2006]7 号）中规定：可再生能源发电价格实行政府订价和政府批示价 两种形式。政府批示价即通过招标确定的中标价格；可再生能源发电项目上彀电价 高于本地脱硫燃煤机组标杆上彀电价的部门、国度投资或补助建立的公共可再生 能源独立电力系统运行庇护费用高于本地省级电网均匀销售电价的部门，以及可 再生能源发电项目接网费用等，通过向电力用户征收电价附加的体例处理。即电网 和发电企业实时结算的电价部门为本地煤电标杆电价，其余部门需要期待可再生能源补助到账后下发。因而在风电、光伏的上彀电价构造中，煤电标杆电价占据着 重要地位，超出煤电标杆电价的部门因为可再生能源补助发放的延迟问题，招致运 营企业产生了较大的应收账款“堰塞湖”。
比照各年度期末应收账款余额和全年净利润、营业收进、运营净现金流以及期 末净资产，能够发现应收账款对企业运营形成了影响。同样以那 6 家公司为例：期末应收账款/昔时净利润：6 家公司在 2021 年度的比值均在 300%以 上，更高的是大唐新能源，到达了 9 倍；2016-2021 年均值均超越 250%， 大唐新能源接近 9.5 倍。期末应收账款/昔时营业收进：除龙源电力外，其他 5 家公司在 2021 年 度的比值均在 100%以上，即期末应收账款大于全年营业收进；而 2016- 2021 年均值也都接近 100%上下。龙源电力的比值较低，次要是因为其 有必然体量的拆机是火电，营收中没有补助部门。期末应收账款/昔时运营净现金流：6 家公司在 2021 年度的比值在 150% 以上，除龙源电力外，其余 5 家以至在 200%以上；2016-2021 年均值 根本在 1 倍以上，华电新能以至超越 2 倍。期末应收账款/期末净资产：6 家公司在 2021 年度的比值在 25%以上， 华能新能源、大唐新能源、华电新能超越 50%；2016-2020 年均值在 20% 以上。
2017 年 8 月 31 日，国度能源局发布《关于公布风电平价上彀示范项目标通 知》，位于河北、黑龙江、甜肃、宁夏、新疆 5 省、总规模 70.7 万千瓦的 13 个项 目成为首批风电平价上彀示范项目。2019 年 7 月 31 日，13 个项目中的中核汇能 甜肃玉门黒崖子 50MW 平价风电示范项目并网，成为全国首个并网发电的平价风 电示范项目。跟着上彀电价下调带来的新补充贴金额增长趋缓、存量补助金额的稳步提拔、 平价项目标陆续投产，补助形成的应收账款“堰塞湖”有看逐渐回落。2021 年中 央政府性基金的收、收预算中，可再生能源电价附加收进及收入安放金额均低于 2020 年的预算数和施行数。
2022 年 8 月，南方电网发布《关于成立广州可再生能源开展结算办事有限公 司的通知》《通知》指出：国度发改委、财务部、国务院国资委受权设立北京、广 州可再生能源开展结算办事有限公司统筹处理可再生能源发电补助问题。广州可 再生能源结算办事公司由南方电网牵头设立，承担南方电网负责区域可再生能源 补助资金治理营业，处理可再生能源补助问题。估量北京可再生能源结算办事公司 或由国度电网牵头设立，承担国网负责区域可再生能源补助资金治理营业。此次 《通知》明白可再生能源结算办事公司承担政策性使命，在财务拨款根底上，关于 补助资金缺口根据市场化原则通过专项融资处理，目前最困扰绿电运营商的存量 补助欠款有看加速下发。从《通知》来看，可再生能源补助缺口专项融资处理计划 已明白，并已经在逐渐落地，存量补助欠款“堰塞湖”问题有看加速处理。
3.3.2 风、光贸易形式近于水、核，具备成为“印钞机”的潜量
比照水、火、核、风、光五大电源类型的消费流程，火、核两种电源类型在生 产流程中需要消耗燃料（煤炭、天然气、核燃料等），而水、风、光是对水能、风 能、太阳能的间接操纵，目前除部门地域的水电需要付出水资本费（2017 年 12 月 1 日起改为水资本税，计进税金及附加）外，其实不需要对上游“原素材”停止 付费。因而，水、风、光三种电源类型的盈利形式较为类似，成本端次要是固定资 产折旧以及人员、运维等费用。
比照 6 家头部新能源运营商和 3 家头部水电运营商的关键财政目标：毛利率：2021 年，6 家新能源运营商毛利率均值为 49.6%，3 家水电运 营商均值为 59.2%；2016-2021 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分 别为 48.4%、59.9%。剔除有必然规模火电资产的龙源电力后，5 家新能 源运营商 2021 年毛利率均值为 52.5%，2016-2021 年均值为 51.0%。净利率：2021 年，6 家新能源运营商净利率均值为 28.8%，3 家水电运 营商均值为 37.7%；2016-2021 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分 别为 25.5%、36.3%。剔除有必然规模火电资产的龙源电力后，5 家新能 源运营商 2021 年净利率均值为 30.7%，2016-2021 年均值为 26.7%。ROE：2021 年，6 家新能源运营商 ROE 均值为 10.1%，3 家水电运营 商均值为 11.5%；2016-2021 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值别离 为 9.5%、12.4%。ROA：2021 年，6 家新能源运营商 ROA 均值为 3.6%，3 家水电运营商 均值为 5.3%；2016-2021 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值别离为 3.2%、5.1%。由此可见，风电运营商的利润率程度接近于水电，大幅高于火电，以至略高于 同样有“印钞机”佳誉的核电。跟着补助问题的逐渐消解，风电运营的丰厚利润将 成为和水、核一样实其实在的强劲现金流。
3.4 绿电核心合作点
在比照运营商的营收、拆机规模、盈利才能之后，当前时点绿电运营商的核心 价值在于“赛马圈地”下的拆机增长，通过不竭增长的拆机在合理的项目收益率下 继续创造不变的现金流，进一步撑持运营商投资新的优良项目资产，同时获益于产 业链上游的成本下行与运营效率提拔效率以及新能源补助欠款的改进，运营商的 现金流情状进一步改进，良性的轮回开展形式即运营商通过运营项目带来的现金 流快速回笼实现新的项目投资，完成本身的内生增长。那么在阐发绿电运营商时，核心的存眷其高本钱开收下的现金流情状与融资 成本情状，那两点关系到绿电运营商的内轮回增长能否顺利的开展。
3.4.1 高本钱开收与不变现金流
在各家赛马圈地加速扩大规模时，年度的本钱开收得到不变的现金流撑持。以前述 6 家头部新能源运营商为例，2021 年：华电新能本钱开收为 283 亿元，运营性现金流为 99 亿元（2021 年 12 月完成增资引战 150 亿元）；龙源电力本钱开收为 177 亿元，运营性现金流为 168 亿元；三峡能源本钱开收为 299 亿元，运营性现金流为 88 亿元（2021 年 6 月 A 股 IPO 融资 227 亿元）；中广核风电本钱开收为 287 亿元，运营性现金流为 122 亿元（2021 年 11 月完成增资引战 305 亿元）；华能新能源本钱开收为 113 亿元，运营性现金流为 86 亿元；大唐新能源本钱开收为 82 亿元，运营性现金流为 60 亿元。
3.4.2 融资成本继续下行
受益于整体利率情况的宽松，做为央企集团重要的新能源运营平台，5 家新能 源运营商的整体发债融资利率不竭下行。以龙源电力为例，其做为国度能源集团旗 下重要新能源平台，信誉情况优良，多年来庇护 AAA 主体评级。2010 年以来， 龙源电力已经累计发行债券融资 2914 亿元，此中，自 2015 年起头次要通过滚动 发行超短期融资券融资，整体发债融资成本已经降至 2%摆布。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资定见。如需利用相关信息，请参阅陈述原文。）
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