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(wù)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(yīng)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(dǎo)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(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 地燃煤發(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(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(fù)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(yù)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(yù)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。
基于此，我們對于國內(nèi)新建陸上風電進行項目全生命周期模擬?？傮w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(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(wù)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。中長期視角下，伴隨光伏電池技術(shù)迭代進步和規(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電，盈利質(zhì)量顯著提高。
2.3、儲能配置：風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、氫儲能等主要方式。以電化學儲能為例，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)維護成本。
風電裝機成本大幅降低，當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)每年維護成 本約 55 元/千瓦，替換成本約為 850 元/千瓦。基于此，我們進行了配套儲能系統(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 點與電力負荷中心出現(xiàn)一定程度的錯配;
風光發(fā)電出力不穩(wěn)定，占比提升增大系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻負擔——風電、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，因此風電、光伏等新能源進入電力系統(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、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)風光儲、2)風光水儲、3)風光火儲等三種一體化方 式，而內(nèi)陸清潔能源基地可為風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 電光伏基地規(guī)劃布局方案，至 2030 年規(guī)劃建設(shè)風光基地總裝機量約 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)進度影響新能源裝機增長進度。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 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到 720GW。扣除 2021 年新增新能源裝機約為 102.5GW(風電 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)逐步減少承擔調(diào)峰職責的情況 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 風電逐步實現(xiàn)平價上網(wǎng)且盈利水平提升的進程，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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