国海证券研究所请务必阅读正文后免责条款部分2022年02月11日行业研究评级：推荐(维持)研究所证券分析师：杨阳S0350521120005yangy08@ghzq.com.cn绿电：风光正好，把握碳中和下的时代机遇——新型电力系统专题一最近一年走势相对沪深300表现表现1M3M12M公用事业-1.0%4.1%32.2%沪深300-3.5%-4.0%-18.2%相关报告投资要点：◼碳中和背景下，电力板块迎来重大发展机遇，风光是明确主线。依据国务院意见要求，2025/2030/2060年我国非化石能源消费比重预计分别达到约20%、25%、80%以上，光伏、风电在实现双碳目标过程中承担着重要任务，“十四五”作为能源结构转换的关键期，整体电力板块投资将有望持续上行。风光是碳中和下的明确主线，十四五期间我国将重点发展九大清洁能源基地、五大海上风电基地，风电下乡规模达50GW，676个县被列为整县推进屋顶分布式光伏开发试点。◼在一次能源消费及碳排放的双重约束下，我们预计风电累计装机规模将由2020年2.8亿千瓦提升至2025年5.5亿千瓦、2030年8.4亿千瓦、2050年20.1亿千瓦，2020-2050年CAGR达6.8%；光伏累计装机规模将由2020年2.5亿千瓦提升至2025年7.1亿千瓦、2030年12.4亿千瓦、2050年30.6亿千瓦，2020-2050年CAGR达8.7%。◼风光设备降本趋势不改，政策助力融资成本降低。风电方面，机组大型化趋势下，陆上风电已进入平价时代，风机招标价格已下探到2000元/kW（不含塔筒）；海风平价时代逐步来临，浙江680MW海风项目开标价格较2020年采购均价下降约40%-50%。机组大型化趋势叠加技术进步和产业链整合，风电未来仍有降本空间。光伏方面，近年来组件技术升级、电池转换效率提升驱动成本快速下降。2021年底国内硅料新增产能超10万吨，短期新增产能相继投产使得硅料价格高位缓和，长期超200万吨多晶硅产能陆续释放将进一步缓解成本压力，到2025年，光伏发电LCOE将下降至0.22-0.46元/Kwh之间。融资成本方面，随着碳中和债、碳减排支持工具渐次落地，新能源运营商融资成本进一步降低。◼新能源消纳需求保障充分，绿电交易溢价持续上行。各地区非水电最低消纳责任权重逐年递增，2021年全国消纳责任权重平均值13.38%，2022年的预期目标提升至14.63%。能源双控制度对超额消纳量实行绿电消费豁免，进一步提升绿电消纳需求。绿电交易机制将新能源电力环保属性货币化，交易溢价已由2020年9月首批绿色电力试点交易的0.03-0.05元/kWh上涨至浙江绿电交易的0.061元/kWh再到2022年江苏年度交易0.072元/kWh。2022年1月发改委等印发《促进绿色消费实施方案》，指出加强绿电交易与碳排放权交易的衔接，进一步明确绿电消费需求。根据50-60元/吨的碳交易市场价格测算，当前绿电溢价约0.05元/kWh。IMF预计到2030年碳价提升至每吨75美元或以上，据此测算，2030年我国绿电溢价空间有望提升至0.36元/kWh。-0.1974-0.06820.06090.19010.31920.448421/221/321/421/521/621/721/821/921/1021/1222/122/2公用事业沪深300证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分2重点关注公司及盈利预测重点公司股票2022-02-11EPSPE投资代码名称股价20202021E2022E20202021E2022E评级600011.SH华能国际8.670.18-0.670.6441.11-11.48买入600021.SH上海电力12.620.34-0.251.0220.96-11.97未评级600027.SH华电国际4.430.420.110.508.0237.658.36未评级001289.SZ龙源电力25.480.720.901.0411.1218.3115.86未评级000537.SZ广宇发展18.951.190.290.995.2872.3521.40未评级600905.SH三峡能源6.910.130.200.2853.2534.3823.71买入000875.SZ吉电股份8.260.220.290.4219.1729.1820.22未评级600821.SH金开新能8.730.040.270.52100.1230.1015.77未评级资料来源：Wind资讯，国海证券研究所（注：未评级企业盈利预测取自万得一致预期；港股币种为港元）◼电价改革加速，火电盈利有望回归公共事业属性。电价市场化改革加速推进，电价上浮范围调整至20%，价格形成机制更加灵活。2022年年度长协交易中，江苏火电成交价格较基准上涨19.4%，陕西双边协商成交价顶格上浮20%。此外，电价改革要求取消工商业目录电价，以“推进工商业用户都进入市场”作为重要改革措施，随着工商业用户涌入下游市场，电企议价能力进一步增强。2021年12月，煤炭100%长协定价措施出台，政策定调持续加码煤炭保供，煤电博弈有效化解，度电价差恢复稳定。随着煤价和电价的联动性愈来愈强，火电度火电有望回归公用事业属性，估值体系即将重构。◼行业评级及投资策略：我们看好电力板块投资机会，火电有望受益于估值修复和新能源转型带来的成长属性，新能源运营商具备量价齐升趋势，给予行业“推荐”评级。◼重点关注个股：①火电转型新能源建议重点关注华能国际（A+H）、华电国际（A+H）、上海电力，建议关注中国电力（H）、华润电力（H）、福能股份、广州发展、粤电力A、国电电力、大唐发电（A+H）和申能股份等；②可再生能源运营商建议重点关注龙源电力（A+H）、广宇发展、三峡能源、吉电股份、金开新能，建议关注太阳能、中闽能源和江苏新能等。◼风险提示宏观经济下滑风险；政策推进不及预期；装机进度不及预期；能源设备降本不及预期；新能源消纳不及预期；技术进步不及预期，重点关注公司业绩不及预期，国内外并不具备完全可比性，对标的相关资料和数据仅供参考。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分3内容目录1、碳中和主线下，电力板块迎来重大发展机遇...........................................................................................................61.1、能源变革广泛深刻，电力板块投资有望提速....................................................................................................61.1.1、政策驱动能源转型，风电光伏迎来发展机遇.........................................................................................61.1.2、供需偏紧，电力资本开支投资有望提速................................................................................................91.2、风光：碳中和下的明确主线...........................................................................................................................131.2.1、集中式发展：风光大基地....................................................................................................................131.2.2、分布式发展：风电下乡+光伏整县推进................................................................................................151.3、风电、光伏十四五新增装机超7亿千瓦.........................................................................................................172、风光降本趋势不改，政策助力融资成本降低.........................................................................................................182.1、陆风仍有降本空间，海风加速步入平价时代..................................................................................................182.2、硅料价格边际缓和，光伏装机压力缓解.........................................................................................................232.3、碳减排支持工具落地，新能源运营商融资成本降低.......................................................................................273、新能源消纳需求保障充分，绿电交易前景广阔.....................................................................................................293.1、新能源消纳机制+能耗双控，绿电消纳需求提升............................................................................................293.2、绿电交易机制溢价凸显，直接增厚新能源运营商收益...................................................................................324、火电盈利有望回归公共事业属性...........................................................................................................................364.1、电价改革加速，上网电价突破价格天花板.....................................................................................................364.2、电力供需偏紧格局不改，电企对下游议价能力强...........................................................................................394.3、煤电顶牛或将结束，火电有望回归公用事业属性...........................................................................................425、投资建议：...........................................................................................................................................................435.1、主线一：火电转型新能源...............................................................................................................................435.2、主线二：新能源运营......................................................................................................................................446、风险提示...............................................................................................................................................................48证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分4图表目录图1：我国非化石能源消费比重及未来预期目标（%）................................................................................................6图2：我国历年碳排放来源结构，电力为主要来源.......................................................................................................7图3：电源结构仍以煤电为主，转型迫切性强..............................................................................................................7图4：2021年发电新增设备容量................................................................................................................................10图5：2021年风电发电新增设备容量.........................................................................................................................10图6：2021年太阳能发电新增设备容量.....................................................................................................................10图7：2021年火电发电新增设备容量........................................................................................................................10图8：2021年全社会用电量........................................................................................................................................11图9：2021年第一产业用电量....................................................................................................................................11图10：2021年第二产业用电量..................................................................................................................................11图11：2021年第三产业用电量..................................................................................................................................11图12：今年我国各地区限电情况................................................................................................................................12图13：电力板块投资有望提速....................................................................................................................................12图14：“十四五”大型清洁能源基地布局示意图............................................................................................................13图15：新能源场站无人值守运营管理图，可实现风电场远程管理模式.....................................................................16图16：2020年底国内光伏装机结构...........................................................................................................................17图17：历年光伏装机结构...........................................................................................................................................17图18：大兆瓦容量风机销售容量增幅较大（以金风科技为例）.................................................................................19图19：2021年以来风机价格处下滑趋势....................................................................................................................19图20：我国风电机组单机容量仍有提升空间..............................................................................................................20图21：陆上风电LCOE有望进一步下降....................................................................................................................20图22：我国海上风电平均单机容量仍有提升空间.......................................................................................................22图23：2007-2020年国内组件及系统价格下降情况（单位：元/W）........................................................................24图24：2019-2020年各地区光伏最低中标电价.........................................................................................................24图25：去年以来隆基股份单晶硅片价格大幅上涨.......................................................................................................24图26：硅料价格持续攀升..........................................................................................................................................24图27：2019-2025年三氯氢硅西门子法多晶硅生产线设备投资成本变化趋势（亿元/千吨）....................................26图28：2020-2030年不同尺寸硅片市场占比变化趋势...............................................................................................26图29：异质结等高效电池市占率有望进一步提升.......................................................................................................27图30：2019-2025年组件生产成本变化趋势（单位：元/W）...................................................................................27图31：到2025年，光伏LCOE将降至0.22-0.462元/kWh......................................................................................27图32：超四成碳中和债用于支持风电、光伏电站.......................................................................................................28图33：碳中和债券利率较低.......................................................................................................................................28图34：2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表......................................................................................30图35：可再生能源消纳保障机制叠加能源双控制度，有望提升各地新能源消纳需求...............................................31图36：我国新型储能市场规模预期增长较大..............................................................................................................32图37：图解绿电交易机制..........................................................................................................................................33图38：绿证认购市场交易情况....................................................................................................................................34图39：全国碳市场碳排放配额交易情况.....................................................................................................................34图40：绿证、绿电、碳排放权市场交易模式及潜在的关联.......................................................................................35图41：图解省间电力现货交易....................................................................................................................................35图42：2020年新能源省间交易电量构成....................................................................................................................36图43：电价改革持续推进...........................................................................................................................................38图44：全社会用电量及增速.......................................................................................................................................40证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分5图45：火电设备利用小时数.......................................................................................................................................40图46：国家发改委对电网企业代理购电的工作部署..................................................................................................42图47：新能源运营市场迎来一轮量的爆发..................................................................................................................45图48：新能源运营生产运维成本、融资成本双双下降...............................................................................................46图49：消纳需求得到保障和绿电交易溢价推动收入改善............................................................................................47表1：2021年以来中央政府部门发布的新能源发电领域重要政策文件或重要会议指引...............................................7表2：各地大型风光基地规划项目数...........................................................................................................................13表3：2021年10月以来各地大基地项目开工情况.....................................................................................................14表4：国家能源局规定不同建筑类型可安装光伏发电比例..........................................................................................16表5：各地屋顶分布式光伏开发规模或进展................................................................................................................17表6：能源消费及碳排放约束下，2030及2050年光伏、风电装机情况....................................................................18表7：2010-2020年不同发电类型的成本变化..............................................................................................................19表8：2021年整机商机型中，海风（加粗数据）已出现16MW容量机组.................................................................21表9：浙江680MW海风项目开标均价大幅下降..........................................................................................................21表10：以1600MW项目为例，测算福建省海上风电平价上网IRR（税后）%...........................................................22表11：各地海风省补政策...........................................................................................................................................23表12：近期国内太阳能级多晶硅成交价高位企稳......................................................................................................24表13：2021年11月以来头部硅料公司陆续投产超10万吨........................................................................................25表14：主要硅料企业2022年产能将增加约51.8%......................................................................................................25表15：上游硅料生厂商产能投产计划（万吨）...........................................................................................................26表16：新能源运营商融资成本测算.............................................................................................................................28表17：各地区非水电最低消纳责任权重逐年递增.......................................................................................................29表18：储能形式分类及应用范围................................................................................................................................31表19：2021年来电力体制改革相关政策梳理..............................................................................................................37表20：2021年各省出台的电价改革政策....................................................................................................................38表21：上网电价市场化改革后，近期部分省份电力交易结果.....................................................................................39表22：各省份限电限产政策........................................................................................................................................39表23：电力系统灵活性提升方式比较.........................................................................................................................41表24：5%用电增速假设下风光装机增量预测.............................................................................................................41表25：2023年风光装机增量敏感度测算....................................................................................................................41表26：23家2021Q4亏损火电企业概览....................................................................................................................43表27：与跨区域省间富余可再生能源现货交易相比，省间现货交易规则具有如下特点.............................................46证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分61、碳中和主线下，电力板块迎来重大发展机遇1.1、能源变革广泛深刻，电力板块投资有望提速1.1.1、政策驱动能源转型，风电光伏迎来发展机遇“双碳”目标坚如磐石，能源转型路径清晰。2020年9月，习总书记提出“2030年碳达峰，2060年碳中和”发展目标。2021年10月，国务院印发2030年前碳达峰行动方案，主要目标提到“到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降65%以上，顺利实现2030年前碳达峰目标”。2021年10月中共中央、国务院下发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，依据意见要求，2025/2030/2060年国内非化石能源消费比重预计分别达到约20%、25%、80%以上，逐步建立绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系，实现碳中和目标。目前我国能源消费结构中煤炭占比仍较高，“双碳”目标奠定了未来一段时期内国家能源结构转型的总基调。图1：我国非化石能源消费比重及未来预期目标（%）资料来源：国家统计局、《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、国海证券研究所光伏、风电在实现双碳目标过程中承担着重要任务。电力部门是我国能源消费碳排放主要来源，电力行业减排效果对“双碳”目标的实现影响重大。据IEA统计，2019年我国电力与热力部门碳排放达到5268Mt，占比达53%；Ember数据显示，2020年煤炭发电占比高达63%。目前我国电源结构仍以煤电为主，电源结构转型迫切。2021年3月发布的《国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》中明确提出要“大力提升风电、光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源，有序发展海上风电”，体现出我国通过提高新能源发电占比来降低碳排放强度的决心。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分7图2：我国历年碳排放来源结构，电力为主要来源图3：电源结构仍以煤电为主，转型迫切性强资料来源：IEA、国海证券研究所资料来源：Ember、国海证券研究所双碳目标驱动下，2021年以来我国新能源发电行业政策利好不断，发展环境也发生了重大变化。一是风电、光伏正式迈入全面平价时代，补贴对行业的影响逐渐弱化。根据《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，2021年起新备案的集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准的陆上风电项目实行平价上网，电价按照当地燃煤发电基准价执行。2021年起新核准的海上风电项目电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。二是电力体制改革进程加快，新能源参与市场化交易进程持续推进。2021年10月发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》建立起了“能跌能涨”的市场化电价机制，将加快推动电力中长期交易、现货市场和辅助服务市场建设发展。随着电力市场进程推进，新能源参与电力市场的规模也将进一步扩大，2021年9月正式启动的绿色电力交易试点将绿色电力环境价值产生的交易溢价通过电力中长期市场传达至新能源运营商。三是消纳机制不断完善，绿色电力需求提升。政策层面一方面通过明确各地区消纳权重及能源双控制度下对绿电消耗的“豁免”来提升各地新能源消纳需求，另一方面不断完善储能、调峰、新能源配套送出工程等硬件配套措施以提高新能源消纳送出能力。表1：2021年以来中央政府部门发布的新能源发电领域重要政策文件或重要会议指引分类出台时间文件名称政策目标或政策要点宏观规划2021年3月国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要加快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举，大力提升风电、光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源，有序发展海上风电，加快西南水电基地建设，安全稳妥推动沿海核电建设，建设一批多能互补的清洁能源基地，非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右2021年9月中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见坚持集中式和分布式并举，优先推动风能、太阳能就地就近开发利用，因地制宜开发水能；构建以新能源为主体的新型电力系统，提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分8表1：2021年以来中央政府部门发布的新能源发电领域重要政策文件或重要会议指引分类出台时间文件名称政策目标或政策要点2021年10月国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知（国发〔2021〕23号）全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地。加快智能光伏产业创新升级和特色应用，创新“光伏+”模式，推进光伏发电多元布局。坚持陆海并重，推动风电协调快速发展，完善海上风电产业链，鼓励建设海上风电基地。积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上消纳相关规划2021年5月国家发展改革委国家能源局关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知（发改能源〔2021〕704号）强化可再生能源电力消纳责任权重引导机制，从2021年起，每年初滚动发布各省权重，同时印发当年和次年消纳责任权重2021年9月抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）2025年目标：投产总规模6200万千瓦以上；2030年目标：投产总规模1.2亿千瓦左右2021年9月国家发展改革委关于印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》的通知（发改环资〔2021〕1310号）对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核项目建设2021年2月国家发改委国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见（发改能源规〔2021〕280号）通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，主要包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级“源网荷储一体化”等具体模式，文件有效期5年，对“电源侧”的发电企业今后发展将产生重大影响2021年5月国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（国能发新能〔2021〕25号）一是建立消纳责任权重引导机制；二是建立并网多元保障机制；三是建立保障性并网竞争性配置机制。2021年5月国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于做好新能源配套送出工程投资建设有关事项的通知（发改办运行〔2021〕445号）允许新能源配套送出工程由发电企业建设。对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的新能源配套送出工程，允许发电企业投资建设，缓解新能源快速发展并网消纳压力。发电企业建设配套送出工程应充分进行论证，并完全自愿，可以多家企业联合建设，也可以一家企业建设，多家企业共享。2021年6月国家能源局综合司关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知各省（自治区、直辖市）及新疆生产建设兵团共报送试点县（市、区）676个，全部列为整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点2021年7月国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见（发改能源规〔2021〕1051号）到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦以上2021年7月国家能源局综合司关于开展可再生能源发电项目开发建设按月调度的通知提出建立可再生能源发电项目开发建设按月调度机制，对可再生能源发电项目从核准（审批、备案）、开工、建设、并网到投产进行全过程调度2021年7月国家发展改革委国家能源局关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知（发改运行〔2021〕1138号）充分认识提高可再生能源并网规模的重要性和紧迫性，市场化并网项目量化配置储能和调峰证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分9表1：2021年以来中央政府部门发布的新能源发电领域重要政策文件或重要会议指引分类出台时间文件名称政策目标或政策要点电价2021年5月国家发展改革委关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知（发改价格〔2021〕689号）持续深化燃煤发电、燃气发电、水电、核电等上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制2021年6月国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知（发改价格〔2021〕833号）新增风光项目全部平价上网，执行当地燃煤基准价；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值2021年7月国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知（发改价格〔2021〕1093号）优化分时电价机制；完善峰谷电价；建立尖峰电价2021年10月国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（发改价格〔2021〕1439号）有序放开全部燃煤发电电量上网电价，现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准；新能源参与市场部分，如果走中长期交易市场价格，则浮动范围变大参与电力市场2021年4月国家发改委办公厅国家能源局综合司关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知（发改办体改〔2021〕339号）通知明确了电力现货试点范围扩大，拟选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点。鼓励新能源项目与电网企业、用户、售电公司通过签订长周期（如20年及以上）差价合约参与电力市场。引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入如全生命周期保障收购小时数2021年8月国家发展改革委国家能源局关于绿色电力交易试点工作方案的复函（发改体改〔2021〕1260号）绿色电力交易要充分体现绿色电力的环境属性价值，按照保障收益的原则，可参考绿色电力供需情况，合理设置交易价格上、下限2021年11月国家电网有限公司公布《省间电力现货交易规则》我国首个覆盖所有省间范围、所有电源类型的省间电力现货交易规则，有利于加大新能源跨省跨区的大范围市场化交易金融2021年3月国家发展改革委财政部中国人民银行银保监会国家能源局关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知（发改运行〔2021〕266号）金融机构按照商业化原则与可再生能源企业协商展期或续贷。对短期偿付压力较大但未来有发展前景的可再生能源企业，金融机构可以按照风险可控原则，在银企双方自主协商的基础上，根据项目实际和预期现金流，予以贷款展期、续贷或调整还款进度、期限等安排。优先发放补贴和进一步加大信贷支持力度2021年6月国家发展改革委关于进一步做好基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）试点工作的通知（发改办投资〔2021〕958号）能源基础设施：包括风电、光伏发电、水力发电、天然气发电、生物质发电、核电等清洁能源项目，特高压输电项目，增量配电网、微电网、充电基础设施项目，分布式冷热电项目2021年11月碳减排支持工具人民银行通过“先贷后借”的直达机制，对金融机构向碳减排重点领域内相关企业发放的符合条件的碳减排贷款，按贷款本金的60%提供资金支持，利率为1.75%，期限1年，可展期2次资料来源：国家发改委、国家能源局、中国政府网、国家电网、中国人民银行、国海证券研究所1.1.2、供需偏紧，电力资本开支投资有望提速供给：2021年新增发电设备容量同比小幅下滑，光伏装机量有所提升。整体来看2021年，全国新增发电设备容量176.29GW，同比下降7.65%；结构来证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分10看，太阳能、风电新增发电装机容量同比分别为13.96%、-34.0%，受硅料价格高企、2020年底陆风抢装等影响，2021年新能源装机整体不及预期，但光伏装机量有所提升；火电、水电新增装机容量分别变动-18.2%、79.0%。图4：2021年发电新增设备容量图5：2021年风电发电新增设备容量资料来源：WIND、国海证券研究所资料来源：WIND，国海证券研究所图6：2021年太阳能发电新增设备容量图7：2021年火电发电新增设备容量资料来源：WIND、国海证券研究所资料来源：WIND，国海证券研究所需求：基数效应叠加经济修复拉动电力需求整体表现强劲，能耗双控政策下四大高耗能行业用电增速回落。整体来看，2021年全国全社会用电量83128亿千瓦时，同比增长10.3%；去年同期的低基数效应以及经济修复是用电量快速增长的主要原因。分结构来看，2021年第一产业用电量1023亿千瓦时，同比增长16.4%，二、三产业分别增长9.1%、17.8%。其中，在能耗双控政策制约下，第二产业用电量增速年内显著下滑，主要原因是四大高耗能行业用电增速回落。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分11图8：2021年全社会用电量图9：2021年第一产业用电量资料来源：WIND、国海证券研究所资料来源：WIND，国海证券研究所图10：2021年第二产业用电量图11：2021年第三产业用电量资料来源：WIND、国海证券研究所资料来源：WIND，国海证券研究所供需错配叠加“能耗双控”考核压力下，电力供需总体偏紧。2021年前两季度全国电力供需总体平衡，江苏、浙江等部分地区出现电力缺口，采取了有序用电措施。三季度以来，电力供需总体偏紧，特别是9月以来在电煤供应紧张、电力消费需求高增、“能耗双控”季度末期考核压力等影响下，全国多地电力紧缺，辽宁、吉林等多地出现限电现象。10月以来，发改委密集出台保供稳价政策，保障煤炭、电力稳定供应，各地区限电情况逐步得到缓解。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分12图12：今年我国各地区限电情况资料来源：各省工信部、国海证券研究所能源变革是时代主线，十四五期间电力板块投资有望持续上行。“十三五”期间，电力、热力、燃气及水的生产和供应业固定资产投资增速持续下滑，2016-2018年间累计下降30个百分点，电力板块投资相对不足。图13：电力板块投资有望提速资料来源：WIND、国海证券研究所以1000亿度电供给为例，年均利用小时数为4000的情况下需要25GW火电装机，假设火电单位造价成本为40亿/GW，则需总投资需1000亿。假设将火证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分13电全部替换为风光发电，且风光发电量供给比例为1:1，那么分别需要约20GW风电和40GW光伏，假设风电单位造价为60亿/GW，光伏为45亿/GW，则风电光伏的投资总额将达到3000亿，利用小时数的区别使得风光投资需求较大。同时，因为新能源发电的间歇性和随机性，还需要配备相关储能设备等，整体投资规模还会更高。因此“十四五”作为能源结构转换的关键期，我们认为整体电力板块投资增速有望上行。1.2、风光：碳中和下的明确主线1.2.1、集中式发展：风光大基地十四五期间将重点发展九大清洁能源基地、五大海上风电基地。根据“十四五”规划，十四五期间将重点发展九大清洁能源基地、五大海上风电基地。由于具备太阳能资源丰富、新能源产业集中、水电资源丰富等优势，风光基地主要集中在东北、西北、西南等地区。九大清洁能源基地主要分布在松辽、冀北、黄河几字湾、河西走廊等地，均为“风光水储一体化”基地；五大海上风电基地包括广东、福建、浙江、江苏和山东海上风电基地项目。图14：“十四五”大型清洁能源基地布局示意图资料来源：人民政府网，国海证券研究所各地陆续发布大型风光基地规划。据北极星太阳能光伏网统计，目前各省(区/市)规划百万千瓦大基地项目46个，千万千瓦大基地项目41个，如果以上项目规划全部落地，装机规模将远远超过400GW，并且以上大基地项目区域位置，基本与“十四五”期间我国将建设九大大型清洁能源基地的分布位置相吻合。表2：各地大型风光基地规划项目数地区大型风光基地项目数湖北12证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分14内蒙古12贵州7甘肃7黑龙6陕西6河南4云南4宁夏4河北3山西3新疆3山东3青海3四川2吉林2辽宁2福建1西藏1安徽1资料来源：北极星太阳能光伏网、国海证券政策持续加码，大型风电光伏基地项目实施进度可期。2021年10月12日，习近平主席在《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会上宣布，中国将大力发展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。2021年10月30日，国家发展改革委和国家能源局牵头建立大型风电光伏基地项目库，实施按月调度，及时掌握并协调解决项目建设过程中的重大问题，督促地方能源主管部门严格按要求完成基地项目建设，积极引导给予并网、土地、金融等政策支持。截至2022年1月，第一批50个风光大基地已申报完成，总规模97.05GW，已有75GW项目开工建设，其中，有超45GW风光大基地项目明确要求在2022年底前投产，有超52GW风光大基地项目明确要求在2023前投产。表3：2021年10月以来各地大基地项目开工情况序号省份开工时间基地名称装机规模（万千瓦）计划投资（亿元）1青海10月15日青海海南、海西新能源基地10906502甘肃10月15日甘肃省新能源基地项目1285700310月15日“陇电入鲁”配套新能源基地首批白银110万千瓦项目1104内蒙古10月16日蒙西基地库布其200万千瓦光伏治沙项目200120510月20日内蒙古大唐托克托200万千瓦外送项目2001206云南10月25日金沙江下游大型风电光伏基地（云南侧）43710月下旬澜沧江流域国家级“风光水储”一体化基地（部分开工）16811月2日丽江市2021年第四季度重点项目（新能源+绿氢）280911月2日国投大朝山西林业光伏发电项目3010宁夏10月20日国能宁夏电力公司200万千200100证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分15瓦光伏项目11安徽10月22日阜阳南部120万千瓦风光电项目12012广西10月25日横州260万千瓦风光储一体化大型基地示范项目26012813山东10月28日鲁北盐碱滩涂千万千瓦风光储一体化基地2009014陕西10月31日延安市四季度重点项目暨大型风电光伏基地1511月12日国家大型风电光伏基地陕西省项目30016016山西11月2日晋中市昔阳300万千瓦风光储一体化新能源基地30017吉林10月28日吉林“陆上风光三峡”工程资料来源：索比光伏网、北极星太阳能光伏网、国海证券研究所1.2.2、分布式发展：风电下乡+光伏整县推进风电方面，“十四五”风电下乡50GW，分散式风电项目获政策有利支持。国家能源局在2021年2月26日发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》首次提出“千乡万村驭风计划”。9月10日国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏在第四届风能开发企业领导人座谈会提出，将在中东南地区重点推进风电就地就近开发，特别在广大农村实施“千乡万村驭风计划”。10月17日上午，风电伙伴行动，零碳城市，富美乡村启动仪式在北京举办，仪式上发布了风电伙伴行动具体方案。方案明确，力争2021年年底前启动首批10个县市总规划容量500万干瓦示范项目。“十四五”期间，在全国100个县，优选5000个村，安装1万台风机，总装机规模达到5000万千瓦。资源基础良好+技术可行性强+经济效益有保障，看好风电下乡计划落地趋势。我国大部分地区，尤其是中东南低风速资源区域已具备开发条件，可供开发资源潜力在10亿千瓦以上。且在目前技术条件下，风电机组在农村地区可以根据实际情况就近接入现成的10千伏、35千伏或110千伏输电线路，并实现电能的就近利用与消纳。通过一体化管控平台，实现风电场远程管理模式，对分散于各个农村的风电机组进行集中监控，可减少专业人员现场作业，在有效降低运维成本的同时，提升经济效益。此外，风电项目已普遍具备经济可行性。根据中国能源报2021年9月刊载的《百县千村万台工程：“风电下乡”促进共同富裕》测算，以风速较低的河南省为例，150米高度风速约为6米/秒，安装2台5兆瓦机组的工程总承包成本不到6000元/千瓦，年利用小时数以较保守的2500小时计算，年发电量超过2500万千瓦时。根据当地0.3779元/千瓦时的上网电价计算，年发电收益超过900万元，年均净利润超过300万元，20年运行期累计创造利润可达6000万元。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分16图15：新能源场站无人值守运营管理图，可实现风电场远程管理模式资料来源：《新能源场站无人值守运维管理的创新与应用》，国海证券研究所光伏方面，整县推进政策催化分布式光伏发电在我国全面发展。2021年6月，国家能源局发布了《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，通知中明确为加快推进屋顶分布式光伏发展，将在全国组织开展整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点工作。对具有比较丰富的屋顶资源，有利于规模化开发屋顶分布式光伏，且拥有较好的电力消纳能力的县（市、区），党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于50%；学校、医院、村委会等公共建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于40%；工商业厂房屋顶总面积可安装光伏发电比例不利于30%；农村居民屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于20%。表4：国家能源局规定不同建筑类型可安装光伏发电比例屋顶分布式光伏建设区域安装比例党政机关建筑屋顶不低于50%学校、医院、村委会等公共建筑屋顶不低于40%工商业厂房屋顶不低于30%农村居民屋顶不低于20%资料来源：国家能源局、国海证券试点地区屋顶分布式光伏由电网企业保障并网消纳，同时鼓励地方创新政策措施，通过财政补贴、整合乡村振兴各类项目资金等方式给予支持，鼓励试点县（市、区）积极组织屋顶光伏开展分布式发电市场化交易。9月14日，国家能源局公布《整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单》，全国共有676个县（市、区）被列为整县屋顶分布式光伏开发试点。屋顶分布式光伏累计装机量较小，投资开发空间巨大。根据民政局发布的《2020年中华人民共和国行政区划代码》，2020年末我国内地共有2844个县证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分17级行政区，假设每个县有200MW的可开发容量，开发总量约569GW，较2020年底屋顶分布式光伏累计装机45GW增长524GW。图16：2020年底国内光伏装机结构图17：历年光伏装机结构资料来源：《探索整县推进屋顶分布式光伏开发试点模式》、国海证券研究所资料来源：同花顺，国海证券研究所政策发布后，已有多个省份（自治区、直辖市）发布相关指导性文件。据已公布首批屋顶分布式光伏整县推进试点规模情况的各省份规划来看，批复项目规模已超43GW。此外，包括国家电网、国家电投、华能集团及华电集团在内的大型央企也在逐步推进整县屋顶分布式光伏项目。阳光电源、天合光能等民营企业也在快速入局，并同时推动“央国企+民企”联合投资模式的发展。表5：各地屋顶分布式光伏开发规模或进展省/市国家试点数量（个）规模或实施进度河北37规模：国家电网河北电力公司公开了一部分冀南电网辖区内的整县推进试点名单，共批复18个县市区，规模为1.64GW；实施进度：全面落实试点方案、开发主体、投资计划，确保2021年10月底前具备开工条件，2021年底前完成试点工程量、投资量要达到10%以上山西26规模：整县推进试点项目总计为1.1GW，且所有试点县均明确了项目投资主体，全部为国有企业。从规模来看，试点项目主要集中在30～50MW，个别较高的县达到了65MW上海8规模：2021年整街道（镇、乡）整街道（镇、乡）屋顶分布式光伏国家试点及上海市试点项目规模总计54.1015万千瓦浙江59实施进度：从两个试点县规划来看，（1）玉环市：2021年底争取新增装机50MW；到2022年8月，累计完成新增装机100MW；（2）云和县：2021年底,力争新增装机50MW；到2022年5月,累计新增装机100MW；江西8规模：根据《2021年首批光伏发电竞争优选结果》，共入围18.345万千瓦屋顶分布式光伏项目实施进度：入围项目建设单位要根据承诺在2022年4月底前建成电站和配套储能项目山东70规模：入选整县开发试点项目总开发规模3685万千瓦，总开发规模在100万千瓦及以上10个、在50万-100万千瓦（含50万千瓦）之间19个、小于50万千瓦41个，平均开发规模52.6万千瓦实施进度：2021年10月29日，山东省整县分布式光伏规模化开发启动暨沂水项目开工仪式在沂水举行，建设规模5.1万千瓦，运行年限25年，计划2022年建成投运河南66规模：整县开发试点建设全部建成后，可有效开发屋顶面积2.4亿平方米，建设光伏发电约1500万千瓦，直接投资约600亿元，年发电量可达150亿千瓦时甘肃46规模：拟规划装机容量3.086GW，涉及全省46个县，按照“一次规划，分批实施”原则实施进度：计划在“十四五”时期全部建成并网发电资料来源：各省市发改委网站、各省市能源局官网、北极星电力网、全国能源信息平台、国海证券研究所1.3、风电、光伏十四五新增装机超7亿千瓦证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分18主要依据有：10月24日，中共中央、国务院下发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，依据“意见”要求，2025/2030/2060年国内非化石能源消费比重预计分别达到约20%、25%、80%以上；10月26日国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，其主要目标为到2025年、2030年，非化石能源消费比重将分别达到20%、25%左右。在一次能源消费及碳排放的双重约束下，我们预计风电累计装机规模将由2020年2.8亿千瓦提升至2025年5.5亿千瓦、2030年8.4亿千瓦、2050年20.1亿千瓦，2020-2050年CAGR达6.8%；光伏累计装机规模将由2020年2.5亿千瓦提升至2025年7.1亿千瓦、2030年12.4亿千瓦、2050年30.6亿千瓦，2020-2050年CAGR达8.7%。表6：能源消费及碳排放约束下，2030及2050年光伏、风电装机情况项目20202025E2030E2050E能源消费总量（万吨标煤）498,000580,000620,000650,000其中：原煤282,864319,000328,60097,500原油94,12287,00097,23436,000天然气41,83258,00074,40049,000非化石能源77,190116,000155,000422,500因能源产生的碳排放（万吨）997,5851,087,0361,109,183326,350非化石能源发电总量（亿千瓦时）244904466065100159250其中：水电13552169712083231850核电36627146911431850风电4665116121822847775光伏261189321692647775各电源利用小时数水电3827382738273827核电7453745374537453风电2073212321732373光伏1160126013601560各电源装机规模（亿千瓦）水电3.74.45.48.3核电0.61.01.24.3风电2.85.58.420.1光伏2.57.112.430.6资料来源：WIND、国务院、发改委、《“十四五”水电开发形势分析、预测与对策措施》、国海证券研究所2、风光降本趋势不改，政策助力融资成本降低2.1、陆风仍有降本空间，海风加速步入平价时代“风光”设备成本大幅降低带动度电成本快速下降，经济性愈发凸显。根据金风科技的统计，过去20年我国风电机组单位价格下降幅度约为70%，风电场造价降幅约为50%。另据CPIA统计，我国光伏地面系统价格已由2007年60元/w下降至2020年3.99元/w。上游风机、光伏组件成本的下降叠加利用效率的提升以及利用小时数的提升，使光伏、风力发电的度电成本逐年下降。根据证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分19IRENA数据，2010-2020年，世界范围来看光伏度电成本由2010年0.381美元下降85%至2020年0.057美元；陆风度电成本由2010年0.089美元下降56%至2020年0.039美元；海风度电成本由2010年0.162美元下降48%至2020年0.084美元。表7：2010-2020年不同发电类型的成本变化电源类型系统成本（美元/KW）平准化度电成本（美元/千瓦时）2010年2020年变化幅度2010年2020年变化幅度光伏发电4,731883-81%0.3810.057-85%陆上风电1,9711,355-31%0.0890.041-54%海上风电4,7063,185-32%0.1620.084-48%水力发电1,2691,87047%0.0380.04418%生物质能2,6192,543-3%0.0760.0760%地热能2,6204,46871%0.0490.07145%光热发电9,0954,581-50%0.340.108-68%资料来源：同花顺、国海证券陆上风电已进入平价时代，机组大型化趋势下成本仍有下降空间。随着2021年以来国内大基地项目开启，风电机组大型化的趋势逐步建立，4、5MW机组开始成为主力机型。根据金风科技数据，2021年9月份3s机型风机价格已下降至2507元/kW，较2020年12月下降19.08%，较2019年12月价格下降37.40%，风机招标价格已下探到2000元/kW（不含塔筒）。图18：大兆瓦容量风机销售容量增幅较大（以金风科技为例）图19：2021年以来风机价格处下滑趋势资料来源：金风科技公司公告、国海证券研究所资料来源：风电头条、北极星风力发电网、国海证券研究所大型化趋势+技术进步+产业链整合，陆上风电未来仍有一定降本空间。据美国劳伦斯伯克利国家实验室2021年4月发布的最新全球风电度电成本预测，预计到2035年，全球风电成本有望再降低17%-35%，到2050年降幅有望达到37%-49%，成本的下降将为风电领域带来新的发展动力。展望未来，我国风机容量仍有提升空间，大型化趋势下成本有望进一步下降，且随着行业对风机的认知深入，机组设计性能的冗余将会大幅减少，利于推动风机材料成本降低。此外，随着行业的整合，产业链的集中带来的生产规模扩大，也会大幅降低大部件的成本。据国家电网预测，预计到2025年，我国陆上风电度电成本将由2019年0.315~0.565元，下降至0.241~0.447元，相较煤电的经济性有望进一步凸显。-200-10001002003004005006S/8S3S/4S2S1.5MW2021年上半年销售容量同比变动（%）证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分20图20：我国风电机组单机容量仍有提升空间图21：陆上风电LCOE有望进一步下降资料来源：CWEA、国海证券研究所注：统计口径为截至2020年底中国不同单机容量风电机组累计装机容量占比资料来源：国家电网、国海证券研究所海风机组大型化进程迅速，平价时代逐步来临。海上风机基础受到水深、海底地质情况影响造价偏高，随着海风风机大型化进程迅速推进成本有所改善。目前海风主力机型已经大于6MW，海上风电已出现16MW容量机组。海上风电有机型叶轮直径已达242米、256米，单位成本逐渐降低。同时，2022年起海风国补将全面退出，年末抢装竞争激烈，部分项目中标单价大幅下降。2021年10月，浙江680MW海风项目开标，其中中广核象山开标均价4440元/kW，华润苍南开标均价4562元/kW（含塔筒），较2020年的采购均价7000元/kW降幅约达40-50%。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分21表8：2021年整机商机型中，海风（加粗数据）已出现16MW容量机组容量区间(MW)金风科技远景能源明阳智能上海电气运达股份中车(株洲所)三一重能东方电气中国海装3.0(含)-4.0(不含)直驱永磁GW140-34GW140-3.57中速永磁GWH171-3.85高速双馈EN156-3.0EN156-3.3半直驱MySE3.0-135MySE3.6-135MySE3.2-145MySE3.6-166双馈W3.0-150W3.6-168高速鼠笼W3.6-116W3.6-122双馈3.X-140/147/156/164/172双馈WT3.0D160WT3.3D146WT3.3D160WT3.6D140WT3.6D160WT3.6D168双馈SE15533SE16033SE16X335SI-16X365S1-171405直驱D3.0-155D3.2-155D3.35-155D3.5-148D3.8-148双馈G3.6-165高速双馈H146-3.2H140-32H140-3.4H146-34H160-3.4H171-3.64.0(含)-5.0(不含)直驱永磁GW136-4.2GW136-4.8GW155-4.5GW165-4.0中速永磁GWH171-4.0GWH191-4.0GWH171-4.5GWH191-4.55高速鼠笼EN148-4.5高速双馈EN171-4.2EN156-4.5EN171-4.5EN182-4.65半直驱MySE4.0-156MySE4.0-166MySE4.0-173高速鼠笼W4.0-136SWT4.0-130SWT4.0-146W4.5-155W4.8-155W4.8-146双馈W4.55-168半直驱WH4.65N-182WH4.65N-192双馈4X-147/156/16.4/172/185/195(WD156-4.5)双馈WT4.0D160WT4.0D168WT4.0D175WT4.2D175WT4.5D160WT4.5D175WT4.8D160双馈SE15642SE15645SI-16X50SE-17250双馈G4.0-165直驱D4.0-148D4.2-155D4.5-155高速双馈H160-4.0H171-4.0高速鼠笼H155-4.55.0(含)-7.0(不含)直驱永磁GW165-5.2GW165-5.6GW165-6.0GW171-6.45GW184-6.45GW154-6.7中速永磁GWH171-5.0GWH191-5.0GWH171-5.3GWH171-5.6GWH171-6.0GWH191-6.0GWH171-6.25GWH191-6.7高速双馈EN156-5.0EN171-5.0EN182-5.0EN156-5.2EN171-5.2EN182-5.2EN171-6.25EN182-6.25EN171-6.5高速鼠笼EN161-5.2半直驱MySE5.5-155MySE5.0-166MySE6.25-172MySE6.25-182MySE6.45-180半直驱WH5.0N-192WH5.25N-172WH5.6N-182WH6.0SN-172WH6.25N-172直驱SWT6.0-154WD6.25-172W6.5F-1856.X~7.X172/175/185/195海上7MW平台9MW平台14MW平台双馈WT5.0D160WT5.0D175WT5.2D175WT6.0+D175WT6.0+D185WT6.0+D195双馈SE-172606.XMW机组高速永磁G5.0-140直驱D5.5-172D5.8-172D6.0-164D6.0-172D6.25-172高速鼠笼H155-5.0H165-5.0高速永磁H151-5.0H171-5.X高速永磁H152-6.2H171-6.2中速永磁H155-6.25H176-6.257.0及以上直驱永磁GW175-8.0中速永磁GWH242-12高速双馈EN200-7.0EN190-8.0半直驱MySE7.XMySE7.0-158MySE7.25-158MySE8.0-195MySE8.3-180MySE11-203MySE11-230MySE16-242直驱SWT7.0-154SG8.0-167EW11-208半直驱EW8.0-208直驱D7.0-186D7.5-186D8.0-186D8.5-221D9.0-221D10.0-185D10.0-221D12.5-211D13.0-211高速永磁H171-8.0中速永磁H210-8.0H220-8.0H210-9.0H210-10.0H210-12.0H256-16.0资料来源：电力头条、国海证券研究所注：选取2020年风电整机商中国市场新增吊装量前9名表9：浙江680MW海风项目开标均价大幅下降海上风电项目时间总容量（MW)开标均价（元/KW）同比2020年均价（7000/kW）降幅是否低于平价临界点（5000/KW）华润电力苍南12021年9月≥400456334.81%√中广核象山涂茨2021年9月280435237.83%√三峡昌邑莱州湾一期2021年12月300450735.61%√资料来源：国际能源网，国海证券研究所证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分22预期“十四五”期间，部分海上风电场项目可以逐步实现平价上网且具有一定的经济性。据《能源与环境》2021年5月刊载的由中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司撰写的《福建省海上风电平价上网效益分析》测算，以海上风电项目装机容量1600MW为例，按照福建省现行燃煤电厂含税标杆电价0.3932元/kWh，当静态单位千瓦投资15000元，年等效满负荷小时数3800h时，项目投资税后内部收益率约为4.66%，项目资本金内部收益率约为5.55%。表10：以1600MW项目为例，测算福建省海上风电平价上网IRR（税后）%静态单位千瓦投资（元/KW）年等效满负荷利用小时数/h3000320034003600380040004200120004.365.035.676.306.917.518.09140002.963.584.184.765.335.886.41150002.372.973.554.114.665.195.70160001.802.412.983.524.054.565.06180000.721.371.952.492.993.473.9520000-0.381.011.562.072.553.0122000--0.100.681.221.712.17资料来源：《福建省海上风电平价上网效益分析》、国海证券研究所海上风电未来可通过发电量提升，以及工程造价、运维费用等成本下降实现LCOE最优。发电量角度看，大兆瓦/大叶轮机组的开发应用，以及叶片、风机传感及控制等技术领域的创新，可助力提升机组发电量。目前我国海上风电平均单机容量仍较小，据《中国“十四五”电力发展规划研究》预测，到2025年，我国海上风机单机容量有望提升至9.5MW；工程造价角度看，可综合考虑海水深度、潮位变动幅度、冰况、波况、风况、风电机组装机容量、地基土、风场附近通航（防撞防护）等情况，提升海上风电工程设计技术水平，降低工程造价；运维成本看，可通过大数据技术的应用，例如搭建海上风电机组智慧运维管理平台等方式，降低运维费用，此外，相同装机规模下，单机功率越大，需安装的风机台数越少，也可降低需投入的运维成本。据《中国“十四五”电力发展规划》预测，海上风电初始投资将从2019年1.68万元/千瓦下降至2025年1.37万元/千瓦。图22：我国海上风电平均单机容量仍有提升空间资料来源：CWEA、国海证券研究所证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分23注：统计口径为截至2020年底所有吊装的海上风电机组省补政策推行也为海上风电短期发展提供了一定保障。我国东部沿海资源发达，制造业基础雄厚，补贴海上风电可带动地方经济发展，实现能源转型和提高能源安全系数。截至目前，广东、上海等省市已出台省补政策，浙江省也明确将建立省级财政补贴制度，接力国补支持海上风电发展，为海上风电降本增效、实现平价上网提供窗口期，保障行业短期内稳定发展。表11：各地海风省补政策省/市发布时间文件名称具体内容上海2020年6月《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法（2020版）》（1）实施年限：适用于上海市2019年-2021年投产发电的可再生能源项目（包括海上风电）；（2）补贴对象及金额：对项目投资主体给予奖励，奖励时间为连续5年。单个项目年度奖励金额不超过5,000万元。近海风电奖励标准为0.1元/千瓦时，深远海风电项目奖励标准另行研究确定。浙江2021年2月《浙江省能源发展“十四五”规划（征求意见稿）》创建可再生能源发展机制：完善现行补贴方式，合理确定新增补贴项目规模。积极推动海上风电可持续发展，加快建立省级财政补贴制度，通过竞争性方式配置新增项目。广东2021年6月《广东省人民政府办公厅关于印发促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展实施方案的通知》到2021年底，全省海上风电累计建成投产装机容量达到400万千瓦；到2025年底，力争达到1,800万千瓦，在全国率先实现平价并网。2022年起，省财政对省管海域未能享受国家补贴的项目进行投资补贴，项目并网价格执行我省燃煤发电基准价（平价），推动项目开发由补贴向平价平稳过渡。补贴范围：2018年底前已完成核准、在2022年至2024年全容量并网的省管海域项目，对2025年起并网的项目不再补贴；补贴标准：2022年、2023年、2024年全容量并网项目每千瓦分别补贴1,500元、1,000元、500元；补贴资金：由省财政设立海上风电补贴专项资金解决，具体补贴办法由省发展改革委会同省财政厅另行制定。鼓励相关地市政府配套财政资金支持项目建设和产业发展。资料来源：各省市发改委网站、各省市能源局官网、北极星电力网、国海证券研究所2.2、硅料价格边际缓和，光伏装机压力缓解光伏方面，技术迭代驱动成本快速下降。光伏地面电站成本结构中，组件成本占比较高。在硅片、电池片等关键环节成本下降的带动下，组件成本下降趋势明显，2020年下降至1.57元每瓦，同比下降10.3%，并带动系统造价逐年下降，2020年降至3.99元每瓦，同比下降12.3%。另一方面，我国光伏电池转换效率也得到了明显提升，助力度电成本下降。在技术创新驱动下，2020年我国黑硅多晶、PERC黑硅多晶以及PERC单晶电池的量产平均转换效率，已分别提升至19.4%、20.8%以及22.8%。从晶硅电池实验室效率看，2014年起，我国企业/研究机构晶硅电池实验室效率已打破纪录29次，目前异质结电池的实验室转换效率最高，可达25.11%。从全球范围来看，光伏电价在越来越多的国家和地区已经低于火电电价，成为最具竞争力的电力产品。2020年，我国光伏最低中标电价已下降至0.2427元/Kwh（折合3.46美分/kwh），低于2019年最低价0.26元/Kwh。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分24图23：2007-2020年国内组件及系统价格下降情况（单位：元/W）图24：2019-2020年各地区光伏最低中标电价资料来源：CPIA、国海证券研究所资料来源：CPIA、国海证券研究所2021年以来硅料价格持续攀升，短期供需呈紧平衡态势。2021年以来硅料、硅片价格持续上涨，国产硅料从2020年底的85元/千克一路上行至2021年底的235元/千克，涨价幅度达到176.47%，光伏电站投资成本因而大幅上升。进入2022年，硅料价格高位企稳，海内外终端需求旺盛，带动硅片端开工率保持高位，采购需求不断增加，整体单晶用料报价稳定在236元/千克左右。图25：去年以来隆基股份单晶硅片价格大幅上涨图26：硅料价格持续攀升资料来源：隆基股份官网、国海证券研究所资料来源：WIND、国海证券研究所近期硅料价格高位企稳，光伏装机压力有待进一步缓解。根据硅业分会数据，1月19日，单晶复投料、单晶致密料、单晶菜花料成交价分别较上周上升2.30%、2.19%、2.22%；1月26日，单晶复投料、单晶致密料、单晶菜花料成交价分别较上周上升0.46%、0.38%、0.43%，维持稳定态势。短期内硅料供需偏紧，价格维持高位，后续产能陆续释放将有效缓解供应偏紧的情况。表12：近期国内太阳能级多晶硅成交价高位企稳国内太阳能级多晶硅成交价（万元/吨）数据日期2022/1/19项目最高价最低价均价波动波动%单晶复投料成交价24.72324+0.54+2.30单晶致密料成交价24.522.823.76+0.51+2.19单晶菜花料成交价24.322.523.48+0.51+2.22证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分25国内太阳能级多晶硅成交价（万元/吨）数据日期2022/1/26项目最高价最低价均价波动波动%单晶复投料成交价24.72324.11+0.11+0.46单晶致密料成交价24.522.823.85+0.09+0.38单晶菜花料成交价24.322.523.58+0.10+0.43资料来源：硅业分会，国海证券研究所硅料新增产能即将落地，预计2022年底可新增产能约29.7万吨。2021年11月起，通威股份、保利协新能源等头部硅料公司陆续投产，国内硅料新增产能超10万吨。2022年开始，各主流厂商前期规划产能有望大规模落地。目前海内外主要厂商硅料有效产能约57.3万吨，预计到2022年底可新增产能约29.7万吨，较2021年增长约51.8%，其中保利协鑫和永祥股份单个厂商新增产能超10万吨。EnergyTrend认为到2022Q3及Q4，硅料满足下游装机需求后或仍有余量。表13：2021年11月以来头部硅料公司陆续投产超10万吨名称新增产能投产日期通威股份5.1万吨高纯晶硅2021年11月2日保利协新能源2万吨颗粒硅2021年11月10日大全能源3.5万吨多晶硅2021年12月6日资料来源：OFweek太阳能光伏网、索比光伏网、国海证券研究所表14：主要硅料企业2022年产能将增加约51.8%产地企业名称21年底有效产能（万吨）22年新增有效产能（万吨）22年底有效产能（万吨）备注国内保利协鑫1011.421.4乐山一期及徐州颗粒硅项目永祥股份91018乐山二期及保山一期项目新特能源7.20.88技术改造部分东方希望628新疆三期预期2022Q2投产亚洲硅业224云南一期项目大全新能源7.73.511.2新疆三期项目陕西天宏1.8-1.8内蒙东立1.2-1.2洛阳中硅1.2-1.2鄂尔多斯1-1内蒙盾安1.2-1.2海外OCI3-3瓦克6-6总计57.329.786资料来源：EnergyTrend，国海证券研究所长期产能陆续释放将进一步缓解成本压力，且运营商在整个产业链中有一定的议价权。在硅料环节高利润的吸引及下游装机需求预期大幅增长的驱动下，现有多晶硅料企业扩产节奏加快，并吸引大量新投资者进入。2020年全球多晶硅产能约60万吨，据不完全统计，目前行业在建以及拟建多晶硅产能超过200万吨。随着上述新增产能的陆续释放，多晶硅料市场供需将得到根本性改善，硅料价格将有望延续回落趋势。此外，由于上游产品产业集中度相对较低、市场竞争相对激烈，运营端作为业主在保证合理IRR的水平下，对制造端仍有一定的议价权。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分26表15：上游硅料生厂商产能投产计划（万吨）企业2020A2021E2022E保利协鑫能源46,00066,000160,000通威股份80,000180,000330,000特变电工65,00075,000200,000大全能源70,000105,000105,000东方希望40,00070,000130,000亚洲硅业20,00020,00050,000东立光伏12,00012,00012,000鄂尔多斯10,00012,00012,000国内其他18,50028,30028,300国内合计361,500568,3001,027,300资料来源：索比光伏网、国海证券研究所长期来看，光伏产业链各环节仍有成本下降空间。目前光伏产业仍处于快速变革期，且我国已拥有全球前沿完备的光伏产业链，产业链各环节成本仍有望持续下降，电池转换效率也有望进一步提升。从硅料环节看，多晶硅生产线设备投资成本仍有下降空间；硅片环节，硅片大型化有望助力摊薄全产业链非硅成本；电池环节，未来受益于异质结等高效率电池技术的推广应用，转换效率有望进一步提升；组件环节，随着电池片转换效率、每公斤硅片出片量及设备生产能力的进一步提升，组件成本有望持续降低；系统环节，受益于产业链上游材料/设备成本下降及效率提升，造价有望进一步降低，并带动度电成本下降。据国家电网预测，到2025年，光伏发电LCOE将下降至0.22-0.46元/Kwh之间。图27：2019-2025年三氯氢硅西门子法多晶硅生产线设备投资成本变化趋势（亿元/千吨）图28：2020-2030年不同尺寸硅片市场占比变化趋势资料来源：CPIA、国海证券研究所资料来源：CPIA、国海证券研究所证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分27图29：异质结等高效电池市占率有望进一步提升图30：2019-2025年组件生产成本变化趋势（单位：元/W）资料来源：CPIA、国海证券研究所资料来源：CPIA、国海证券研究所图31：到2025年，光伏LCOE将降至0.22-0.462元/kWh资料来源：《中国新能源发电分析报告2020》、国海证券研究所2.3、碳减排支持工具落地，新能源运营商融资成本降低金融政策红利持续释放背景下，新能源运营商融资渠道拓展，融资成本降低。能源转型总基调下，政策不断引导金融机构加大对新能源行业的支持力度，包括通过碳中和债等绿色金融创新产品等拓展新能源企业融资渠道、对补贴确权贷款给予合理支持、为具有显著碳减排效应的重点项目提供优惠利率融资等。绿色金融产品创新方面，以碳中和债为例，2021年初至今发行的碳中和债中超四成用于支持风电、光伏电站运营，且其利率低于同类型债券平均利率。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分28图32：超四成碳中和债用于支持风电、光伏电站图33：碳中和债券利率较低资料来源：WIND、国海证券研究所注：统计区间为2021年1月1日至2021年11月24日发行的债券资料来源：WIND、国海证券研究所注：统计区间为2021年1月1日至2021年11月24日发行的碳中和债碳减排支持工具正式落地，利率定价优惠政策可直接传导至新能源运营商。2021年11月，央行推出的碳减排支持工具正式落地，央行将以1.75%的利率水平，按照贷款本金的60%向金融机构提供资金支持，期限为1年，可展期两年，重点支持领域包括清洁能源、节能环保和碳减排。相较绿色贷款等绿色金融创新产品，碳减排支持工具的口径明显收窄，且具备明确的利率定价等优惠政策，能够从银行自身的经济效益层面推动其向碳减排重点支持领域投放贷款。目前国企背景的新能源运营商融资成本较低，民营企业融资成本则相对较高，碳减排支持工具有望从整体层面推动新能源运营商融资成本下降。表16：新能源运营商融资成本测算公司性质公司简称有息负债平均余额（亿元）利息支出（亿元）融资成本中央国有企业太阳能219.059.824.48%中央国有企业节能风电216.356.182.85%中央国有企业三峡能源756.0726.823.55%中央国有企业吉电股份368.2815.814.29%中央国有企业国投电力1,404.0440.472.88%中央国有企业大唐新能源578.3621.003.63%中央国有企业华能国际2,681.8885.573.19%均值3.55%地方国有企业江苏新能37.141.313.52%地方国有企业甘肃电投99.344.334.35%地方国有企业京能清洁能源381.4012.093.17%地方国有企业福能股份163.884.632.83%地方国有企业中闽能源35.331.795.08%均值3.79%民营企业金风科技422.7510.152.40%民营企业林洋能源53.672.985.55%民营企业正泰电器247.2511.344.59%民营企业京运通33.624.7013.96%证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分29民营企业晶科科技77.268.4610.96%均值7.49%资料来源：WIND、国海证券研究所注：有息负债平均余额为2020年9月末与2021年9月末的均值；利息支出统计时期为2020年9月-2021年9月3、新能源消纳需求保障充分，绿电交易前景广阔3.1、新能源消纳机制+能耗双控，绿电消纳需求提升各地区非水电最低消纳责任权重逐年递增，引导各地做好新能源消纳工作。从国家发改委和能源局确定的各地非水电消纳责任权重最低值（以下简称“最低值”）来看，2020年全国最低消纳责任权重平均值为11.48%，2021年提升至13.38%，2022年的预期目标达到14.63%。表17：各地区非水电最低消纳责任权重逐年递增城市非水电最低消纳责任权重2020年2021年2022年（预期目标）北京15.00%17.50%18.75%天津14.00%16.00%17.25%河北12.50%16.00%17.25%山西16.00%19.00%20.25%内蒙古16.50%19.50%20.75%辽宁12.50%13.50%14.75%吉林18.50%21.00%22.25%黑龙江20.00%20.00%21.25%上海4.00%4.00%5.25%江苏7.50%10.50%11.75%浙江7.50%8.50%9.75%安徽12.50%14.00%15.25%福建6.00%7.50%8.75%江西9.00%12.00%13.25%山东11.00%12.50%13.75%河南12.50%18.00%19.25%湖北8.00%10.00%11.25%湖南9.00%13.50%14.75%广东4.50%5.00%6.25%广西7.00%10.00%11.25%海南6.50%8.00%9.25%重庆3.50%4.00%5.25%四川6.00%6.00%7.25%贵州6.00%8.50%9.75%云南15.00%15.00%16.25%陕西12.00%15.00%16.25%甘肃16.50%18.00%19.25%青海25.00%24.50%25.75%证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分30宁夏20.00%22.00%23.25%新疆10.50%12.50%13.75%西藏不考核不考核不考核均值11.48%13.38%14.63%资料来源：国家发改委、国海证券研究所现有新能源消纳机制背景下，能源双控制度进一步提升绿电消纳需求。2021年8月12日，国家发展改革委印发的《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》显示，能耗强度降低进度目标中，有9个省为一级预警，10个省为二级预警，一二级合计占比过半。在“能耗双控”的背景下，很多高耗能项目无法审批，能评指标成为稀缺资源；短期甚至导致了地方为满足年度或季度“双控”指标，采取限电等措施。2021年9月11日，国家发改委印发关于《完善能源消费强度和总量双控制度方案》的通知，鼓励地方增加可再生能源消费，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。能源双控制度下对绿电消费的豁免有望推动各地加大非水可再生能源的使用，进而进一步扩大绿电的消纳空间。图34：2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表资料来源：国家发改委、国海证券研究所证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分31图35：可再生能源消纳保障机制叠加能源双控制度，有望提升各地新能源消纳需求资料来源：国家发展和改革委员会能源研究所，国海证券研究所储能市场预期加速扩张，为新能源消纳提供有力保障。由于风光发电的间歇性、随机性，供电峰谷差进一步拉大加剧了电网负荷，储能是解决新能源消纳问题的重要途径。储能系统不仅能够提高整个系统中的调峰容量，而且还可以协助常规机组调峰，更能够独立实现削峰填谷来促进新能源消纳。7月23日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（下称《指导意见》）。《指导意见》提出，计划到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦以上。新型储能在推动能源领域碳达峰、碳中和过程中发挥显著作用。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。据中关村储能产业技术联盟数据库统计，截至2020年底，已投运的新型电力储能（包含电化学储能、压缩空气、飞轮、超级电容等）累计装机规模达到3.28吉瓦。从2020年底的3.28吉瓦到2025年的30吉瓦（1吉瓦=100万千瓦），未来5年新型储能市场规模要扩大至目前水平的10倍，年均复合增长率超过55%，有望为新能源消纳提供有力支撑。表18：储能形式分类及应用范围储能分类储能技术响应时间常见额定功率应用范围机械储能抽水蓄能电站4-10h100-200MW日负荷调节，频率控制和系统备用压缩空气6-20h10-300MW调峰、调频，系统备用，风电储备飞轮储能1s-15min5kW-10MW调峰、频率控制、UPS和电能质量锂电池20ms-数s千瓦至兆瓦级电能质量、备用电源、调峰填谷和能量管理等电化学储能全钒液流电池20ms-数s千瓦至兆瓦级电能质量、备用电源、调峰填谷和能量管理等（新型）铅酸电池20ms-数s千瓦至兆瓦级电能质量、电站备用、黑起动及UPS/EPS电磁储能超导电磁储能1ms-5min10kW-50MW输配电稳定、抑制震荡、UPS和电能质量超级电容器储能1-30s10kW-1MW应用于定制电力以及FACTS热力储能熔融盐储能-约100MW-资料来源：《基于削峰填谷的储能系统调度模型研究》、国海证券研究所证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分32图36：我国新型储能市场规模预期增长较大资料来源：中关村储能产业技术联盟数据库、国海证券研究所3.2、绿电交易机制溢价凸显，直接增厚新能源运营商收益2021年9月，我国绿色电力交易试点工作正式启动，购电企业可获得绿色电力消费认证。绿色电力交易是指用电企业直接对接光伏、风电等发电企业或电网企业，购买绿色电能，并获得相应的绿色电力消费认证。交易主体方面，绿电交易涉及电网企业、风电和光伏发电企业、电力用户（有绿电消费需求的用电企业）和售电公司，电力用户后续将扩大到电动汽车、储能等。交易产品方面，平价风电和光伏发电的上网电量可以在绿电市场交易，后续将扩大到水电，带补贴的新能源交易电量不再领取补贴。绿电交易机制分为直接交易与向电网企业购买两种方式，交易价格较基准电价上浮5%~10%。直接交易指电力用户（含售电公司）与发电企业交易，成交价格通过双边协商、集中撮合、挂牌等方式确定；此外，电力用户还可以向电网企业购买其保障收购的绿电，交易价格由挂牌、集中竞价等方式确定。绿色电力交易的价格分两部分，一部分是电能价值，另一部分是环境价值，通过交易的绿色电力价格，较基准电价上浮了5%~10%，可再生能源的绿色权益属性得到了充分体现。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分33图37：图解绿电交易机制资料来源：发改委，国海证券研究所绿电交易机制将新能源电力环保属性货币化，直接增厚新能源运营商收益。绿电交易以平价风电和光伏为电源侧，联通17个省份共259家市场主体，首批交易量达79.35亿kWh，较当地电力中长期交易价格溢价0.03-0.05元/kWh。在试点初期，绿电交易以年度或多月为周期组织开展，买卖双方可通过双倍协商和挂牌集中竞价等方式购买。2021年11月11日，浙江交易中心促成大唐新能源与浙江银泰百货3000万千瓦时的绿电交易，在当地煤电基准价的基础上溢价约0.061元/kWh，溢价比例达到15%。这是浙江自9月份成功完成全国首批绿电交易试点以来首度开启绿电交易“日常模式”，未来有望在全国范围内逐步进行常态推广。绿证成交量低+CCER尚未开启背景下，绿电交易优势凸显。绿色电力证书是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书。十三五期间我国绿证的定位为替代国家可再生能源电价补贴，这样的定位导致绿证价格较为高昂，进而导致自愿绿证认购市场交易进展缓慢。碳排放权旨在以市场化机制激励企业控制能耗、减排降碳。需要通过购买配额来履约的企业，还可以购买可再生能源等主体产生的、价格更低的CCER（国家核证自愿减排量），对配额进行抵消。通过这种交易，新能源企业可将二氧化碳减排量变现，将有效调动其减排积极性。目前CCER交易市场还未重启。通过开展绿电交易，绿电网调度运行中优先组织、优先安排、优先执行、优先结算，能够动态体现新能源发电的成本，以市场化方式引导绿色电力消费，体现出绿色电力的环境价值，产生的绿电收益将用于支持绿色电力发展和消纳，更好促进新型电力系统建设。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分34图38：绿证认购市场交易情况图39：全国碳市场碳排放配额交易情况资料来源：绿证认购平台、国海证券研究所资料来源：WIND、国海证券研究所绿电市场与碳市场挂钩，绿电或将直接用于碳交易核算。2022年1月21日，国家发改委等七部委印发《促进绿色消费实施方案》的通知。方案指出，“加强与碳排放权交易的衔接，结合全国碳市场相关行业核算报告技术规范的修订完善，研究在排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性”。这表明绿电市场与碳排放权市场联动加强，未来有望将绿电交易实现的减排效果核算到相应用户的最终碳排放结果中，避免电力企业在电力市场和碳市场重复支付环境费用。根据碳交易市场价格测算，当前绿电溢价约0.05元/kWh。当前我国碳交易市场价格在50-60元/吨，假设每kWh火电排放800g二氧化碳，则绿电溢价约0.04-0.048元/kWh。对标国际市场，当前欧洲碳交易市场价格约为90欧元/吨，约为我国碳排放权价格十倍。根据IMF指引，各方应在全球层面进一步采取措施，预计到2030年推动碳价提升至每吨75美元或更高水平。据此测算，长期来看2030年我国绿电溢价空间有望提升至0.36元/kWh。目前全国碳市场的配额交易只允许重点发电企业参与，CCER交易还允许有资质的可再生能源企业参与。可再生能源企业参与到CCER中需要通过很多的核准、流程，耗时较长，所以目前CCER的成交规模相对较小。绿电市场与碳市场挂钩后，长期来看，用户或可以通过直接购买绿电的方式扣减碳排放总量，对于市场主体来说，该方式相比CCER等更加便利和易于实现。未来随着政策体系的不断完善，绿电、绿证、碳排放权三市场的联动性有望进一步加强，共同助力绿色电力环境属性市场价值的提升。绿电市场和绿证市场方面，可以通过电证合一，由电力交易中心依据绿电交易结果将绿证分配至电力用户。绿电市场和碳排放权市场方面，可建立绿电交易市场与碳市场的连接，避免电力用户在电力市场和碳市场重复支付环境费用。绿证市场和碳排放权市场方面，绿证作为可再生能源发电的绿色电力属性标识，是天然且非常精确的二氧化碳减排衡量方式，未来可以与碳减排交易体系形成衔接。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分35图40：绿证、绿电、碳排放权市场交易模式及潜在的关联资料来源：《绿证交易、绿电交易、碳排放权交易——三类市场共同推进“双碳”目标》，国海证券研究所同时，省间电力现货交易市场有利于加大新能源跨省跨区的大范围市场化交易，进一步推高新能源的现货价格。11月24日，国家电网有限公司正式公布《省间电力现货交易规则》，是我国首个覆盖所有省间范围、所有电源类型的省间电力现货交易规则。新版规则将煤电核电也纳入现货交易，煤电核电等边际成本较高。按边际出清的交易规则，当煤电成为出清机组时，新能源机组将享受该较高边际价格，提升盈利能力。此外，伴随国家对中东南部地区省份对可再生能源、非水可再生能源消纳比例要求越来越高，更多的买方主体参与，在需求旺盛的情况下上有望进一步推高新能源的现货价格。图41：图解省间电力现货交易资料来源：国家电网，国海证券研究所当前我国新能源省间电力现货交易规模较小，政策驱动下规模边际增长可期。据《2020-2021年中国光伏产业年度报告》介绍，2020年新能源省内市场化交易电量657亿KWH，同比增长15.1%，增速较上年回落19.1个百分点。其中，证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分36电力直接交易电量为534亿KWH，较上年增加5亿KWH；发电权交易电量123亿KWH，较上年减少19亿KWH。2020年，受政策影响，新能源企业省间交易的意愿有所下降，全年新能源省间交易电量915亿KWH，同比增长3.7%，增速较上年回落18.1个百分点。“三北”地区省间交易活跃，全年省间交易电量864亿Kwh，同比增长36.6%，增速较上年提高5.5个百分点。2020年，新能源省间中长期交易电量878亿KWH，跨区现货交易37亿KWH，除省间外送交易量较上年有所增加外，其他类型省间交易电量均较上年有所减少。图42：2020年新能源省间交易电量构成资料来源：《2020-2021年中国光伏产业年度报告》、国海证券研究所4、火电盈利有望回归公共事业属性4.1、电价改革加速，上网电价突破价格天花板新型电力系统势在必行，电力体制改革稳步推进。2021年9月16日，国家发改委宣布将围绕构建以新能源为主体的新型电力系统，持续深化电价改革，推动新能源产业加快发展。改革措施涵盖以下四个方面：（1）创新抽水蓄能价格机制；（2）出台新能源平价上网政策；（3）优化峰谷分时电价机制；（4）实施更加严格的电解铝行业阶梯电价制度。煤电矛盾短期激化，电价市场化政策加速落地。短期来看，煤炭价格大幅上涨，火电发电意愿持续减弱，电力供需极度紧张。2021年10月11日，发改委发布《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，主要包括以下四方面内容：（1）有序放开全部燃煤发电电量上网电价。（2）扩大市场交易电价上下浮动范围。（3）有序推动工商业用户全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价。（4）保持居民、农业用电价格稳定，各地要优先将低价电源用于保障居民、农业用电。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分37表19：2021年来电力体制改革相关政策梳理◼日期◼政策名称◼主要内容◼2021.5.25◼《国家发展改革委关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》◼要继续推进输配电价改革，持续深化上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制；针对高耗能、高排放行业，完善差别电价、阶梯电价等绿色电价政策，促进节能减碳等。◼2021.6.11◼《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》◼2021年起，对新备案的集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目不再予以财政补贴，实行平价上网。新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。◼2021.7.26◼《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》◼1）优化分时电价机制：完善峰谷电价机制，建立尖峰电价机制，健全季节性电价机制；2）强化分时电价机制执行：明确分时电价机制执行范围，建立分时电价动态调整机制，完善市场化电力用户执行方式◼2021.10.11◼《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》◼燃煤发电电量原则上全部进入市场，将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。全面推进电力市场建设，加强与分时电价政策衔接。推动动工商业用户全部进入市场，取消工商业目录销售电价。◼2021.10.24◼《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》◼全面推进电力市场化改革，加快发展配售电环节独立市场主体，完善中长期市场现货和辅助服务市场机制，扩大市场化交易范围。◼2021.11.24◼《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》◼要健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场，引导全国、省（区、市）、区域各层次电力市场协同运行、融合发展，规范统一的交易规则和技术标准，推动形成多元竞争的电力市场格局；要改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制，有效平衡电力供需；要推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易，科学指导电力规划和有效投资，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。◼2021.10.26◼《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》◼统筹推进碳排放权、用能权、电力交易等市场建设，加强市场机制间的衔接与协调。资料来源：国家发改委、国家政府网、国海证券研究所电价上浮范围调整至20%，高耗能行业电价不受限，火电盈利有望优化。10月8日，国务院总理主持召开国务院常务会议，进一步部署做好今冬明春电力和煤炭等供应，保障群众基本生活和经济平稳运行。会议强调，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，并做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。短期来看，火电电价让利将直接改善火电企业收入水平，叠加发改委连续出台多项保供稳价相关政策，火电盈利格局得到有效优化；中长期来看，随着电价形成机制的逐步明确和煤炭长协定价的落实，火电行业成本波动被熨平，电力商品属性凸显，火电基本面将进一步改善。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分38图43：电价改革持续推进资料来源：发改委、国家能源局、国海证券研究所上网电价突破价格天花板，高耗能交易电价逾越50%。广东、江苏、河南、山东、浙江等十几个地区积极响应，及时出台措施上调上网电价，部分地区电价“顶格上浮”（上下浮动范围不超过20%），一定程度上缓解了煤、电的价格矛盾和电力供应的紧张形势。内蒙古地区市场交易保底电价比原有电价甚至上浮了80%；广西地区宣发紧急通知，规定全区高耗能企业电价最高直接上浮50%进行结算。表20：2021年各省出台的电价改革政策◼省份◼出台时间◼文件名称◼主要内容◼浙江◼2021/09/09◼《关于进一步完善我省分时电价政策有关事项的通知》◼延长用电尖峰时段，拉大峰谷分时电价的价差，提高大工业尖峰电价每千瓦时5.6分、高峰电价每千瓦时6分；对高耗能征收惩罚性电费，最高加价0.35元/千瓦时◼云南◼◼2021/10/31◼《关于进一步完善分时电价机制的通知(征求意见稿)》◼电度电价峰谷价差维持现行1.5:1:0.5，市场交易电量以当月电能量交易价格为基准，峰时段电价上浮50%，谷时段电价下浮50%◼新疆◼2021/10/15◼《关于完善我区分时电价机制有关事项的通知》◼尖峰时段用电价格在峰段电价基础上每千瓦时上浮20%◼安徽◼2021/10/13◼《关于工商业用户试行季节性尖峰电价和需求响应补偿电价的通知》◼对全省工商业用户试行季节性尖峰电价和需求响应补偿电价政策，用电价格在当日高峰时段购电价格基础上每千瓦时上浮0.072元。◼广西◼2021/10/17◼《自治区工业和信息化厅关于进一步调整2021年全区电力市场化交易方案的紧急通知》◼高耗能企业电价最高直接上浮50%进行结算◼浙江◼2021/10/01◼《关于进一步完善我省分时电价政策有关事项的通知》◼延长用电尖峰时段，拉大峰谷分时电价的价差，提高大工业尖峰电价每千瓦时5.6分、高峰电价每千瓦时6分；对高耗能征收惩罚性电费，最高加价0.35元/千瓦时◼广东◼2021/10/20◼广东省发展改革委关于进一步深化我省电价改革有关问题的通知◼取消工商业目录销售电价，燃煤发电市场交易价格上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。资料来源：浙江省发改委、云南省发改委、新疆自治区发改委、安徽省能源局、广西省工信厅、广东省发改委、国海证券研究所集中竞价有序开展，电价改革成效凸显。2022年1月24日，江苏电力交易中心公示2022年2月江苏电力市场集中竞价交易结果：共有83家发电企业、87家售电公司及52家电力用户参与集中竞价交易申报，成交总电量为23.66亿千瓦时，成交均价467元/兆瓦时。长期来看，随着我国有序开放全部燃煤发电电量上网电价，价格形成机制更加灵活且具有针对性，未来煤电企业盈利能力有望得到进一步恢复。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分39表21：上网电价市场化改革后，近期部分省份电力交易结果省份交易结果辽宁◼2022年2月月度集中竞价交易无约束交易结总成交电量1254兆瓦时，加权平均价格448.91元/兆瓦时。江苏◼2022年2月江苏电力市场集中竞价交共成交电量23.66亿千瓦时，成交价格467元/兆瓦时。海南◼2022年1月月度双边协商交易成交电量16546.0562万千瓦时。广东◼2022年1月集中竞价交易成交电量4808.249万千瓦时，加上连续撮合交易后总成交量为6479.973万千瓦时，成交均价554厘/千瓦时，即较基准价上浮了91厘/千瓦时。陕西◼2022年1月陕西省电力用户、售电公司与发电企业集中竞价直接交易成交电量1069747兆瓦时，出清均价425.4元/兆瓦时。数据来源：北极星电力网、国海证券研究所4.2、电力供需偏紧格局不改，电企对下游议价能力强能耗双控叠加煤电供需错位，“限电令”来势凶猛。截至目前，我国多省陆续推出限电措施，实际上可分为三轮：（1）内蒙古、云南等地由于“十三五”期间高耗能项目太多，能耗指标无法完成，国家严令进行政策调整；（2）随着疫后经济复苏和夏季用电高峰的到来，江苏、广州浙江等南方地区用电需求急速上涨，高耗能项目扩张叠加海外订单的增长加剧了煤电供需矛盾；（3）东北限电与能耗双控无关，冬季来临致使风电出力骤减，电力供给缺口严重，甚至出现了居民被拉闸限电的情况。表22：各省份限电限产政策◼省份限电政策◼内蒙古◼8月24日下发文件:关于内蒙古电网2021年8月有序用电分解指标的报告，2021年内蒙古电力缺口将持续到年白底，建议8-12月有序用电压限负荷。9月24日-30日，内蒙古钢铁行业停限产。◼贵州◼9月10日，贵州省能源局发布《2021年贵州省有序用电方案》，出现不同等级的预警，启动相应级别的响应◼云南◼9月11日，云南省发改委印发《关于坚决做好能耗双控有关工作的通知》，要求加强重点行业生产管控，包括确保绿色铝企业9-12月份月均产量不高于8月份产量◼广东◼9月16日起执行每周“开二停五”的五级有序用电方案，在错峰日，保安负荷保留在总负荷的15%以下。错峰时间为7:00-23:00◼江苏◼江苏9月19日发布能耗双控双减控制方案，要求企业进行限产◼福建◼9月27日下发《福建省工业和信息厅关于启动有序用电方案的通知》，10-12月将出现较大电力电量缺口，9月28-30日，10月4日-10月15日期间，采取错峰、避峰用电措施。◼安徽◼9月21日晚启动有序用电方案，优先安排高耗能、高排放安徽企业避峰让电，预计到10中旬，全省电力供需缺口将持续存在◼辽宁◼9月24日，国网沈阳供电公司发布通知称，经省工信厅批，23日已对辽宁地区实施有序用电。9月30日，辽宁省最大电力缺口达到539万千瓦，依据国家发改委《有序用电管理办法》，达到严重缺电II级橙◼吉林◼9月26日延长有序用电负荷缺口预测时间和预警等级发布时间◼浙江◼9月27日下发《关于启动有序用电方案的通知》，启动B级有序用电方案◼宁夏◼9月29日，发布《自治区发展改革委关于进一步做好重点企业错避峰用电生产工作的通知》,做好错避峰用电生产◼广西◼9月30日，发布《关于10月份加强部分高耗能行业节能调度的通知》，决定在10月份继续对水泥、钢铁、铁合金、石灰、建筑陶瓷等高耗能企业实行限产措施◼山东◼因国家电网问题，2021年山东采取最严格限电措施，根据规定全省日用电量控制不大于400万KWH，对未完成分摊限电措施的地市，采取拉闸处理，不同地区政策有所区别数据来源：内蒙古发改委、贵州省能源局、云南省发改委、广东电网、江苏省工信厅、福证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分40建省工信厅、安徽省能源局、辽宁省工信厅、吉林省能源局、浙江省发改委、宁夏自治区能源局、广西省工信厅、山东省能源局、国海证券研究所全社会用电需求扩张，火电利用小时攀升。随着我国经济持续稳定恢复，生产需求继续回升，2021年国内电力需求持续向好。2021年全年我国全社会用电量83128亿千瓦时，同比增长10.3%。2021年火电累计发电增速为8.4%，较前一年上升7.2个百分点，从利用小时来看，2021年我国火电利用小时数为4448，同比增加232小时。图44：全社会用电量及增速资料来源：国家统计局、国海证券研究所图45：火电设备利用小时数资料来源：国家能源局、国海证券研究所调峰优势奠定“压舱石“地位，灵活性改造进程加速。风光出力的不可控性给电网的稳定性带来了极大的挑战，系统调节能力不足与新能源电量无法合理消纳的问题愈加凸显。目前，储能成本过高且受地域限制，火电的优质调峰能力和较低调峰成本助力其成为提高电力系统灵活性的最优途径。10月29日，国家发改委和能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，提出煤电机组灵活性改造是促进清洁能源消纳的重要手段，将助力碳达峰、碳中和目标如期实现。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分41表23：电力系统灵活性提升方式比较优势劣势储能电化学可充可放，响应速度快，适用场景广1.造价成本太高2.仅具备提供日备用和旋转备用的能力抽水蓄能可靠性和经济性高，容量大，运行灵活1.受场地限制不具备无限制扩大水库的能力2.仅具备提供日备用和旋转备用的能力需求侧管理1.能够承担与电源相同的备用作用，减少对备用容量的需求，降低系统运行费用2.对电力系统频率的控制速度快，效果好1.容量不可能太大，也不可能持续很长时间，不能实现连续24小时以上的响应，无法提供季节、年度性备用2.短期内国内电力市场不够完善，对需求侧管理没有形成价格激励，不能清晰梳理需求侧管理的成本火电备用电源1.灵活性改造使得调峰能力提升显著2.兼具年度、季度、月度、日、旋转五个维度的备用3.造价成本大幅下降对政策的依赖性较高资料来源：南方能源观察、国海证券研究所电力供需有望中长期维持紧平衡状态。在5%用电增速假设下，如果利用小时数不变，火电、水电、核电的年装机增量分别为30GW、5GW、5GW，我们预测了未来五年风光的装机增量，预计2022年风光装机增量分别需要达到52.6GW、96.6GW，2025年风光装机增量分别需要达到67.5GW、123.9GW，才能满足全社会的用电需求。因此我们认为十四五期间新能源难以完全弥补电力供给缺口，电力供需有望继续维持紧平衡状态。表24：5%用电增速假设下风光装机增量预测2022E2023E2024E2025E全社会用电量（亿千瓦时）87284.491648.696231.1101043全社会用电增量（亿千瓦时）4156436445824812装机增量（吉瓦）火电30.030.030.030.0水电5.05.05.05.0核电5.05.05.05.0风电52.657.462.367.5光伏96.6105.3114.3123.9数据来源：国家能源局、Wind、国海证券研究所表25：2023年风光装机增量敏感度测算火电装机增量（GW）0102030风电装机增量（GW）86.176.566.9357.4光伏装机增量（GW）158.0140.4122.82105.3数据来源：国家能源局、Wind、国海证券研究所工商业用户涌入下游市场，电企议价能力进一步增强。我国新一轮的电力价格市场化改革要求取消工商业目录电价，以“推进工商业用户都进入市场”作为重要改革措施。根据规定，目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成。在电力供需偏紧的情况下，工商业用户涌入下游市场无疑将进一步抬升电企的议价能力。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分42图46：国家发改委对电网企业代理购电的工作部署资料来源：国家电网，国海证券研究所4.3、煤电顶牛或将结束，火电有望回归公用事业属性截至2022年1月28日，多家发电企业发布业绩预告及发电量情况，其中23家火电企业2021年四季度现不同程度亏损；18家四季度和全年均亏损，5家四季度亏损但全年仍实现盈利。根据各公司公告，2021Q4业绩预亏的最主要原因均为煤炭价格大幅上涨，导致燃料成本大幅增加。其中，广州发展还部分受到受广州市非居民燃气价格下调影响，穗恒运A受投资收益减少影响，华电能源还受到投资收益减少和发电量下降的影响，上海电力计提资产减值准备7.7亿元，其他公司公告中披露的对业绩有负面影响的因素均仅为煤炭价格上涨。煤炭价格持续走高，以及成本向用户侧传导不通畅，是2021Q4火电亏损的主要原因。2021年，我国煤炭供给受限，下游需求旺盛，煤价大幅攀升，2021年9-11月秦皇岛动力煤均价同比大幅上涨143%至1471元/吨。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分43表26：23家2021Q4亏损火电企业概览资料来源：Wind、各公司公告、国海证券研究所注：部分公司未公布发电量数据，采用售电量/上网电量作为统计口径煤炭长协价格机制调整，定调持续加码煤炭保供。2021年12月，2022年度全国煤炭交易会上公布了《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案（征求意见稿）》，提出明年煤炭中长期合同签订范围扩大，以增强煤炭保供稳供的能力。供应方原则上覆盖所有核定产能30万吨/年及以上的煤炭生产企业，需求方则首次实现发电供热用煤全覆盖。“基准价+浮动价”的定价机制不变，但实行月度定价，基准价出现2017年以来首次调整，并明确给出550元/吨至850元/吨的浮动范围。度电价差恢复稳定，火电回归公用事业属性。电力价格市场化改革恢复了电力的商品属性，煤电定价权皆交还市场，有效传导火电成本端的压力；煤炭长协新规促使煤炭价格在合理区间波动，缓解了供需矛盾，电煤成本进一步理顺。未来，度电价差有望保持相对稳定的状态，火电企业盈利性趋稳，资产属性回归公用事业。5、投资建议：我们看好电力板块投资机会，火电有望受益于估值修复和新能源转型带来的成长属性，新能源运营商具备量价齐升趋势，给予行业“推荐”评级。5.1、主线一：火电转型新能源证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分44煤炭供需紧张抬升成本，火电利润有所下滑。2021年前三个季度，经济复苏拉高电力需求，火电行业营收持续增长，但同时国内煤炭供需紧张，价格大幅上升，大幅抬升火电成本，“煤电价格倒挂”导致火电企业经营恶化。价格上限+100%长协定价，有效熨平火电企业成本。2021年12月3日，国家发改委公布《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案(征求意见稿》，明确“基准价+浮动价”的价格机制，2022年煤炭长协基准价格调整至700元/吨，实行月度定价，在550-850元/吨合理区间内上下浮动。该基准价较2017年上调接近31%，政策允许波动的幅度也有所加大。该意见稿还指出，将核定能力在30万吨及以上的煤炭生产企业原则上全部纳入2022年的煤炭长协签订范围；发电供热企业除进口煤以外的用煤100%签订长协。价格上限的设置和100%的长协煤签约比例，有助于发电企业的煤炭供应平稳和成本趋于稳定。电价上浮限制放宽至20%，市场机制趋于完善，电价有望进入上涨周期。2021年10月12日，国家发展改革委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》。通知将市场交易电价的浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，同时高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制；电力现货价格不受上述幅度限制。通知进一步明确，要有序放开全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场。另外通知还要求，各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。在居民和农业用电价格上，强调保障属性，优先将低价电源用于保障居民、农业用电。短期电力供需偏紧格局不改，用电意愿强烈增强电企议价权。煤炭供应的相对不充分和高昂的煤炭价格严重影响火电企业的发电意愿，预计短期内电力供需偏紧格局不改。由于下游用电企业生产意愿高涨，高电价向下游传导通畅，电企对下游议价能力增强。煤电顶牛或将结束，火电有望回归公用事业属性。2021年3季度由于煤炭价格高企，华能、华电、大唐等多家火电企业单季大幅亏损，随着新政出台和电价市场化的推进，火电企业亏损将大幅收窄，有望实现盈亏平衡。在此背景下，火电估值有望回归公用事业属性。关注“火电+新能源”企业。火电灵活性改造周期短、性价比高、改造效果良好，作为调峰电源支持新能源发电，比单纯新能源发电企业的调峰成本更低。另外，我国火电占比高，实施火电灵活性改造有较高的现实可行性。火电资产良好的现金流也为新能源投资提供资金保障。火电转型新能源建议重点关注华能国际（A+H）、华电国际（A+H）、上海电力，建议关注中国电力（H）、华润电力（H）、福能股份、广州发展、粤电力A、国电电力、大唐发电（A+H）和申能股份等；5.2、主线二：新能源运营量的增长主要来自于双碳目标下政策加码，集中式、分布式项目有力推进，提证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分45振新能源运营市场活跃度。十四五期间我国将重点发展九大清洁能源基地、五大海上风电基地，风电下乡规模达50GW，676个县被列为整县推进屋顶分布式光伏开发试点。另外，光伏、风电平价上网时代补贴影响淡化，电力市场化交易改革持续深入，消纳机制不断完善，也使得新能源发电运营的市场环境更加健康有序，有助于进一步扩大新能源参与电力市场的规模。作为能源消费碳排放的主要来源，通过大力发展风电、光伏发电实现电力减排对于实现双碳目标至关重要。具体路径上，包括：大力发展集中式的水风光一体化大型清洁能源基地，有序发展海上风电、在中东部地区发展分布式风电光项目等。图47：新能源运营市场迎来一轮量的爆发资料来源：国海证券研究所技术升级、原料价格下降驱动风光成本持续降低。光伏技术迭代驱动成本快速下降，屋顶式光伏有望通过单位造价下降获取较好经济收益，短期硅料价格已经步入拐点，运营商具备一定议价权，各环节成本有望继续下降。上游风机、光伏组件成本下降、利用效率及利用小时数的提升，降低风光设备成本，带动度电成本下降。陆上风电已进入平价时代，机组大型化趋势下成本仍有下降空间；海上风电仍需通过未来发电量提升，以降低工程造价、运维费用实现成本节约，短期看，省补政策推行为其发展提供一定保障。碳中和债、碳减排支持工具助力降低资金成本。随着政策支持强度的不断加大，金融政策红利持续释放，新能源运营商融资渠道拓展，融资成本降低，例如2021年初至今发行的碳中和债中超四成用于支持风电、光伏电站运营，且其利率低于同类型债券平均利率。碳减排支持工具正式落地，利率定价优惠政策可直接传导至新能源运营商。2021年11月，央行碳减排支持工具正式落地，利率1.75%，按照本金的60%向金融机构提供资金支持，期限1年，可展期两年，重点支持领域包括清洁能源、节能环保和碳减排。相较绿色贷款等绿色金融创新产品，定向推动商业银行向碳减排重点支持领域投放贷款，从整体层面推动新能源运营商融资成本下降。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分46图48：新能源运营生产运维成本、融资成本双双下降资料来源：国海证券研究所从收入端，消纳需求得到保障和绿电交易溢价是收入改善的两个重要支撑。现有新能源消纳机制背景下，能源双控制度进一步提升绿电消纳需求。在“能耗双控”下，很多高耗能项目无法审批，能评指标成为稀缺资源；短期甚至导致地方为满足“双控”指标，采取限电等措施。2021年9月11日，国家发改委印发通知，提出对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区当期能源消费总量考核。该豁免制度有望推动各地加大非水可再生能源的使用，进而进一步扩大绿电消纳空间。关注省间电力现货交易。新版规则将煤电核电纳入现货交易，有助于提升电力企业盈利能力。伴随国家对中东南部地区省份对可再生能源、非水可再生能源消纳比例要求越来越高，新能源跨省跨区的大范围市场化交易规模进一步扩大，进一步推高新能源的现货价格。当前我国新能源省间电力现货交易规模较小，政策驱动下规模边际增长可期。特高压输电技术为电力跨省交易保驾护航，关注特高压线路输电能力提升，关注新项目建设和技术更新。表27：与跨区域省间富余可再生能源现货交易相比，省间现货交易规则具有如下特点序号特点具体表现一市场覆盖范围更大更广跨区域省间交易扩展到所有省间交易，进一步打开省间壁垒二交易时序提前、频次增加，交易机制更为完善省间日内电力现货交易频次由5次增加至12次“询价模式”改为“竞价模式”三市场主体交易过程角色转换更灵活各省可根据省内电力供需，选择全天各时段的购、售电身份同一时段不能既组织发电企业售电，又在省间电力现货交易购电四市场出清机制更加完善高效采用考虑级联通道可用输电能力、网损和输电费的集中出清机制市场出清中支持买卖方双侧报价五信息披露内容更加规范透明明确了公众信息、公开信息、私有信息等信息披露具体内容提出及时、准确、完整的电力市场信息披露原则明确了信息保密和封存规定六鼓励采用市场化手段进行偏差调整交易结果原则上不跟随市场主体的实际发用电而变化市场主体实际执行偏差优先按照省内电力现货交易规则解决资料来源：北极星电力网、国海证券研究所整理证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分47关注储能技术发展和储能成本下降带来的市场增量空间。储能发展助力提升消纳空间，新型储能在推动能源领域碳达峰、碳中和过程中发挥显著作用。储能成本下降趋势明显，有望从自身经济性推动储能装机规模高增。伴随着储能成本下降，国内有望从“光伏平价”迈向“光储平价”，从经济性层面促进储能与光伏等新能源的深度融合，助力提高新能源消纳空间。据估计，到2025年，“新能源＋储能”市场将迈入千亿级。关注绿电交易推动新能源电力环保属性货币化，增厚新能源运营商收益。2021年9月7日我国绿色电力交易试点工作正式启动，以平价风电和光伏为电源侧，联通17个省份共259家市场主体，首批交易量达79.35亿kWh，较当地电力中长期交易价格溢价0.03-0.05元/kWh，绿电交易未来有望在全国范围内逐步进行常态推广。绿证成交量低+CCER尚未开启背景下，绿电交易优势凸显。未来随政策不断完善，三市场的联动性有望加强，共同助力绿色电力环境属性市场价值的提升。图49：消纳需求得到保障和绿电交易溢价推动收入改善资料来源：国海证券研究所可再生能源运营商建议重点关注龙源电力（A+H）、广宇发展、三峡能源、吉电股份、金开新能，建议关注太阳能、中闽能源和江苏新能等。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分486、风险提示1）宏观经济下滑风险；2）政策推进不及预期；3）装机进度不及预期的；4）能源设备降本不及预期；5）新能源消纳不及预期；6）技术进步不及预期；7）重点关注公司业绩不及预期；8）国内外并不具备完全可比性，对标的相关资料和数据仅供参考。国海证券股份有限公司国海证券研究所请务必阅读正文后免责条款部分【公共事业小组介绍】杨阳，中央财经大学会计硕士，湖南大学电气工程本科，5年证券从业经验，现任国海证券公用事业和中小盘团队首席，曾任职于天风证券、方正证券和中泰证券。获得2021年新财富分析师公用事业第4名，21世纪金牌分析师和Wind金牌分析师公用事业行业第2名，21年水晶球公用事业入围，2020年wind金牌分析师公用事业第2,2018年新财富公用事业第4、水晶球公用事业第2核心成员。【分析师承诺】杨阳,本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立，客观的出具本报告。本报告清晰准确的反映了本人的研究观点。本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收取到任何形式的补偿。【国海证券投资评级标准】行业投资评级推荐：行业基本面向好，行业指数领先沪深300指数；中性：行业基本面稳定，行业指数跟随沪深300指数；回避：行业基本面向淡，行业指数落后沪深300指数。股票投资评级买入：相对沪深300指数涨幅20%以上；增持：相对沪深300指数涨幅介于10%～20%之间；中性：相对沪深300指数涨幅介于-10%～10%之间；卖出：相对沪深300指数跌幅10%以上。【免责声明】本报告的风险等级定级为R3，仅供符合国海证券股份有限公司（简称“本公司”）投资者适当性管理要求的的客户（简称“客户”）使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。客户及/或投资者应当认识到有关本报告的短信提示、电话推荐等只是研究观点的简要沟通，需以本公司的完整报告为准，本公司接受客户的后续问询。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告中的信息均来源于公开资料及合法获得的相关内部外部报告资料，本公司对这些信息的准确性及完整性不作任何保证，不保证其中的信息已做最新变更，也不保证相关的建议不会发生任何变更。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。报告中的内容和意见仅供参考，在任何情况下，本报告中所表达的意见并不构成对所述证券买卖的出价和征价。本公司及其本公司员工对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失概不负责。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等服务。本公司在知晓范围内依法合规地履行披露义务。【风险提示】市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前，如有需要，投资者务必向本公司或其他专业人士咨询并谨慎决策。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。若本公司以外的其他机构（以下简称“该机构”）发送本报告，则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径国海证券股份有限公司国海证券研究所请务必阅读正文后免责条款部分获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。【郑重声明】本报告版权归国海证券所有。未经本公司的明确书面特别授权或协议约定，除法律规定的情况外，任何人不得对本报告的任何内容进行发布、复制、编辑、改编、转载、播放、展示或以其他任何方式非法使用本报告的部分或者全部内容，否则均构成对本公司版权的侵害，本公司有权依法追究其法律责任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