请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明行业研究行业深度研究报告证券研究报告＃industryId＃新能源发电＃investSuggestion＃推荐(＃investSuggestionChange＃维持）重点公司推荐评级重点公司评级三峡能源审慎增持龙源电力审慎增持华能国际审慎增持江苏新能审慎增持中闽能源审慎增持福能股份审慎增持来源：兴业证券经济与金融研究院＃relatedReport＃＃emailAuthor＃分析师：蔡屹caiyi@xyzq.com.cnS0190518030002＃assAuthor＃投资要点＃summary＃双碳目标下，新能源装机增长为能源结构转型与构建新型电力系统的核心驱动力。平价上网时代，新建电站相较于补贴电站无补贴拖欠因素影响，会计收益与实际经营情况匹配，切换为纯现金流运营资产，资产价值重估因素归因为两点：微观层面—经营改善视角看变化：1）电价端，新建绿电不再享受中央电价补贴，电价大体参照各地燃煤发电基准价，同时鼓励进行市场化交易，在绿电交易支持政策频出且鼓励其环境溢价的情况下，电价端溢价态势有望于中期维度内维持。2）成本端，度电成本降低为推动新能源渗透率继续提升的核心因素之一，风电、光伏2010-2020年间度电成本CAGR分别为-7.2%、-17.2%，同期装机成本CAGR分别为-1.5%、-16.4%，过往10年风光发电成本降低的主要因素分别为利用效率提升与组件降价。着眼边际，风电出现的最显著变化为风机价格出现超预期降低，带动陆风项目收益率大幅提升（全国平均ROE12.1%，每GW年均盈利2.24亿元），并且足以支撑运营商进行全国范围内的开发拓展；光伏组件价格大幅反弹扰动项目收益率（全国平均ROE7.4%，每GW年均盈利0.91亿元），尽管平价上网已总体达成，但当前时点光伏电站开发提速仍有待于装机成本降低与利用效率提升，中长期视角下预计降本增效延续。在对历史时点进行收益率回溯时，我们发现当前平价风电收益率或已不逊于补贴项目，而光伏电站收益率则出现下滑。3）若考虑配套储能，风电项目收益率显著降低但依旧处于稳定平价开发状态，光伏因装机成本高位令其对于储能系统的成本耐受度较低。宏观层面—行业增长角度看变化：1）复盘消纳改善过程：国内资源区域与负荷区域的错配和新能源出力特性共同导致新能源消纳问题，而得益于消纳条件改善与装机重点区域的转换，“十三五”中后期消纳问题显著改善。2）“十四五”展望：开发重点向资源禀赋区回归，推动清洁能源基地为主的项目建设，规模集群化、配套条件保障消纳为新时期开发最大特点，预计消纳能力与装机量共同提升，保障行业稳定扩张。结合各省规划，我们预计2022-2025年新能源装机CAGR约为15.6%-18.6%。行业核心逻辑：绿电所带来的价值重估逻辑在于为存量资金拓宽新的优质投资路径，进而提升企业内生增长能力。对于多数电力企业而言，其将自身充裕的现金流投向新的优质运营资产，且因行业发展阶段切换、产业链利润转移等因素而具备现金流显著改善与新建项目回报率边际提升的特征，而运营商可通过运营该资产带来的现金流快速回笼实现新的项目扩张，完成绿电项目的内生增长，且在资本开支高增带来规模迅速扩张之时，依据具备稳定现金流。核心竞争要素可分拆为：持续的项目资源拓展、建设开发能力、运维能力、资本优势。投资建议：我们推荐三类投资路径，1）央企新能源运营商：我们推荐稳定成长的绿电龙头三峡能源、龙源电力，建议关注广宇发展、吉电股份；2）火电企业转型新能源：我们推荐华能国际，建议关注粤电力A、内蒙华电、广州发展；3）区域性新能源运营商：推荐江苏新能、中闽能源、福能股份。风险提示：风电光伏装机成本大幅上行、新能源补贴支付进度不及预期、火电灵活性改造进度不及预期、调峰调频电源建设进度不及预期、新能源市场化交易价格波动、动力煤价格大幅上涨＃title＃新时点成长脉络理顺，引领电力股价值重估＃createTime1＃2022年04月09日请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-2-行业深度研究报告目录1、行业发展：双碳目标下，新能源装机增长为能源结构转型的核心驱动力...-5-2、微观视角看绿电基本面变化..............................................................................-7-2.1、平价电站无虑补贴拖欠问题，新建绿电切换为纯现金流资产................-7-2.2、成本端：降本驱动项目收益率提高，新阶段下成本仍具向下边际......-11-2.3、储能配置：风电收益率满足增配储能成本，光伏对于储能成本耐受度较低..........................................................................................................................-21-3、宏观视角看绿电行业空间展望........................................................................-23-3.1、新能源消纳改善分析：电网加速特高压建设，新能源装机重点向负荷侧倾斜......................................................................................................................-23-3.2、“十四五”展望：大基地与特高压共同驱动发展，2022-2025年装机量CAGR有望达到15.6%-18.6%...........................................................................-26-4、投资建议：电力股价值重估的实质为资源变现路径拓宽.............................-31-5、风险提示............................................................................................................-34-图目录图1、全国碳排放量结构复盘：2019年电力、热力生产碳排放量占比为47.4%（亿吨二氧化碳）....................................................................................................-5-图2、非化石能源消费比重展望：预期2025、2030年非化石能源消费占比分别为20%、25%.............................................................................................................-5-图3、我国发电量结构：风电、太阳能发电量占全社会用电量比重持续提升（亿度）............................................................................................................................-6-图4、我国电源总装机结构复盘：截至2021年底，新能源装机量合计占比为26.7%..........................................................................................................................-6-图5、我国新能源总装机量复盘（GW）...............................................................-6-图6、各类资源区风光全生命周期合理利用小时数（小时）..............................-7-图7、各类资源区风光年化合理利用小时数（小时）..........................................-7-图8、平价上网情况下新能源电站收入模式切换..................................................-8-图9、南方电网绿电交易框架...............................................................................-10-图10、广东电力交易中心绿电交易情况（亿度）..............................................-11-图11、江苏电力交易中心绿电交易情况（亿度）..............................................-11-图12、陆上风电项目LCOE：2010-2020年间国内度电成本CAGR为-7.2%（元/度）..........................................................................................................................-11-图13、光伏电站LCOE：2010-2020年间国内度电成本CAGR为-17.4%（元/度）..................................................................................................................................-11-图14、陆上风电装机成本：2010-2020年间国内装机成本CAGR为-1.5%（元/千瓦）..........................................................................................................................-12-图15、光伏电站装机成本：2010-2020年间国内装机成本CAGR为-16.4%（元/千瓦）......................................................................................................................-12-图16、陆上风电装机成本分拆（2020年）.........................................................-12-图17、光伏电站装机成本分拆（2021年）.........................................................-12-图18、国内风机季度招标价格均价（元/千瓦）................................................-13-图19、国内风电招标量复盘：2019年风电招标量到达高峰（GW）..............-13-图20、国内风电装机量复盘：2020年风电装机量到达高峰（GW）..............-13-图21、陆上风电大型化趋势展望：叶轮直径与风机单台兆瓦数同步提升......-13-图22、明阳智能陆上风电出货量结构分拆：3-5MW陆上风机出货量占比持续提请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-3-行业深度研究报告升..............................................................................................................................-13-图23、海上风电大型化趋势展望：叶轮直径与风机单台兆瓦数同步提升......-16-图24、国内海风、陆风机组平均单机容量：海上风电大型化趋势较陆上风电而言更为显著（MW）...............................................................................................-16-图25、海上风电项目投资成本大幅高于陆上风电（元/千瓦）.........................-16-图26、江苏省海上风电装机成本分拆.................................................................-16-图27、沿海主要省份海上风电装机成本区间对比（2020年，元/千瓦）........-17-图28、沿海各省海域风速情况梳理（米/秒）....................................................-17-图29、光伏组件市场价格居于高位（元/瓦）....................................................-18-图30、硅料价格居于高位（美元/千克）............................................................-18-图31、以TOPcon、HJT为主的N型电池有望逐步取代P型电池成为主流技术路线..............................................................................................................................-18-图32、横向与纵向维度对比，光伏电池利用效率均有望提高..........................-18-图33、储能电站成本分拆与全生命周期度电成本计算逻辑..............................-22-图34、2021年11月以来国内部分储能系统EPC中标价格情况（元/Wh）...-22-图35、平价风电电站配置储能后的收益率变化（横轴为装机成本，单位：元/千瓦）..........................................................................................................................-23-图36、平价光伏电站配置储能后的收益率变化（横轴为装机成本，单位：元/千瓦）..........................................................................................................................-23-图37、平价风电电站配置储能后的盈利情况变化（亿元，横轴为装机成本，单位：元/千瓦）.........................................................................................................-23-图38、平价光伏电站配置储能后的盈利情况变化（亿元，横轴为装机成本，单位：元/千瓦）.........................................................................................................-23-图39、“十三五”以来，国内主要省份发电量、用电量情况（亿度）..............-24-图40、全国弃风、弃光率自“十三五”中期以来已低位企稳..............................-25-图41、“十三五”电网基础投资总额较“十二五”增长29.3%（亿元）...............-25-图42、国家电网特高压线路新增长度复盘（公里）..........................................-25-图43、风电新增装机量区域占比.........................................................................-26-图44、光伏新增装机量区域占比.........................................................................-26-图45、三北风电累计装机量占比“十三五”时期显著降低..................................-26-图46、三北光伏累计装机量占比“十三五”时期显著降低..................................-26-图47、“十四五”大型清洁能源基地布局示意图..................................................-27-图48、清洁能源基地布局总体与特高压线路相匹配..........................................-27-图49、新能源运营商内生增长模型逻辑示意图..................................................-31-图50、主要绿电央企期末在手资金情况（亿元）..............................................-31-图51、主要绿电央企各期资本开支情况（亿元）..............................................-31-图52、新能源运营商竞争要素分析.....................................................................-32-表目录表1、2015-2020年A股主要新能源运营商应收账款周转率变化情况（次）...-7-表2、2015-2020年A股主要新能源运营商收现比变化情况...............................-8-表3、绿电交易关键政策要点梳理（截至2022年2月底）................................-9-表4、投资成本与利用小时对于陆风资本金IRR敏感性测算（横轴：元/千瓦；纵轴为利用小时：小时）......................................................................................-14-表5、投资成本与利用小时对于陆风单GW年均盈利的敏感性测算（表中单位：亿元/年；横轴：元/千瓦；纵轴为利用小时：小时）........................................-14-表6、投资成本与利用小时对于陆风年均ROE敏感性测算（横轴：元/千瓦；纵轴为利用小时：小时）..........................................................................................-15-表7、“十四五”时期陆风开发的主要省份中，装机成本变化对于项目资本金IRR请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-4-行业深度研究报告影响的敏感性测算（横轴表示装机成本，单位：元/千瓦）.............................-15-表8、全球主要大兆瓦风机机型梳理...................................................................-17-表9、投资成本与利用小时对于集中式光伏资本金IRR敏感性测算（横轴：元/千瓦；纵轴为利用小时：小时）..........................................................................-19-表10、投资成本与利用小时对于集中式光伏单GW年均盈利的敏感性测算（表中单位：亿元/年；横轴：元/千瓦；纵轴为利用小时：小时）........................-19-表11、投资成本与利用小时对于集中式光伏年均ROE敏感性测算（横轴：元/千瓦；纵轴为利用小时：小时）..............................................................................-19-表12、“十四五”时期光伏电站的主要省份中，装机成本变化对于项目资本金IRR影响的敏感性测算（横轴表示装机成本，单位：元/千瓦）.............................-20-表13、风电新建项目收益情况历史回溯.............................................................-21-表14、光伏新建项目收益情况历史回溯.............................................................-21-表15、电源侧储能配置相关政策梳理.................................................................-22-表16、“十三五”投产的特高压线路梳理（含国家电网、南方电网）..............-25-表17、“十三五”与“十四五”新能源发展方向对比..............................................-27-表18、清洁能源基地一期项目各省投产规模与投产节奏梳理（GW）...........-28-表19、清洁能源基地二期项目重点要求内容梳理..............................................-28-表20、国网在建、规划特高压线路梳理.............................................................-29-表21、各省份“十四五”新能源装机量相关政策指引..........................................-30-表22、国内主要绿电运营商杜邦分析.................................................................-32-表23、国内主要绿电运营商投入资本回报率ROIC对比..................................-33-表24、国内主要绿电运营商融资成本测算.........................................................-33-表25、电力行业主要公司盈利预测及估值（截至2022年4月7日收盘）....-34-请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-5-行业深度研究报告报告正文1、行业发展：双碳目标下，新能源装机增长为能源结构转型的核心驱动力双碳背景下能源结构转型迫在眉睫，能源结构转型的实质是电力结构清洁化转型，而新能源装机增长则为能源结构转型的基石。在“30·60”双碳背景下，我国目前推动“碳达峰”、“碳中和”目标实现的核心举措之一在于构建以新能源为主体的新型电力系统。当前，传统火电（包含燃煤、燃气等火力发电方式）仍占据我国电力结构中的主要部分，其中2021年火电发电量占当年全社会用电量的67.9%，同时2019年电力、热力等生产的碳排放量占全国排放量的47.4%，因此电力结构清洁化转型亦可理解为降低化石能源终端消费占比、提升非化石能源消费比重，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》对我国碳中和实现路径中的关键时间节点及对应非化石能源消费比重进行了重点指引。在此过程中，新能源装机量提升为非化石能源消费比重增长，乃至我国能源结构转型的基石。图1、全国碳排放量结构复盘：2019年电力、热力生产碳排放量占比为47.4%（亿吨二氧化碳）图2、非化石能源消费比重展望：预期2025、2030年非化石能源消费占比分别为20%、25%40.4%41.6%42.5%42.6%42.1%41.5%42.8%44.8%46.9%47.4%36%38%40%42%44%46%48%0204060801001202010201120122013201420152016201720182019碳排放量：其他部门合计碳排放量：生产和供应的电力、蒸汽和热水碳排放量占比：生产和供应的电力、蒸汽和热水（右轴）7.3%7.4%9.4%12.0%13.0%13.6%14.5%15.3%15.9%20.0%25.0%80.0%0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%90.0%2000200520102015201620172018201920202025E2030E2060E数据来源：国家能源局，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理数据来源：国家能源局，Wind，新华社，兴业证券经济与金融研究院整理备注：非化石能源消费比重预期来自国务院《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》。新能源装机增长与消纳能力提升为新能源发电量占比提升的两重驱动因素，其中装机量增长为主要驱动力，消纳条件为主要限制因素之一。2011-2021年，我国新能源发电量占全社会用电量的比重持续提升，由2011年的1.6%提升至2021年的11.8%，同期新能源装机占比由4.6%提升至26.7%。新能源装机量的增长配合消纳能力的提升，推动我国新能源发电量占比持续提高，而因新能源电源出力的波动性，其占比提升将提升电力系统出力波动，因此消纳条件为新能源发电占比持续提升的主要限制因素之一。其中，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）》、《2022年能源工作指导意见》中对于后续风电、光伏发电量占全社会用电量比重提出了明确要求：1）2022达到12.2%左右、2）至2025年达16.5%左右。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-6-行业深度研究报告图3、我国发电量结构：风电、太阳能发电量占全社会用电量比重持续提升（亿度）741103013831598185624093046365840534665655663684235395665117817692240261132701.6%2.1%2.8%3.3%4.1%5.2%6.7%7.9%8.6%9.7%11.8%0%2%4%6%8%10%12%14%0100020003000400050006000700020112012201320142015201620172018201920202021风电发电量太阳能发电量风电、太阳能发电量合计占比（右轴）数据来源：中电联，国家能源局，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理图4、我国电源总装机结构复盘：截至2021年底，新能源装机量合计占比为26.7%72.3%71.5%69.2%67.4%65.9%64.3%62.2%60.2%59.2%56.6%54.6%21.9%21.8%22.3%22.2%20.9%20.1%19.3%18.6%17.8%16.8%16.4%1.2%1.1%1.2%1.5%1.8%2.0%2.0%2.4%2.4%2.3%2.2%4.4%5.4%6.1%7.0%8.6%8.9%9.2%9.7%10.4%12.8%13.8%0.2%0.3%1.3%1.8%2.8%4.6%7.3%9.2%10.2%11.5%12.9%0%20%40%60%80%100%20112012201320142015201620172018201920202021火电水电核电风电太阳能发电数据来源：中电联，兴业证券经济与金融研究院整理图5、我国新能源总装机量复盘（GW）17.6029.5846.2361.4276.5296.57130.75147.47163.25184.27209.15281.65328.480.030.212.123.4115.8924.8642.1876.31129.42174.33204.18253.56306.560501001502002503003502009201020112012201320142015201620172018201920202021风电总装机量太阳能总装机量数据来源：中电联，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-7-行业深度研究报告2、微观视角看绿电基本面变化2.1、平价电站无虑补贴拖欠问题，新建绿电切换为纯现金流资产补贴时代下，新能源补贴拖欠问题影响运营商现金流，对公司内生增长能力构成潜在不利影响。以往新能源发电上网电价包含两部分：其一为当地燃煤脱硫标杆电价，通常由当地电网进行结算支付，支付模式为当月发电、次月支付，账龄往往不超过1月；其二为可再生能源补贴，项目纳入可再生能源发电补贴清单后，由财政部统一拨付，发放周期较长，通常1-3年内到账，同时对各类风电、光伏资源区分别设定全生命周期合理利用小时数，发电小时超出该全生命周期利用小时数或项目运营满20年后，补贴停止发放。新能源运营商在以往经营过程中往往形成大量应收账款，资金若不能及时回笼，影响公司现金流与资本开支计划，进而或将影响企业后期成长性。依据SOLARZOOM新能源智库专家马弋崴估算，截止2020年底，可再生能源补贴缺口累计已达约4000亿元。图6、各类资源区风光全生命周期合理利用小时数（小时）图7、各类资源区风光年化合理利用小时数（小时）22000260003200036000400004400048000520000100002000030000400005000060000光伏三类光伏二类光伏一类风电四类风电三类风电二类风电一类海上风电11001300160018002000220024002600050010001500200025003000光伏三类光伏二类光伏一类风电四类风电三类风电二类风电一类海上风电数据来源：财政部官网，兴业证券经济与金融研究院整理数据来源：财政部官网，兴业证券经济与金融研究院整理假设：按照各类型项目全生命周期为20年计算表1、2015-2020年A股主要新能源运营商应收账款周转率变化情况（次）上市公司201520162017201820192020趋势华能国际9.058.038.527.316.946.28龙源电力3.864.674.203.242.123.62大唐发电7.357.967.768.546.946.39国电电力8.4210.9010.6911.0011.798.54三峡能源1.361.541.211.051.02中国核电10.649.839.9210.068.836.57上海电力6.666.245.745.383.852.80太阳能2.111.291.240.960.770.68吉电股份5.124.163.172.752.151.79粤电力A10.168.629.518.868.967.52节能风电2.782.421.871.511.130.90浙江新能23.6312.431.971.130.80福能股份9.547.526.286.616.014.30广州发展12.2413.3722.6120.9819.5417.18江苏新能4.813.842.752.091.541.24中闽能源8.072.831.871.351.301.61数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-8-行业深度研究报告表2、2015-2020年A股主要新能源运营商收现比变化情况上市公司201520162017201820192020趋势广州发展103%112%114%113%113%112%大唐发电124%118%114%106%109%110%粤电力A119%110%116%115%114%109%华能国际112%112%109%111%110%108%中国核电116%113%118%112%109%108%国电电力114%110%108%110%107%105%上海电力116%115%110%112%101%104%江苏新能113%99%99%106%85%102%福能股份108%104%104%102%104%95%龙源电力125%111%110%102%94%94%三峡能源103%86%86%88%94%中闽能源123%93%95%102%101%79%浙江新能118%109%87%89%76%吉电股份98%94%90%79%76%74%节能风电119%100%82%85%85%74%太阳能75%75%73%61%72%73%数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理备注：收现比=销售商品、提供劳务收到的现金/营业总收入。全面平价时代来临，新建电站转变为纯现金流资产，开展新能源市场化交易。进入2022年，除部分类型的分布式光伏补贴之外，全国范围内新能源开发已经进入全面平价开发时代，新建新能源电站项目不再享受中央电价补贴（含新备案集中式光伏电站与工商业分布式光伏、新核准陆风与海风项目），既可以按照当地燃煤发电基准电价执行保障性消纳，也可以参与市场化交易。其主要带来两方面改变：一方面，新建新能源电站均为平价上网，无补贴拖欠因素影响，项目会计收益与实际经营情况相匹配，转变为无应收账款压力的纯现金流运营资产；另一方面，平价电站参与电力市场化交易，可通过市场交易行为给予绿电合理价值。图8、平价上网情况下新能源电站收入模式切换新能源电站发电补贴情况下新能源电站度电收入构成电网电价支付：当地脱硫燃煤标杆电价，当月发电，次月支付用电侧售电相应电价财政部补贴支付：补贴电价扣减当地脱硫燃煤标杆电价，通常1-3年到账新能源电站发电平价上网情况下新能源电站度电收入构成电网电价支付：1、保障性消纳：燃煤基准电价；2、市场化交易：以燃煤基准电价为参考，执行市场定价机制。当月发电，次月支付用电侧售电1、保障性消纳电量：相应电价2、市场化交易电量：市场化协商定价资料来源：国家发改委，龙源电力公告，兴业证券经济与金融研究院整理绿电交易支持政策陆续出台，鼓励绿电出现溢价，且为新能源市场化交易的长请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-9-行业深度研究报告期方向：国家发改委、能源局于2021年5月发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，重点指出有序推动新能源参与电力市场，引导新能源项目10%的预计当其电量通过市场化交易竞争上网。此后颁布的《绿色电力交易试点工作方案》则正式明确了绿电交易定义与交易框架，鼓励交易价格可以高于发电企业核定的上网价格和电网企业收购的价格，同时将高于核定上网电价的收益分配给发电企业。在《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中，重点提出探索开展绿色电力交易，引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。表3、绿电交易关键政策要点梳理（截至2022年2月底）政策名称发布时点发布单位主要内容《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》2021.05国家发改委、国家能源局提出尽快建立绿色电力交易市场，并推动绿色电力交易；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。《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》2021.06国家发改委2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行，同时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；《绿色电力交易试点工作方案》2021.09国家发改委、国家能源局、国家电网、南方电网交易产品：初期为风电和光伏发电企业上网电量，条件成熟时扩大至符合条件的水电；交易类型：独立的中长期交易框架，初期开展年度为周期的交易，鼓励市场主体之间签订5-10年的长期购电协议；绿电优先：发电企业参与绿色电力交易的对应合同优先执行；交易模式：a、直接交易购买，主要面向省内市场，由电力用户或售电公司通过直接交易方式向省内绿色电力企业购买绿电；b、向电网企业购买，若为补贴新能源电站，则该交易电量不领取补贴，亦不计入合理利用小时；定价机制与溢价：发电企业与用户双边协商、集中撮合的方式市场化形成。鼓励交易价格高于发电企业核定的上网价格和电网企业收购的价格，高出部分的收益分配给发电企业；绿电消纳约束（需求端约束）：提出将消纳责任权重分解至电力用户和售电公司作为刚性约束的预期。绿证交易：对参与绿电交易的新能源发电主体核发绿证，在流通环节将绿色属性标识和权益凭证直接赋予绿电产品，实现绿证和绿电的同步流转，从而充分还原绿色电力的商品属性。《省间电力现货交易规则（试行）》2021.11国家电网优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业参与省间电力现货交易《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》2022.01国家发改委、国家能源局鼓励绿电消费：a：新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制要求；b：鼓励行业龙头企业、大型国企、跨国公司消费绿电，推动外向型企业较多、经济承受能力较强地区逐步提高绿电消费比例；c、加强高耗能企业使用绿电的刚性约束，各地可根据实际情况制定高耗能企业绿电消费占比；d、绿电保障：电网保供能力许可时，对绿电消费比例较高的用户实施需求侧优先保障；e、市场化用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重；f、与碳排放的关系：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；《促进绿色消费实施方案》2022.01国家发改委中长期交易：建立与新能源特性相适应的中长期电力交请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-10-行业深度研究报告易机制，引导新能源签订较长期限的中长期合同；现货交易：鼓励新能源报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核，在现货市场内推动调峰服务，新能源比例较高的地区可探索引入爬坡等新型辅助服务；开展绿色电力交易试点，以市场化方式发现绿色电力的环境价值，体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位。引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。《南方区域绿色电力交易规则（试行）》2022.02南方电网交易产品：符合绿证发放条件的风电、光伏等可再生能源发电企业，现阶段主要是集中式陆风、集中式光伏，后续放开，可能逐步范围扩大至水电；购电方：电力用户和售电公司，电网企业落实国家保障性收购或代理购电政策可以作为购售电主体参与绿电交易，后续引入分布式电源、电动汽车、储能等市场主体参与绿色电力交易；交易方式：协商交易、挂牌交易、竞价交易‘绿证：绿证是按照国家相关管理规定，依据风电、光伏等绿色电力上网电量，通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台颁发的具有唯一代码标识的电子凭证，1个绿证对应1MWh结算电量。售电主体：a、平价电站或自愿退出国补的原补贴电量，b、若为补贴新能源电站，则该交易电量不领取补贴，亦不计入合理利用小时；绿电价格：能量价格+环境溢价，能量价格按保障电站收益为原则定价，环境溢价为绿色电力成交价格减去电力用户所在省区绿电基准电价或竞争性配置所形成电价的差值。数据来源：国家发改委，国家能源局，国家电网官网，南方电网公告，兴业证券经济与金融研究院整理图9、南方电网绿电交易框架市场主体非市场主体省级电力交易中心电力用户发电企业发电企业电力用户广州电力交易中心电网公司国家可再生能源信息管理中心售电公司绿电交易信息登记统一制度发放绿证绿电认购交易信息登记绿电直接交易信息登记电网供电市场登记认购交易划转绿证出具证明市场注册直接交易资料来源：智汇光伏，南方电网，兴业证券经济与金融研究院整理现有交易框架下，绿电保持溢价状态，且有望于中短期维度内维持。在2021年9月进行的首批绿电交易试点中，全国共成交79.35亿度绿电，其中南方区域（广东、广西、云南、贵州、海南）总成交电量为9.1亿度，交易价格在现有价格基础上平均溢价0.027元/度，且此类溢价于广东、江苏等地的2022年电力年长协交易以及后续交易中心依旧维持，表明在政策推动下，绿电出现实质性溢价情况，且有望于中短期维度内维持。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-11-行业深度研究报告图10、广东电力交易中心绿电交易情况（亿度）图11、江苏电力交易中心绿电交易情况（亿度）6.80.020.2613.5%9.9%11.6%9.7%13.1%18.4%0%5%10%15%20%0.001.002.003.004.005.006.007.008.002022年长协2022M22022M3绿电成交电量绿电电价较基准电价上浮幅度（右轴）其他类型电量较基准电价上浮幅度（右轴）9.240.0470.5318.4%18.1%18.9%19.4%19.4%19.7%17%18%18%19%19%20%20%0.002.004.006.008.0010.002022年长协2022M22022M3绿电成交电量绿电电价较基准电价上浮幅度（右轴）其他类型电量较基准电价上浮幅度（右轴）数据来源：广东电力交易中心，兴业证券经济与金融研究院整理数据来源：江苏电力交易中心，兴业证券经济与金融研究院整理2.2、成本端：降本驱动项目收益率提高，新阶段下成本仍具向下边际度电成本降低为推动新能源发电渗透率提升的重要因素之一，度电成本的下降主要由装机成本降低与利用效率提升（也即利用小时数提高摊薄度电成本）两方面因素带来。陆上风电与光伏发电项目在2010-2020年间度电成本均大幅降低，其中以国内当年新建电站为例，2010年与2020年国内新建陆上风电平准化度电成本（简称“LCOE”）分别0.4806、0.2276元/千瓦时，新建光伏电站LCOE分别为2.0647、0.3035元/千瓦时，二者同期内LCOE分别累计-52.6%、-85.3%，10年间度电成本降本CAGR分别为-7.2%、-17.4%。图12、陆上风电项目LCOE：2010-2020年间国内度电成本CAGR为-7.2%（元/度）图13、光伏电站LCOE：2010-2020年间国内度电成本CAGR为-17.4%（元/度）0.00000.10000.20000.30000.40000.50000.60000.700020102011201220132014201520162017201820192020中国全球平均0.00000.50001.00001.50002.00002.50003.000020102011201220132014201520162017201820192020中国全球平均数据来源：IRENA，兴业证券经济与金融研究院整理备注：美元与人民币的兑换汇率采用当年全年平均汇率。2010-2020年间，风电主要由利用效率提升与其他成本管控驱动降本，光伏则主要依赖制造端驱动降本。复盘装机成本走势，陆风平均装机成本2010-2020年间因产业链供需关系变化而出现波动，每千瓦投资额由10154元振荡下降至8719元，变化幅度为-14.1%，风电10年间CAGR为-1.5%；光伏每千瓦投资额则稳定下降，每千瓦投资额由27037元降低至4490元，变化幅度为-83.4%，光伏10年间CAGR为-16.4%。因此，过往10年中，风电度电成本降低的主要原因来自对请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-12-行业深度研究报告于风能的利用效率提升与运营期其他成本管控，光伏降本原因则主要来自光伏组件降价以及其他装机成本降低。图14、陆上风电装机成本：2010-2020年间国内装机成本CAGR为-1.5%（元/千瓦）图15、光伏电站装机成本：2010-2020年间国内装机成本CAGR为-16.4%（元/千瓦）80009000100001100012000130001400020102011201220132014201520162017201820192020中国全球平均0500010000150002000025000300003500020102011201220132014201520162017201820192020中国全球平均数据来源：IRENA，兴业证券经济与金融研究院整理备注：美元与人民币的兑换汇率采用当年全年平均汇率。图16、陆上风电装机成本分拆（2020年）图17、光伏电站装机成本分拆（2021年）风机设备,49%建安费用,20%塔筒,10%电缆线路及配套,2%变电设备,2%基本预备费,1%其他费用,16%组件,54.1%支架,12.6%其他费用,6.6%电缆线路,6.1%逆变器,5.6%升压站,5.1%建设用地费,3.5%其他土建,3.0%送出线路,2.5%其他电气,0.9%数据来源：运达股份公告，兴业证券经济与金融研究院整理数据来源：西北勘测设计研究院有限公司，兴业证券经济与金融研究院整理风电：平价时代，风电已出现超预期降本，带动新建项目收益率迅速提升陆风风机价格大幅下降为平价时代最显著的变化之一：陆上风电产业链供需关系转向宽松，风机降价与建安费用双降推动单位千瓦造价快速降低。自2020年陆上风电“抢装潮”过后，风电风机价格与建安费用因2019年招标量大增与2020年装机量爆发式增长带来产业链各环节紧张的供需关系得到缓解，此外，风电已进入风机大型化变革时期，大兆瓦风机所带来的发电量提升幅度预计高于其初始成本投入的增加幅度，进而借此可降低特定环境下风力发电的度电成本。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-13-行业深度研究报告图18、国内风机季度招标价格均价（元/千瓦）37383497316330382940247323262410150020002500300035004000450050002014Q12014Q22014Q32014Q42015Q12015Q22015Q32015Q42016Q12016Q22016Q32016Q42017Q12017Q22017Q32017Q42018Q12018Q22018Q32018Q42019Q12019Q22019Q32019Q42020Q12020Q22020Q32020Q42021Q12021Q22021Q34MW级3MW级2.5MW级2MW级数据来源：金风科技，兴业证券经济与金融研究院整理图19、国内风电招标量复盘：2019年风电招标量到达高峰（GW）图20、国内风电装机量复盘：2020年风电装机量到达高峰（GW）4.37.66.77.414.94.314.23.76.68.69.317.46.717.26.4106.17.217.56.310.44.34.25.89.615.413.812.30102030405060702015201620172018201920202021Q1Q2Q3Q44.75.33.53.94.82.45.34.52.42.54.04.34.05.66.02.33.74.74.06.75.617.89.35.38.012.758.631.1010203040506070802015201620172018201920202021Q1Q2Q3Q4资料来源：金风科技官网，兴业证券经济与金融研究院整理数据来源：中电联，兴业证券经济与金融研究院整理图21、陆上风电大型化趋势展望：叶轮直径与风机单台兆瓦数同步提升图22、明阳智能陆上风电出货量结构分拆：3-5MW陆上风机出货量占比持续提升97%66%42%9%6%3%34%58%91%94%0%20%40%60%80%100%20172018201920202021Q1-Q3<3.0MW3MW-5MW资料来源：CWEA，GWEC市场数据平台，兴业证券经济与金融研究院整理数据来源：明阳智能，兴业证券经济与金融研究院整理基于此，我们对于国内新建陆上风电进行项目全生命周期模拟。总体而言，陆上风电成本的迅速降低已为运营项目让渡出大量盈利空间。具体假设如下：请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-14-行业深度研究报告资金结构与融资成本：资金结构为30%权益资金与70%债务融资，贷款利率为4.50%，还款年限15年；利用小时数：项目全年利用小时数假设中枢为2200小时；装机成本构成：除风机以外的其他成本为3500元/千瓦，风机为可变成本，风机成本假设中枢为2500元/千瓦；上网电价：采用全国平均燃煤基准电价（0.367元/千瓦时，含增值税）；税率：增值税税率13%，所得税率15%，所得税享受“三免三减半”政策；税金及附加：每年营业收入的5%；折旧年限以及项目残值：折旧年限假设20年、项目残值率假设为10%；表4、投资成本与利用小时对于陆风资本金IRR敏感性测算（横轴：元/千瓦；纵轴为利用小时：小时）风机成本15001700190021002300250027002900310033003500总投资成本50005200540056005800600062006400660068007000170011.3%10.2%9.2%8.3%7.5%6.7%6.0%5.3%4.7%4.1%3.5%180013.3%12.1%11.1%10.1%9.2%8.3%7.5%6.8%6.1%5.5%4.9%190015.3%14.1%12.9%11.8%10.9%10.0%9.1%8.3%7.6%6.9%6.3%200017.4%16.0%14.8%13.6%12.6%11.6%10.7%9.9%9.1%8.3%7.6%210019.5%18.0%16.7%15.5%14.3%13.3%12.3%11.4%10.6%9.8%9.0%220021.6%20.0%18.6%17.3%16.1%15.0%13.9%13.0%12.1%11.2%10.4%230023.7%22.1%20.5%19.2%17.9%16.7%15.6%14.5%13.6%12.7%11.8%240025.9%24.1%22.5%21.0%19.7%18.4%17.2%16.1%15.1%14.2%13.3%250028.1%26.2%24.5%22.9%21.5%20.2%18.9%17.8%16.7%15.7%14.7%260030.3%28.3%26.5%24.9%23.3%21.9%20.6%19.4%18.2%17.2%16.2%270032.6%30.5%28.6%26.8%25.2%23.7%22.3%21.0%19.8%18.7%17.7%数据来源：Wind，国家能源局，兴业证券经济与金融研究院测算备注：红框线内表示资本金IRR为7%以下，代表开发价值相对较低。表5、投资成本与利用小时对于陆风单GW年均盈利的敏感性测算（表中单位：亿元/年；横轴：元/千瓦；纵轴为利用小时：小时）风机成本15001700190021002300250027002900310033003500总投资成本5000520054005600580060006200640066006800700017001.381.291.191.101.010.920.820.730.640.550.4518001.641.551.461.371.271.181.091.000.900.810.7219001.911.811.721.631.541.441.351.261.171.070.9820002.172.081.991.891.801.711.621.521.431.341.2521002.442.342.252.162.071.971.881.791.701.601.5122002.702.612.522.422.332.242.152.051.961.871.7823002.972.872.782.692.602.502.412.322.232.132.0424003.233.143.052.952.862.772.682.582.492.402.3125003.503.403.313.223.123.032.942.852.752.662.5726003.763.673.583.483.393.303.203.113.022.932.8327004.033.933.843.753.653.563.473.383.283.193.10数据来源：Wind，国家能源局，兴业证券经济与金融研究院测算请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-15-行业深度研究报告表6、投资成本与利用小时对于陆风年均ROE敏感性测算（横轴：元/千瓦；纵轴为利用小时：小时）风机成本15001700190021002300250027002900310033003500总投资成本5000520054005600580060006200640066006800700017008.9%8.0%7.2%6.4%5.6%4.9%4.3%3.7%3.1%2.6%2.1%180010.7%9.7%8.8%7.9%7.1%6.4%5.7%5.0%4.4%3.9%3.3%190012.4%11.3%10.3%9.4%8.6%7.8%7.1%6.4%5.7%5.1%4.6%200014.1%13.0%11.9%11.0%10.1%9.2%8.5%7.7%7.0%6.4%5.8%210015.8%14.6%13.5%12.5%11.6%10.7%9.8%9.1%8.3%7.7%7.0%220017.5%16.3%15.1%14.0%13.0%12.1%11.2%10.4%9.6%8.9%8.2%230019.2%17.9%16.7%15.6%14.5%13.5%12.6%11.7%10.9%10.2%9.5%240021.0%19.6%18.3%17.1%16.0%15.0%14.0%13.1%12.2%11.4%10.7%250022.7%21.2%19.9%18.6%17.5%16.4%15.4%14.4%13.5%12.7%11.9%260024.4%22.9%21.5%20.2%19.0%17.8%16.8%15.8%14.8%14.0%13.1%270026.1%24.5%23.1%21.7%20.4%19.3%18.1%17.1%16.1%15.2%14.4%数据来源：Wind，国家能源局，兴业证券经济与金融研究院测算陆上风电已进入项目收益率足以支撑运营商进行稳定开发拓展的新阶段。就单体情况而言，装机成本降低与利用效率企稳上升一定程度上抵消电价退坡带来的不利影响，提振项目收益率。此外，伴随项目运营阶段的推进，对于初期资本开支带来的债务融资陆续进行还本付息，项目ROE总体呈现逐期爬坡的态势。因运营期付现成本较低，运营商现金流相对充裕，且在平价项目中体现得愈发明显，进而可支撑其进行新项目拓展，加速资源变现能力，保持合理的内生增长。表7、“十四五”时期陆风开发的主要省份中，装机成本变化对于项目资本金IRR影响的敏感性测算（横轴表示装机成本，单位：元/千瓦）省份各地燃煤基准电价（含增值税，元/千瓦时）风电利用小时数（小时）50005500600065007000湖北0.4161213226.3%22.1%18.7%15.9%13.5%江西0.4143201223.1%19.3%16.2%13.6%11.4%四川0.4012237730.3%25.7%21.9%18.8%16.2%重庆0.3946214423.8%19.9%16.8%14.1%11.9%安徽0.3844225925.2%21.1%17.8%15.1%12.8%辽宁0.3749229224.6%20.6%17.4%14.7%12.4%黑龙江0.3740220922.7%18.9%15.8%13.3%11.1%吉林0.3731229824.5%20.5%17.3%14.6%12.4%河北0.3644220821.4%17.8%14.8%12.4%10.3%陕西0.3545214318.8%15.5%12.8%10.5%8.6%贵州0.3515186112.9%10.2%8.0%6.2%4.6%云南0.3358261825.8%21.7%18.3%15.5%13.2%山西0.3320234820.0%16.5%13.7%11.3%9.4%甘肃0.3078202211.2%8.7%6.6%4.9%3.5%蒙东0.3035242917.6%14.4%11.8%9.6%7.8%蒙西0.2829242914.7%11.9%9.5%7.5%5.9%宁夏0.259520185.9%4.0%2.4%1.0%-0.2%新疆0.259523099.9%7.6%5.6%4.0%2.6%青海0.22771519-3.4%-4.5%-5.4%-6.2%-6.9%数据来源：Wind，国家能源局，兴业证券经济与金融研究院测算备注：风电利用小时数采用各省2021年实际值。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-16-行业深度研究报告海上风电方面：因施工难度等原因，相较于陆上风电，海上风电项目总体投资成本与单千瓦投资成本均更高。2021年海上风电“抢装潮”退去后，风机大型化趋势在海上风电方面体现的更为显著，伴随着整机厂商加码布局大兆瓦海风风机，我们认为海风综合降本与增发效果有望在大兆瓦风机技术逐步成熟的过程中逐步凸显，在2021年底国补退坡的情况下，加速沿海各省海上风电平价化进程。此外，从海风装机结构层面来看，因沿海海上、海床施工条件以及产业链配套装配能力的差异，我国沿海各省海上风电装机成本降低速度或存在不同，叠加各省风速条件的不同，各省实现海上风电平价上网的节奏或将存在一定差异。图23、海上风电大型化趋势展望：叶轮直径与风机单台兆瓦数同步提升图24、国内海风、陆风机组平均单机容量：海上风电大型化趋势较陆上风电而言更为显著（MW）1.51.51.61.71.81.81.92.12.12.42.62.62.72.81.93.93.63.83.73.84.24.90.01.02.03.04.05.06.020102011201220132014201520162017201820192020陆上风电海上风电资料来源：CWEA，GWEC市场数据平台，兴业证券经济与金融研究院整理图25、海上风电项目投资成本大幅高于陆上风电（元/千瓦）图26、江苏省海上风电装机成本分拆52301126015220-通用格式-通用格式-通用格式-通用格式-通用格式甘肃安北陆上风电场一期B区（2021.12）山东能源海上风电项目（2022.03）粤电阳江青州一、二海上风电项目（2021.12）风电机组,48%塔筒,4%风机基础及施工,19%基本预备费,1%35KV阵列电缆,3%200KV送出电缆,5%海上升压站,6%陆上集控中心,1%用海（地）费用,4%其他,9%数据来源：中国能建公告，中国电建公告，兴业证券经济与金融研究院整理数据来源：北极星风力发电网，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-17-行业深度研究报告图27、沿海主要省份海上风电装机成本区间对比（2020年，元/千瓦）图28、沿海各省海域风速情况梳理（米/秒）144001560017300162001630016500185001760014,00015,00016,00017,00018,00019,000江苏浙江福建广东7.56.56.57.06.56.97.27.06.96.76.510.09.58.58.08.07.87.87.67.57.57.36.06.57.07.58.08.59.09.510.010.511.0年均风速（90m水深）数据来源：北极星风力发电网，兴业证券经济与金融研究院整理数据来源：风能产业，兴业证券经济与金融研究院整理表8、全球主要大兆瓦风机机型梳理整机厂商7MW级别8MW级别9MW级别10MW及以上金风科技-GW175-8.0GW171-8.0--明阳智能MySE7.25-158MySE8.3-180-MySE11.0-203MySE16.0-242上海电气SWT-7.0-154SG8.0-167-SEW11.0-208运达风电--WD225-9000-东方风电DEW-D7000-186DEW-D7500-186--DEW-D10000-185中国海装-H171-8.0MWH210-8.0MWH220-8.0MW-H210-10.0MWH220-10.0MWH210-12.0MWH220-12.0MWH256-16.0MW联合动力-UP8000-186-UP10000-207哈电风能XE187-7000XE195-7.XXE187-7.XXE174-7.XXE195-8.XXE187-8.XXE174-8.X--维斯塔斯--V174-9.5MWV164-9.5/10.0MWV236-15.0MW西门子歌美飒---SG14-222DDSG11.0-200GE---Haliade-X12MW资料来源：每日风电，兴业证券经济与金融研究院整理光伏：组件价格大幅反弹扰动项目收益率，中长期视角下预计降本增效延续硅料涨价推高组件价格，影响电站收益率，中长期维度内降本增效势头延续。国内光伏地面电站初始投资成本若不考虑配置储能系统，其成本主要由组件（占比约54%）、逆变器、支架、电缆、建安以及管理费用等构成。其中，建安费用等非技术费用下降空间相对较低，整体投资成本降低空间主要由组件、逆变器等技术成本贡献。中长期视角下，伴随光伏电池技术迭代进步和规模效应提高预计带来组件整体利用效率提高与生产成本降低，光伏电站收益率有望出现提升。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-18-行业深度研究报告图29、光伏组件市场价格居于高位（元/瓦）图30、硅料价格居于高位（美元/千克）2.0301.401.501.601.701.801.902.002.102.20Jul-19Sep-19Nov-19Jan-20Mar-20May-20Jul-20Sep-20Nov-20Jan-21Mar-21May-21Jul-21Sep-21Nov-21Jan-22Mar-22市场价格:光伏组件(单晶perc,310W):中国051015202530354045Apr-13Aug-13Dec-13Apr-14Aug-14Dec-14Apr-15Aug-15Dec-15Apr-16Aug-16Dec-16Apr-17Aug-17Dec-17Apr-18Aug-18Dec-18Apr-19Aug-19Dec-19Apr-20Aug-20Dec-20Apr-21Aug-21Dec-21现货价:国产多晶硅料(一级料)数据来源：百川盈孚，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理数据来源：Solarzoom，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理图31、以TOPcon、HJT为主的N型电池有望逐步取代P型电池成为主流技术路线图32、横向与纵向维度对比，光伏电池利用效率均有望提高86.4%86.1%78.9%66.5%51.6%36.7%2.0%6.2%10.2%15.9%20.0%24.1%1.5%3.4%6.7%13.5%23.4%32.5%0%20%40%60%80%100%202020212023E2025E2027E2030EBSF电池Perc电池TOPcon电池HJT电池MWT电池IBC电池其他技术19.0%20.0%21.0%22.0%23.0%24.0%25.0%26.0%27.0%20212022E2023E2025E2027E2030EP型：BSF多晶黑硅电池P型：PERC多晶黑硅电池P型：PERC铸锭单晶电池P型：PERC单晶电池N型：TOPCon单晶电池N型：异质结电池N型：IBC电池数据来源：CPIA，兴业证券经济与金融研究院整理数据来源：CPIA，兴业证券经济与金融研究院整理我们对于国内新建地面集中式光伏电站进行项目全生命周期模拟，总体而言，国内光伏电站收益率提高仍有待装机成本降低与利用效率提升推动。具体假设除利用小时、装机成本构成以外，其他假设与陆上风电项目相同：利用小时数：项目全年利用小时数假设中枢为1300小时；装机成本构成：除光伏组件以外的其他成本为2000元/千瓦，组件为可变成本，光伏组件成本假设中枢约为2000元/千瓦（约合2.0元/瓦）。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-19-行业深度研究报告表9、投资成本与利用小时对于集中式光伏资本金IRR敏感性测算（横轴：元/千瓦；纵轴为利用小时：小时）组件价格15001600170018001900200021002200230024002500投资成本350036003700380039004000410042004300440045008000.7%0.2%-0.2%-0.6%-1.0%-1.4%-1.7%-2.0%-2.3%-2.6%-2.9%9003.3%2.8%2.3%1.8%1.4%0.9%0.5%0.1%-0.2%-0.6%-0.9%10006.0%5.4%4.8%4.3%3.7%3.2%2.8%2.3%1.9%1.5%1.1%11008.8%8.1%7.4%6.8%6.1%5.6%5.0%4.5%4.0%3.6%3.1%120011.6%10.8%10.0%9.3%8.6%8.0%7.4%6.8%6.2%5.7%5.2%130014.5%13.6%12.7%11.9%11.1%10.4%9.7%9.1%8.5%7.9%7.3%140017.5%16.4%15.5%14.6%13.7%12.9%12.1%11.4%10.7%10.1%9.5%150020.5%19.3%18.3%17.3%16.3%15.4%14.6%13.8%13.1%12.4%11.7%160023.6%22.3%21.1%20.0%19.0%18.0%17.1%16.3%15.4%14.7%13.9%170026.7%25.3%24.1%22.9%21.8%20.7%19.7%18.7%17.9%17.0%16.2%180029.8%28.4%27.0%25.7%24.5%23.4%22.3%21.3%20.3%19.4%18.5%数据来源：Wind，国家能源局，兴业证券经济与金融研究院测算备注：红框线内表示资本金IRR为7%以下，代表开发价值相对较低。表10、投资成本与利用小时对于集中式光伏单GW年均盈利的敏感性测算（表中单位：亿元/年；横轴：元/千瓦；纵轴为利用小时：小时）组件价格15001600170018001900200021002200230024002500投资成本35003600370038003900400041004200430044004500800(0.05)(0.10)(0.14)(0.19)(0.23)(0.27)(0.32)(0.36)(0.41)(0.45)(0.49)9000.180.140.100.050.01(0.04)(0.08)(0.12)(0.17)(0.21)(0.26)10000.420.380.330.290.240.200.160.110.070.02(0.02)11000.660.610.570.530.480.440.390.350.300.260.2212000.890.850.810.760.720.670.630.590.540.500.4513001.131.091.041.000.950.910.870.820.780.730.6914001.371.321.281.241.191.151.101.061.020.970.9315001.601.561.521.471.431.381.341.301.251.211.1616001.841.801.751.711.671.621.581.531.491.441.4017002.082.031.991.951.901.861.811.771.731.681.6418002.322.272.232.182.142.092.052.011.961.921.87数据来源：Wind，国家能源局，兴业证券经济与金融研究院测算表11、投资成本与利用小时对于集中式光伏年均ROE敏感性测算（横轴：元/千瓦；纵轴为利用小时：小时）组件价格15001600170018001900200021002200230024002500投资成本35003600370038003900400041004200430044004500800-0.5%-0.9%-1.2%-1.6%-1.9%-2.2%-2.5%-2.8%-3.1%-3.3%-3.6%9001.7%1.3%0.8%0.4%0.1%-0.3%-0.6%-1.0%-1.3%-1.6%-1.9%10003.9%3.4%2.9%2.5%2.0%1.6%1.2%0.9%0.5%0.2%-0.1%11006.1%5.5%5.0%4.5%4.0%3.5%3.1%2.7%2.3%1.9%1.6%12008.3%7.7%7.1%6.5%6.0%5.5%5.0%4.5%4.1%3.7%3.3%130010.5%9.8%9.1%8.5%7.9%7.4%6.9%6.4%5.9%5.4%5.0%140012.7%11.9%11.2%10.5%9.9%9.3%8.7%8.2%7.7%7.2%6.7%150014.9%14.1%13.3%12.6%11.9%11.2%10.6%10.0%9.4%8.9%8.4%160017.1%16.2%15.4%14.6%13.8%13.1%12.5%11.8%11.2%10.6%10.1%170019.3%18.3%17.4%16.6%15.8%15.1%14.3%13.7%13.0%12.4%11.8%180021.5%20.5%19.5%18.6%17.8%17.0%16.2%15.5%14.8%14.1%13.5%数据来源：Wind，国家能源局，兴业证券经济与金融研究院测算请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-20-行业深度研究报告表12、“十四五”时期光伏电站的主要省份中，装机成本变化对于项目资本金IRR影响的敏感性测算（横轴表示装机成本，单位：元/千瓦）省份各地燃煤基准电价（含增值税，元/千瓦时）光伏利用小时数（小时）30003500400042504500广东0.453099317.6%12.3%8.6%7.1%5.8%湖南0.450090213.4%9.0%5.7%4.4%3.3%海南0.4298106318.2%12.9%9.1%7.5%6.2%广西0.4207110318.9%13.5%9.5%8.0%6.6%湖北0.4161101314.9%10.2%6.7%5.4%4.2%浙江0.415399814.2%9.6%6.3%4.9%3.8%江西0.414391711.1%7.0%4.1%2.9%1.8%四川0.4012146631.2%23.6%18.1%15.9%14.0%山东0.3949122520.8%15.0%10.9%9.2%7.7%福建0.3932106314.6%9.9%6.5%5.1%4.0%江苏0.3910116518.1%12.8%9.0%7.4%6.1%安徽0.3844107114.0%9.4%6.1%4.8%3.6%河南0.3779105512.8%8.4%5.3%4.0%2.9%辽宁0.3749145326.9%20.0%15.0%13.1%11.3%黑龙江0.3740160432.5%24.6%19.0%16.7%14.7%吉林0.3731153129.5%22.2%16.9%14.8%12.9%天津0.3655126518.8%13.3%9.4%7.9%6.5%河北0.3644133621.1%15.3%11.1%9.4%7.9%北京0.3598124217.3%12.1%8.4%6.9%5.6%陕西0.3545139221.8%15.8%11.5%9.8%8.3%贵州0.351510329.5%5.7%3.0%1.8%0.9%云南0.3358133217.3%12.1%8.4%6.9%5.6%山西0.3320127715.1%10.3%6.9%5.5%4.3%甘肃0.3078151119.0%13.5%9.6%8.0%6.6%蒙东0.3035165422.6%16.5%12.1%10.3%8.8%蒙西0.2829165419.3%13.8%9.8%8.2%6.8%宁夏0.259513939.4%5.6%2.9%1.8%0.8%新疆0.259514169.9%6.1%3.3%2.1%1.1%青海0.227713765.2%2.1%-0.1%-1.1%-1.9%数据来源：Wind，国家能源局，兴业证券经济与金融研究院测算备注：光伏利用小时数采用各省2020年实际值。模型回溯：平价风电收益率不逊于补贴项目，光伏待组件降价释放盈利空间新建项目收益质量显著提升的同时，风光平价电站与过往补贴时代项目相比出现显著差异：1）风电——因装机成本大幅下降，度电成本降幅高于电价降幅，新建平价电站收益率呈现出不逊于补贴时代的水平，且对于燃煤基准电价上网的保障性消纳项目，其盈利水平大幅高于补贴时代末期“抢装潮”之下的新增项目。因度电收入均由电网结算，其实际现金流改善幅度将高于利润提高幅度。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-21-行业深度研究报告表13、风电新建项目收益情况历史回溯20112012201320142015201620172018201920202021对应走势历史数据假设区风电利用小时数（小时）18751929208019001724174219482095208320732232投资成本（元/千瓦）94239008839884598327884785218656853387196000上网电价（元/千瓦时，含增值税）0.580.580.580.580.580.540.540.510.430.380.37数据输出区资本金IRR11.5%13.8%19.0%15.2%12.4%8.9%13.4%13.4%8.4%4.6%15.5%年均ROE9.2%11.1%15.5%12.4%9.9%6.9%10.8%10.8%6.5%3.1%12.6%年均每GW盈利（亿元）2.673.094.013.232.551.882.842.891.700.842.32平均度电成本（元/千瓦时）0.350.330.290.320.340.350.310.290.290.290.21数据分析区度电收入（元/千瓦时）0.500.500.500.500.500.460.460.440.370.340.32其中：电网结算（元/千瓦时）0.320.320.320.320.320.320.320.320.320.320.32可再生能源补贴（元/千瓦时）0.170.170.170.170.170.140.140.110.050.010.00电网结算比例65.5%65.5%65.5%65.5%65.5%70.4%70.4%74.5%87.6%96.6%100.0%电网结算电价-平均度电成本（元/千瓦时）(0.02)(0.00)0.030.01(0.02)(0.03)0.010.030.040.030.12度电净利率22.2%25.3%31.0%27.0%23.1%17.5%24.6%24.7%16.9%10.1%27.6%数据来源：Wind，国家能源局，国家发改委，IRENA，兴业证券经济与金融研究院测算备注：风电采用各时点Ⅲ类资源区标杆上网电价进行回溯，2021年开始风电项目以全国平均燃煤基准电价执行上网。2）光伏——因2021年组件价格波动影响光伏投资成本，度电成本降幅小于电价降幅，平价电站收益率同比小幅下滑，仍待组件价格下降为光伏电站释放利润空间。而平价电站现金流改善幅度类似于风电，盈利质量显著提高。表14、光伏新建项目收益情况历史回溯2012201320142015201620172018201920202021对应走势历史数据假设区光伏利用小时数（小时）1423134212351225112912051230129112811281投资成本（元/千瓦）1751713272109598589829079065890554644904200上网电价（元/千瓦时，含增值税）1.001.000.950.950.880.750.600.450.400.37数据输出区资本金IRR3.5%8.3%9.7%17.0%12.6%11.0%13.3%7.7%9.5%8.6%年均ROE1.9%5.9%6.9%12.5%9.2%8.0%9.7%5.3%6.7%6.0%年均每GW盈利（亿元）1.052.402.333.322.351.941.760.900.920.78平均度电成本（元/千瓦时）0.770.640.580.480.500.450.340.300.260.24数据分析区度电收入（元/千瓦时）0.850.850.810.810.750.640.510.390.350.32其中：电网结算（元/千瓦时）0.320.320.320.320.320.320.320.320.320.32可再生能源补贴（元/千瓦时）0.530.530.490.490.430.320.190.060.030.00电网结算比例38.0%38.0%40.0%40.0%43.2%50.7%63.3%83.7%91.8%100.0%电网结算电价-平均度电成本（元/千瓦时）(0.45)(0.32)(0.26)(0.15)(0.17)(0.12)(0.01)0.020.070.08度电净利率7.1%18.8%21.0%30.7%25.3%22.8%25.4%16.5%20.7%19.1%数据来源：Wind，国家能源局，国家发改委，IRENA，兴业证券经济与金融研究院测算备注：光伏采用各时点Ⅱ类类资源区标杆上网电价进行回溯，2021年开始光伏项目以全国平均燃煤基准电价执行上网。2.3、储能配置：风电收益率满足增配储能成本，光伏对于储能成本耐受度较低政策端对于电源侧配置储能逐步做出指引，部分省份要求新建平价项目增配储请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-22-行业深度研究报告能系统。电源侧增配储能有助于缓解电网侧调峰调频压力，且推动新能源电站提高对于自身出力曲线的预测精度。对于同一地区的平价电站而言，保障性并网项目的储能配置要求通常低于市场化并网项目，在配套储能装机容量与储能时长两方面均可得到体现，配置电站装机容量比例为约15%左右的储能装机、储能容量2-4小时不等。表15、电源侧储能配置相关政策梳理地区/发行单位政策名称重点内容国家层面国家发改委《“十四五”现代能源体系规划》优化电源侧多能互补调度运行方式，充分挖掘电源调峰潜力；大力推进电源侧储能发展，合理配置储能规模，改善新能源场站出力特性，支持分布式新能源合理配置储能系统。省级层面内蒙古《关于推动全区风电光伏新能源产业高质量发展》的意见建立多元化并网机制：新建市场化并网新能源项目，配建储能规模原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长4小时以上；新建保障性并网新能源项目，配建储能规模原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长2小时以上。甘肃嘉峪关嘉峪关市“十四五”第一批光伏发电项目竞争性配置公告对于竞争性配置项目：申报项目储能规模不低于项目规模20%，储能放电时长不小于2小时。资料来源：发改委官网，北极星储能网，光伏們，兴业证券经济与金融研究院整理储能配置增大电源侧成本，类别大体包含抽水蓄能、电化学、氢储能等主要方式。以电化学储能为例，其成本大体包含四类：储能系统初始投资成本、维护成本、充电成本、替换成本。因此，以储能系统全生命运营周期的角度看待储能系统度电成本，其影响因素大体包含：1）储能系统EPC成本、2）充放电次数（利用率）、3）放电深度（影响最大充电容量）、4）电池替换成本、5）外部购电成本、6）维护成本。图33、储能电站成本分拆与全生命周期度电成本计算逻辑图34、2021年11月以来国内部分储能系统EPC中标价格情况（元/Wh）投资成本总成本替换成本充电成本维护成本回收成本累计输送电量储能系统释放容量储能系统循环次数总成本/累计输送电量全生命周期度电成本2.0251.5501.4451.4101.5981.7232.2711.6281.6960.00.51.01.52.02.5Oct-21Oct-21Nov-21Dec-21Dec-21Jan-22Feb-22Feb-22Mar-22Apr-22资料来源：《电化学储能及抽水蓄能全生命周期度电成本分析》，兴业证券经济与金融研究院整理数据来源：北极星储能网，兴业证券经济与金融研究院整理风电装机成本大幅降低，当前时点储能配置将降低项目收益但依旧在平价开发范围内。光伏装机成本处于高位令其对于储能系统的成本耐受度较低。我们将储能系统带入电站运营模型中，基础假设与前文平价风光电站收益率测算部分相请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-23-行业深度研究报告同，并分别加入配套储能系统投资，储能系统相关假设包含：储能配置装机容量为15%、2小时，单位储能投资成本为1.50元/瓦时，充放电深度为80%，每年充放电次数360次，储能用电100%采用绿电电站自发电，储能系统每年维护成本约55元/千瓦，替换成本约为850元/千瓦。基于此，我们进行了配套储能系统的绿电电站收益率模拟。图35、平价风电电站配置储能后的收益率变化（横轴为装机成本，单位：元/千瓦）图36、平价光伏电站配置储能后的收益率变化（横轴为装机成本，单位：元/千瓦）21.6%20.0%18.6%17.3%16.1%15.0%13.9%13.0%12.1%11.2%10.4%17.5%16.3%15.2%14.1%13.2%12.3%11.4%10.6%9.9%9.2%8.5%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%50005200540056005800600062006400660068007000资本金IRR（无储能）资本金IRR（配置储能）14.5%13.6%12.7%11.9%11.1%10.4%9.7%9.1%8.5%7.9%7.3%9.7%9.0%8.4%7.8%7.3%6.7%6.2%5.8%5.3%4.9%4.5%0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%16.0%35003600370038003900400041004200430044004500资本金IRR（无储能）资本金IRR（配置储能）数据来源：Wind，国家能源局，兴业证券经济与金融研究院测算备注：1、风电、光伏利用小时数分别为2200小时、1300小时；2、上网电价均为0.367元/千瓦时，含增值税。图37、平价风电电站配置储能后的盈利情况变化（亿元，横轴为装机成本，单位：元/千瓦）图38、平价光伏电站配置储能后的盈利情况变化（亿元，横轴为装机成本，单位：元/千瓦）2.702.612.522.422.332.242.152.051.961.871.782.091.991.881.781.681.581.481.381.281.181.080.000.501.001.502.002.503.0050005200540056005800600062006400660068007000年均单GW净利润（无储能）年均单GW净利润（配置储能）1.131.091.041.000.950.910.870.820.780.730.690.590.540.500.450.400.350.300.250.210.160.110.000.200.400.600.801.001.2035003600370038003900400041004200430044004500年均单GW净利润（无储能）年均单GW净利润（配置储能）数据来源：Wind，国家能源局，兴业证券经济与金融研究院测算备注：1、风电、光伏利用小时数分别为2200小时、1300小时；2、上网电价均为0.367元/千瓦时，含增值税。3、宏观视角看绿电行业空间展望3.1、新能源消纳改善分析：电网加速特高压建设，新能源装机重点向负荷侧倾斜资源区域错配与新能源发电自身特性共同导致新能源消纳问题。“十三五”中期前，国内新能源消纳问题时有浮现，弃风弃光率总体维持高位，主要原因包含：新能源优质资源禀赋与电力负荷中心错配——我国新能源优质资源禀赋分布多集中于三北地区（东北、西北、华北），该类地区自身电力消纳能力通常请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-24-行业深度研究报告较差，而电力负荷中心主要位于我国中、东、南部地区，因此新能源装机重点与电力负荷中心出现一定程度的错配；风光发电出力不稳定，占比提升增大系统调峰调频负担——风电、光伏等新能源发电具有随机性、波动性、难预测性等特点，日内出力峰谷特点较为鲜明，且出力波动性显著强于火电、水电等传统电源，而电力系统需要实时平衡，因此风电、光伏等新能源进入电力系统比例增大的同时，对于灵活性电源提供调峰调频的需求提升，这将令电力系统的输配电成本、保障系统安全性的系统成本显著上行。图39、“十三五”以来，国内主要省份发电量、用电量情况（亿度）(20000)(10000)010000200003000040000内蒙古云南四川新疆山西湖北宁夏贵州陕西安徽甘肃吉林黑龙江西藏青海福建海南广西江西湖南重庆辽宁河南河北山东江苏浙江广东发电量用电量发电量-用电量电力输出侧电力负荷侧数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理备注：数据采用2016-2021年全国主要省份总发电量、总用电量数据。“十三五”电网基础投资总额大幅增长，装机重点向低弃风弃光地区转移。“十三五”中期以来，新能源消纳问题显著改善，弃风、弃光率低位企稳，除多部委接连出台《关于有序放开发用电计划的通知》、《关于实行可再生能源电力配额制的通知》等政策推动各地电网加快火电灵活性改造步伐并且增多调峰调频服务以保障新能源消纳外，特高压外送通道投产提速及新能源新增装机重点向中东南部地区转移为重要推动因素。其中，外送通道建设主要解决三北地区等电力输出侧地区的消纳问题，而新能源装机重点向中东南部地区转移则代表“十三五”时期新能源发展向电力负荷区域的优质资源倾斜。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-25-行业深度研究报告图40、全国弃风、弃光率自“十三五”中期以来已低位企稳0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%16.0%18.0%20112012201320142015201620172018201920202021全国弃风率全国弃光率数据来源：国家能源局，全国新能源消纳监测预警中心，兴业证券经济与金融研究院整理特高压线路于“十三五”时期呈现跨越式增长：特高压电网线路可进行长距离点对点输电，其中长距离输电主要以直流特高压线路为主，“十三五”时期特高压电网投产节奏提速，2016-2020年间国网、南网合计投产18条特高压线路，多数输送终点为国内电力负荷中心，带动电网基础投资总额大幅上涨。其中，“十三五”时期国内电网基础投资总额达到2.59万亿元，较“十二五”时期增长29.3%，期间国家电网特高压线路新增总长度2.49万公里，较“十二五”时期新增总量高出195.1%。图41、“十三五”电网基础投资总额较“十二五”增长29.3%（亿元）图42、国家电网特高压线路新增长度复盘（公里）010002000300040005000600020082009201020112012201320142015201620172018201920202021电网基本建设投资完成额01000200030004000500060007000800090002008200920102011201220132014201520162017201820192020特高压电网新增长度数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理数据来源：国家电网官网，兴业证券经济与金融研究院整理表16、“十三五”投产的特高压线路梳理（含国家电网、南方电网）序号线路名称线路类型起点——终点建成时点1锡盟-山东1000千伏特高压交流输电工程内蒙古锡盟——山东济南2016年7月2灵绍直流正负800千伏特高压直流输电工程宁夏宁东——浙江绍兴2016年9月3蒙西-天津南1000千伏特高压交流输电工程内蒙古西部——天津南部2016年11月4祁韶直流正负800千伏特高压直流输电工程甘肃酒泉——湖南湘潭2017年6月5雁淮直流正负800千伏特高压直流输电工程山西晋北——江苏南京2017年6月6榆横-潍坊1000千伏特高压交流输电工程陕西榆横——山东潍坊2017年8月7锡泰直流正负800千伏特高压直流输电工程内蒙古锡盟——江苏泰州2017年9月8鲁固直流正负800千伏特高压直流输电工程内蒙古扎鲁特——山东青州2017年12月请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-26-行业深度研究报告9新东直流正负800千伏特高压直流输电工程云南大理新松——广东深圳东方2018年5月10昭沂直流正负800千伏特高压直流输电工程内蒙古上海庙——山东临沂2019年1月11雄安-石家庄1000千伏特高压交流输电工程河北雄安——河北石家庄2019年6月12潍坊-石家庄1000千伏特高压交流输电工程山东潍坊——河北石家庄2019年11月13吉泉直流正负1100千伏特高压直流输电工程新疆昌吉——安徽皖南2019年12月14驻马店-南阳1000千伏特高压交流输电工程河南驻马店——河南南阳2020年7月15张家口-雄安1000千伏特高压交流输电工程河北张家口——河北雄安2020年8月16蒙西-晋中1000千伏特高压交流输电工程内蒙古蒙西——山西晋中2020年10月17青海-河南正负800千伏特高压直流输电工程青海海南州——河南郑州2020年12月18昆柳龙直流正负800千伏特高压直流输电工程云南乌东德——广东、广西2020年12月数据来源：国家电网官网，南方电网公告，兴业证券经济与金融研究院整理图43、风电新增装机量区域占比图44、光伏新增装机量区域占比45%37%82%42%40%30%67%51%43%51%47%54%34%55%63%18%58%60%70%33%49%57%49%53%46%66%0%20%40%60%80%100%2009201020112012201320142015201620172018201920202021三北地区其他地区28%13%63%55%29%41%46%49%35%72%87%37%45%71%59%54%51%65%0%20%40%60%80%100%201320142015201620172018201920202021三北地区其他地区数据来源：国家能源局，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理备注：三北地区为东北、华北、西北地区，包含黑龙江、吉林、辽宁、河北、山西、内蒙古、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆等省份。图45、三北风电累计装机量占比“十三五”时期显著降低图46、三北光伏累计装机量占比“十三五”时期显著降低86%73%86%80%79%76%75%74%72%68%65%63%61%57%14%27%14%20%21%24%25%26%28%32%35%37%39%43%0%20%40%60%80%100%20082009201020112012201320142015201620172018201920202021三北地区其他地区63.2%78.8%73.8%70.2%59.3%46.6%46.4%36.8%21.2%26.2%29.8%40.7%53.4%53.6%0%20%40%60%80%100%2012201320142015201620182019三北地区其他地区数据来源：国家能源局，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理备注：三北地区为东北、华北、西北地区，包含黑龙江、吉林、辽宁、河北、山西、内蒙古、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆等省份。3.2、“十四五”展望：大基地与特高压共同驱动发展，2022-2025年装机量CAGR有望达到15.6%-18.6%“十四五”开发重点向资源禀赋区域回归，推动多能互补能源基地建设。2021年开始新能源发电装机重点出现转移，在优化布局的大前提下，明确了以三北地请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-27-行业深度研究报告区资源优势区域发展集中型新能源基地的开发思路，其中《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》提出采用电源侧多能互补的方式提高新能源消纳水平，大体包含1）风光储、2）风光水储、3）风光火储等三种一体化方式，而内陆清洁能源基地可为风光项目提供打捆上网的其他类型电源。此外，已确定的九大清洁能源基地总体均与特高压外送通道路径匹配，在维持稳定大基地项目消纳的前提下，外送通道的建设进度或将对行业装机量增长起到重要作用。表17、“十三五”与“十四五”新能源发展方向对比政策阶段政策名称重点内容十三五时期《能源发展“十三五”规划》优化能源开发布局：负荷侧：能源消费地区因地制宜发展分布式能源，降低对外来能源调入的依赖。充分发挥市场配置资源的决定性作用和更好发挥政府作用，以供需双方自主衔接为基础，合理优化配置能源资源，处理好清洁能源充分消纳战略与区域间利益平衡的关系，有效化解弃风、弃光、弃水和部分输电通道闲置等资源浪费问题，全面提升能源系统效率。输出侧：能源资源富集地区合理控制大型能源基地开发规模和建设时序，创新开发利用模式，提高就地消纳比例，根据目标市场落实情况推进外送通道建设。十四五时期《“十四五”现代能源体系规划》加快发展风电、太阳能发电：负荷侧：优先就地就近开发利用，加快负荷中心及周边地区分散式风电和分布式光伏建设，推广应用低风速风电技术；输出侧：在风能和太阳能资源禀赋较好、建设条件优越、具备持续整装开发条件、符合区域生态环境保护等要求的地区，有序推进风电和光伏发电集中式开发，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设，积极推进黄河上游、新疆、冀北等多能互补清洁能源基地建设。积极推动工业园区、经济开发区等屋顶光伏开发利用，推广光伏发电与建筑一体化应用。开展风电、光伏发电制氢示范。鼓励建设海上风电基地，推进海上风电向深水远岸区域布局。积极发展太阳能热发电。资料来源：发改委官网，兴业证券经济与金融研究院整理图47、“十四五”大型清洁能源基地布局示意图图48、清洁能源基地布局总体与特高压线路相匹配资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：国家电网官网，兴业证券经济与金融研究院整理基地项目引领装机量增长，规划提出项目保质保量要求并提高申报门槛，推动集约规模化开发。量的角度来看，依据以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案，至2030年规划建设风光基地总装机量约455GW，其请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-28-行业深度研究报告中“十四五”时期规划建设装机约200GW，包含外送150GW、本地自用50GW；“十五五"时期规划建设装机约255GW，包括外送165GW、本地自用90GW。截至2022年2月底，各省已完成两批基地项目申报工作，其中，1）一期项目规模总计97.05GW，涉及19个省份，依据项目成熟程度合理安排开工时序，不急于形成开工规模，其投产时点均处于2022-2023年；2）二期项目已完成申报，其一方面加大项目质量把控，另一方面提高项目单体开发容量至1GW，加大项目投资门槛，同时要求项目建成并网时点不晚于2024年。表18、清洁能源基地一期项目各省投产规模与投产节奏梳理（GW）省份2022年投产规模2023年投产规模内蒙古8.6011.60陕西8.004.50吉林4.003.30广西3.982.02甘肃3.305.25青海3.007.90新疆2.400.00宁夏2.001.00贵州1.601.40山西1.500.50新疆生产建设兵团1.501.50云南1.481.22辽宁1.352.75四川0.800.60湖南0.500.50安徽0.400.80河北0.301.70黑龙江0.002.80山东0.002.00汇总44.7151.34资料来源：国家能源局，兴业证券经济与金融研究院整理表19、清洁能源基地二期项目重点要求内容梳理序号政策要求方向重点内容1规划位置重点考虑沙漠、隔壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏项目。2建设条件（四大要素）不涉及生态红线；配套风光装机规模与通道输电能力相匹配，外送项目应依托于在运、在建或已核准输电通道；就近就网就负荷消纳的项目应在并网后能够实现高效利用；配套煤电灵活性改造、水电、收税蓄能、新型储能等调峰措施，与基地配套实施。3并网时点已核准且于2022年开工建设，原则上能于2023年内建成并网；部分外部条件制约的项目能于2024年并网；统筹基地项目和配套电网工程。4集约整装开发避免碎片化开发，单体项目规模不小于100万千瓦，以联合体形式开发的联合体单位原则上不超过2家；在同一外送区域内有既有或规划内煤电、天然气发电项目的报送主体请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-29-行业深度研究报告优先安排；资料来源：国家能源局，兴业证券经济与金融研究院整理“十四五”国网规划新增“24交+14直”，特高压投产进度影响新能源装机增长进度。从电网建设角度来看，国家电网与南方电网“十四五”规划总投资额分别为2.23万亿元、6700亿元，总量约为3万亿，预计较“十三五”时期增长15.8%。国网方面，其特高压网络建设于“十四五”时期提速，总体规划新增特高压线路“24交+14直”以加强基地项目外送能力：1）在建线路包含3条特高压直流、2）2022年计划开工“10交+3直”等13条特高压线路，其中包含已核准项目“7交+2直”，完成可研项目“3交+1直”、3）完成预可研项目“3直”。因此在保障新能源消纳的前提下，预计“十四五”中后期清洁能源基地装机量增长将受特高压线路的投产节奏影响。表20、国网在建、规划特高压线路梳理序号特高压线路线路类型已核准——“7交+2直1南昌-长沙交流2荆门-武汉交流3芜湖站扩建交流4晋北站扩建交流5晋中站扩建交流6北京东站扩建交流7汇能长滩电厂送出交流8白鹤滩-江苏直流9闽粤联网直流可研工作完成——“3交+1直”10南阳-荆门-长沙交流11驻马店-武汉交流12福州-厦门交流13白鹤滩-浙江直流预可研完成——“3直”14陇东-山东直流15金沙江上游-湖北直流16哈密北-重庆直流资料来源：国家电网2020年社会责任报告，兴业证券经济与金融研究院整理考虑各省新能源增长相关规划，2022-2025年新能源装机CAGR有望达到15.6%-18.6%的区间。落脚至各省级单位规划层面，截至2022年3月底，国内共计约22个省级行政单位发布该省的“十四五”新能源装机规划或相关指引，基于我们的测算合计将贡献约600GW的新能源装机增量。可据此推算“十四五”新能源装机增量底线约为600GW，若考虑其余省份规划、外送通道建设进度提速以及电网灵活性改造超预期等因素，5年内装机增量有望在此基础上出现进一步的提升，若在乐观假设下考虑20%的底线上浮空间，2021-2025年绿电装请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-30-行业深度研究报告机新增装机有望达到720GW。扣除2021年新增新能源装机约为102.5GW（风电47.57GW、光伏54.93GW），则2022-2025年合计新增装机量约为500-620GW，对应同期装机量CAGR为15.6%-18.6%（“十三五”时期新能源装机量CARG约为25%）。表21、各省份“十四五”新能源装机量相关政策指引序号省份相关政策文件“十四五”新增新能源装机量测算（GW）1山东《山东省可再生能源“十四五”规划》41.332甘肃《甘肃省“十四五”能源发展规划》33.443河南《河南省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划》20.004黑龙江《黑龙江省建立健全绿色低碳循环发展经济体系实施方案》30.005青海《青海省“十四五能源”规划》38.076四川《四川省“十四五”能源发展规划》16.007天津《天津市可再生能源发展“十四五”规划》5.118内蒙古《内蒙古自治区“十四五”可再生能源发展规划》83.779河北《河北省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》52.3610云南《云南省十四个五年规划和二〇三五年远景目标》15.0011宁夏《宁夏十四个五年规划和二〇三五年远景目标》18.5012浙江《浙江省能源发展“十四五”规划（征求意见稿）》17.2713广东《广东省培育新能源战略性新兴产业集群行动计划(2021-2025年)》28.3914江苏《江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划（征求意见稿）》20.0015西藏《西藏“十四五”规划和二〇三五年远景目标》8.7216海南《海南省十四个五年规划和二〇三五年远景目标》5.0017辽宁《辽宁省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》16.1918江西《江西省“十四五”新能源产业高质量发展规划》5.1419吉林《吉林省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》20.8520湖北《湖北省第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》20.0021陕西《陕西省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》45.1922新疆《新疆维吾尔自治区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》46.13各省“十四五”新能源装机量汇总586.46资料来源：每日风电，各省发改委官网，各省政府官网，国家能源局，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-31-行业深度研究报告4、投资建议：电力股价值重估的实质为资源变现路径拓宽绿电所带来的价值重估逻辑在于为存量资金拓宽新的优质投资路径，进而提升内生增长能力。平价时代开始，新能源资源释放与电站经济性提升带动行业装机量呈现上台阶式增长，这为新能源运营商提供创造新的资本增殖空间。因此，对于各类型新能源运营商而言，绿电资产成长逻辑捋顺的核心意义在于将其自身充裕的现金流投资给新的优质运营资产，且因行业发展阶段切换、产业链利润转移等因素而具备现金流显著改善与新建项目回报率边际提升的特征，而运营商可通过运营该资产运营带来的现金流快速回笼实现新的项目扩张，完成绿电项目的内生增长。因此，绿电运营商的最大优势之一便是在资本开支高增带来规模迅速扩张之时，依旧具备来自运营资产提供的稳定现金流。图49、新能源运营商内生增长模型逻辑示意图新能源运营商运营新的优质资产现金流快速回笼新的项目扩张绿电项目内生增长现金流新能源资源释放电站经济性提升行业装机量台阶式增长现金流现金流平价时代资料来源：兴业证券经济与金融研究院整理图50、主要绿电央企期末在手资金情况（亿元）图51、主要绿电央企各期资本开支情况（亿元）050100150200250201620172018201920202021H1龙源电力三峡能源华能国际华润电力中国电力吉电股份中国核电国投电力大唐新能源中广核新能源0100200300400500201620172018201920202021H1龙源电力三峡能源华能国际华润电力中国电力吉电股份中国核电国投电力大唐新能源中广核新能源数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理竞争核心要素分析：资源拓展与规模化运作，带来稳定内生增长能力。因此，绿电运营商保持长期稳定增长所具备的核心要素可大致归因为4点：持续的新能源项目资源拓展（例：1、选取外送能力较强或本地消纳优良的区域；2、《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请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-32-行业深度研究报告的通知》中提出引导市场主体多渠道增加可再生能源并网消纳能力，购买火电、抽蓄、储能等灵活性电源的调峰能力辅助消纳。伴随电网承担的消纳规模下降，具备较强调峰能力的运营商或将在平价项目竞配中占据优势）；项目建设开发能力；项目运维能力；自身资本实力、多元化且通畅的融资途径、较低的融资成本。图52、新能源运营商竞争要素分析持续的新能源项目资源拓展新能源项目建设开发新能源项目运维能力项目资源储备充足（保证规模增长）优质资源优势（利于获取资源禀赋）选取外送能力较强或本地消纳优良的区域调峰能力较强的运营商或占据优势项目选位新能源设备采购（供应链管理等）工程开发能力（保障按期完工）资金投入专业化的电站管理避免事故发生造成资产减值（智慧化管理等方式）潜在：当电网承担的消纳规模下降时，若企业内部具备灵活性电源，则无需向辅助服务市场外购调峰能力融资成本（影响运营期财务费用）在手现金流量（资本金实力）融资方式资料来源：兴业证券经济与金融研究院整理表22、国内主要绿电运营商杜邦分析20162017201820192020201620172018201920202016201720182019202020162017201820192020中闽能源地方国企新能源为主6.9%9.3%7.2%7.8%17.3%47%51%51%53%64%30%34%28%28%43%0.130.150.140.140.17中广核新能源央企新能源为主10.9%7.8%10.1%12.4%15.1%77%74%77%81%81%8%6%7%8%14%0.290.310.350.270.19福能股份地方国企火电为主，新能源为辅12.2%8.2%9.4%10.2%10.6%41%44%51%48%47%17%12%12%13%17%0.390.360.400.360.30中国核电央企核电为主，新能源为辅11.5%10.7%10.5%9.6%9.9%75%74%74%74%69%27%24%22%18%21%0.110.110.130.140.14华润电力央企火电为主，新能源为辅11.0%6.4%5.4%9.2%9.6%63%63%63%60%59%13%8%7%11%12%0.320.350.360.320.30三峡能源央企新能源为主7.0%10.1%8.1%7.2%9.0%63%59%49%58%67%33%38%38%34%35%0.080.100.100.100.09龙源电力央企新能源为主9.1%8.8%8.8%9.0%8.9%65%63%61%61%62%21%19%19%20%20%0.160.170.180.180.17太阳能央企新能源为主7.5%6.9%6.9%7.0%7.5%61%61%62%64%64%16%16%17%18%19%0.170.170.150.140.14节能风电央企新能源为主3.0%6.1%7.5%8.2%7.2%61%63%64%66%68%19%25%25%26%25%0.080.100.110.110.09大唐新能源央企新能源为主1.8%6.5%10.2%8.0%6.8%80%80%79%82%69%5%13%17%14%17%0.090.100.110.110.11粤电力A地方国企火电为主，新能源为辅4.0%3.2%2.0%4.6%6.5%58%58%57%55%58%6%4%3%6%9%0.320.380.380.390.35吉电股份央企新能源为主，火电为辅0.2%-4.5%1.6%2.0%6.3%71%76%74%75%80%1%-6%3%5%8%0.170.160.190.210.20中国电力央企火电为主，新能源为辅8.7%2.8%3.7%4.3%5.4%62%62%66%68%71%17%6%7%8%10%0.220.210.210.220.20广州发展地方国企火电为主，新能源为辅4.5%4.4%4.3%4.8%5.1%48%50%49%52%51%5%4%3%3%3%0.630.670.680.730.74国电电力央企火电为主，新能源为辅9.2%4.3%2.7%3.6%4.9%73%73%74%68%67%12%5%3%4%7%0.220.220.240.370.32上海电力央企火电为主，新能源为辅8.9%8.1%19.3%5.5%4.6%71%76%73%73%73%10%8%15%9%8%0.300.280.250.230.20浙江新能地方国企新能源为主10.8%6.9%3.2%6.8%4.4%43%45%57%60%66%47%37%17%30%22%0.140.110.100.100.09大唐发电央企火电为主，新能源为辅-6.2%4.2%2.7%1.9%4.4%75%75%76%71%67%3%4%3%3%6%0.220.280.360.330.34华能国际央企火电为主，新能源为辅11.0%2.3%1.8%1.9%4.1%69%76%75%72%68%9%1%1%1%3%0.370.440.430.420.40江苏新能地方国企新能源为主10.0%9.8%8.1%5.6%3.3%52%47%40%39%54%28%25%25%20%11%0.180.200.200.180.16净资产收益率（平均）资产负债率销售净利率总资产周转率企业名称企业性质企业资产类型数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-33-行业深度研究报告表23、国内主要绿电运营商投入资本回报率ROIC对比上市公司20162017201820192020中闽能源5.7%6.9%5.5%5.3%11.3%福能股份8.3%6.0%6.5%6.5%6.9%三峡能源2.9%7.0%6.2%5.7%5.8%龙源电力6.7%5.9%6.3%6.1%5.7%太阳能5.7%5.7%5.6%5.5%5.4%中国核电4.7%4.4%4.6%4.6%5.1%粤电力A3.5%3.3%2.9%4.2%5.1%国电电力5.2%3.2%2.7%4.2%4.6%吉电股份1.7%2.0%3.9%4.2%4.4%华润电力4.8%2.7%2.3%4.0%4.3%节能风电3.3%4.5%5.1%5.1%4.3%浙江新能6.1%6.1%4.4%5.2%4.3%广州发展4.5%3.9%3.8%4.2%4.3%大唐发电3.4%3.4%3.5%3.0%4.2%上海电力5.6%4.8%7.5%4.7%3.7%江苏新能7.6%7.8%6.8%5.2%3.2%华能国际5.9%2.5%2.8%2.1%3.1%中广核新能源2.4%1.9%2.6%2.7%3.0%大唐新能源0.4%1.3%2.0%1.4%1.6%中国电力3.3%1.0%1.2%1.3%1.5%数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理表24、国内主要绿电运营商融资成本测算上市公司20162017201820192020节能风电4.0%4.3%4.1%3.9%2.9%华润电力3.9%4.0%4.5%4.3%3.3%三峡能源4.1%5.2%4.8%4.3%3.5%中国核电2.6%2.3%2.8%3.6%3.6%江苏新能3.6%5.3%5.5%5.5%3.9%粤电力A5.0%4.3%5.0%5.1%3.9%中广核新能源6.1%6.4%5.6%4.7%4.0%福能股份4.3%3.8%3.8%4.2%4.1%广州发展6.0%4.2%5.6%4.6%4.1%吉电股份5.4%4.7%6.1%5.3%4.1%浙江新能5.4%5.1%4.4%4.1%4.3%中闽能源4.8%4.3%4.2%3.7%4.4%上海电力5.3%4.2%6.5%5.9%4.4%华能国际5.1%4.6%4.8%5.1%4.4%龙源电力5.6%3.8%5.5%5.2%4.6%太阳能4.7%5.1%5.2%5.0%5.0%中国电力5.6%4.8%7.8%9.2%5.1%大唐发电5.7%4.6%5.4%5.0%5.3%国电电力5.0%4.6%5.6%5.7%5.7%数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理备注：融资成本=财务费用/（长期借款+短期借款+应付债券）综合来看，其投资路径可大致分拆为三类：1）央企新能源运营商：央企凭借其集团与体量的优势获取优质项目资源、雄厚的资金实力、新能源开发经验与能力等优势，实现公司稳定的装机规模扩张与业绩增长，我们推荐龙头新能源运营商请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-34-行业深度研究报告三峡能源、龙源电力，建议关注广宇发展、吉电股份；2）火电企业转型新能源：一方面经过灵活性改造的火电资产或将在电网逐步减少承担调峰职责的情况下，为公司新能源资产提供辅助服务，降低总体运营成本，另一方面在燃煤电市场化交易逐步放开的情况下，动力煤成本-火电电价的传导机制逐步打通，火电资产周期属性或逐步消除，有望重新具备稳定运营的公用事业属性，盈利水平与现金流回暖，我们推荐火电龙头转型布局新能源运营的华能国际、建议关注粤电力A、内蒙华电、广州发展；3）区域性新能源运营商：以海上风电为代表的区域性新能源开发企业，凭借资源获取优势与区域资源禀赋，有望充分受益于海上风电逐步实现平价上网且盈利水平提升的进程，实现“十四五”时期业绩的快速增长，推荐江苏新能、中闽能源、福能股份。表25、电力行业主要公司盈利预测及估值（截至2022年4月7日收盘）公司名称总市值（亿元）归母净利润（亿元）PE估值2020A2021A/E2022E2023E2024E2020A2021A/E2022E2023E2024E三峡能源176936.1156.3474.8491.06-49.031.423.619.4-龙源电力206749.7764.0475.6992.13109.1841.532.327.322.418.9广宇发展29222.12(13.58)18.3623.08-13.2(21.5)15.912.7-吉电股份2254.784.5010.7514.55-47.049.920.915.5-华能国际103145.65(102.64)69.2594.11113.3822.6(10.0)14.911.09.1粤电力A23717.46(26.45)23.4231.22-13.6(9.0)10.17.6-内蒙华电2047.594.4324.0831.13-26.845.98.56.5-江苏新能1241.543.078.049.1711.7280.740.415.413.510.6中闽能源1394.866.779.7011.16-28.620.614.312.5-福能股份20614.9519.8628.0431.76-13.810.47.36.5-数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理备注：1、标标的采用Wind一致预期，其余为兴业证券公用环保团队预测；2、其中三峡能源、中闽能源、广宇发展已发布2021年业绩快报，龙源电力、华能国际、吉电股份、江苏新能已发布2021年年报。5、风险提示风电光伏装机成本大幅上行：风光装机成本大幅上行增大绿电项目前期投资成本，压低项目整体收益率；新能源补贴支付进度不及预期：若补贴支付进度较慢，则影响新能源运营商现金流量；火电灵活性改造进度不及预期：若火电灵活性改造进度较慢，影响新能源消纳空间提升；调峰调频电源建设进度不及预期：新能源发电需要调峰调频辅助电源，若建设进度较慢，则影响新能源消纳能力；新能源市场化交易价格波动：若辅助电源、特高压外送通道建设进度较慢，则影响部分区域新能源电力消纳，可能造成市场化交易电价波动；动力煤价格大幅上涨：影响火电转型新能源企业的火电资产盈利。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-35-行业深度研究报告分析师声明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、客观地出具本报告。本报告清晰准确地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到任何形式的补偿。投资评级说明投资建议的评级标准类别评级说明报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后的12个月内公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅。其中：A股市场以上证综指或深圳成指为基准，香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普500或纳斯达克综合指数为基准。股票评级买入相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于15%审慎增持相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在5%～15%之间中性相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-5%～5%之间减持相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5%无评级由于我们无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使我们无法给出明确的投资评级行业评级推荐相对表现优于同期相关证券市场代表性指数中性相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平回避相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数信息披露本公司在知晓的范围内履行信息披露义务。客户可登录www.xyzq.com.cn内幕交易防控栏内查询静默期安排和关联公司持股情况。使用本研究报告的风险提示及法律声明兴业证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。本报告仅供兴业证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用，本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告中的信息、意见等均仅供客户参考，不构成所述证券买卖的出价或征价邀请或要约，投资者自主作出投资决策并自行承担投资风险，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，任何有关本报告的摘要或节选都不代表本报告正式完整的观点，一切须以本公司向客户发布的本报告完整版本为准。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。客户应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专家的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，本公司及/或其关联人员均不承担任何法律责任。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但本公司不保证其准确性或完整性，也不保证所包含的信息和建议不会发生任何变更。本公司并不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此相关的其他任何损失承担任何责任。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、价值及投资收入可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据；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；本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现。过往的业绩表现亦不应作为日后回报的预示。我们不承诺也不保证，任何所预示的回报会得以实现。分析中所做的回报预测可能是基于相应的假设。任何假设的变化可能会显著地影响所预测的回报。本公司的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。本公司没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。本公司的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。本报告并非针对或意图发送予或为任何就发送、发布、可得到或使用此报告而使兴业证券股份有限公司及其关联子公司等违反当地的法律或法规或可致使兴业证券股份有限公司受制于相关法律或法规的任何地区、国家或其他管辖区域的公民或居民，包括但不限于美国及美国公民（1934年美国《证券交易所》第15a-6条例定义为本「主要美国机构投资者」除外）。本报告的版权归本公司所有。本公司对本报告保留一切权利。除非另有书面显示，否则本报告中的所有材料的版权均属本公司。未经本公司事先书面授权，本报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。未经授权的转载，本公司不承担任何转载责任。特别声明在法律许可的情况下，兴业证券股份有限公司可能会持有本报告中提及公司所发行的证券头寸并进行交易，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。因此，投资者应当考虑到兴业证券股份有限公司及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一信赖依据。兴业证券研究上海北京深圳地址：上海浦东新区长柳路36号兴业证券大厦15层邮编：200135邮箱：research@xyzq.com.cn地址：北京市朝阳区建国门大街甲6号SK大厦32层01-08单元邮编：100020邮箱：research@xyzq.com.cn地址：深圳市福田区皇岗路5001号深业上城T2座52楼邮编：518035邮箱：research@xyzq.com.cn