新能源行业专题报告：双碳政策驱动-新能源运营加速发展正当时

新能源行业专题报告：双碳政策驱动_新能源运营加速发展正当时

1.“双碳”目标提出，能源结构低碳化转型推进

中国“碳中和”目标实现任重道远，政策高度重视推动“双碳”目标落地。我国二氧化碳排放量较大，而我国从碳达峰到实现碳中和的时间周期较短，时间紧、任务重是我国碳中和实现过程中的突出特征。为有效推动“双碳”目标落地，国家政策大力推动成为不可或缺的重要驱动力。2020年9月以来，多个国家高层会议提及碳达峰、碳中和目标，并作出相关具体工作部署，反映出国家高度重视碳达峰的落地推进，预计后续政策支持力度有望持续提升。

能源结构低碳化转型推进，清洁能源在一次能源消费中占比显著提升。能源结构低碳化转型是实现碳达峰、碳中和的关键举措，未来风电、太阳能等清洁能源消费量将会显著增加。根据全球能源互联网发展合作组织预测，在中国2030年实现碳达峰时，清洁能源消费量折合标准煤为18.6亿吨，在一次能源消费中占比达31%，较2019年的15%增长超一倍。

电热生产为我国二氧化碳排放的主要来源，而在我国电力供给以火电为主，煤炭为火力发电的主要一次能源，火电燃煤会排放大量的二氧化碳，中电联数据显示，2019年火电二氧化碳排放量达42.29亿吨。因此，推动能源结构低碳化转型，压减火电燃煤规模的同时扩大风光等清洁能源规模，成为降低碳排放的重要举措，亦成为实现碳中和的重点发展方向。

2.多重因素共驱，新能源运营加速发展可期

2.1.风光新能源装机规模持续增长，增量空间较大

风光发电装机容量保持增长态势。根据国家能源局数据，2021年上半年，国内新增风电、太阳能装机容量分别为1084、1301万千瓦，分别同比增长71.52%、28.18%。截至2021年6月，国内风电、太阳能累计发电装机容量分别为29192、26761万千瓦，在全国发电装机容量中的占比分别为12.94%、11.86%，二者合计占比达24.80%，实现持续提升。根据国家领导在气候雄心峰会上公布的国家自主贡献目标，到2030年，风电、太阳能发电装机容量达12亿千瓦以上，而当前二者合计为5.60亿千瓦，这意味着未来风电、太阳能装机规模存有超1倍以上的增长空间，以风光为代表的清洁能源发展空间较大。

碳中和政策推进背景下，风电、太阳能发电装机有望加快推进。2021年4月19日，国家能源局综合司发布《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）》，提出2021年，全国风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到11%左右，后续逐年提高，到2025年达到16.5%左右。2030年新能源发电量占比有望达到25%。根据以上数据和参考过往电力装机规模、利用小时数的数据，为预测不同电力类型2025年装机规模，我们做出如下假设：1）2021-2025年GDP年均增长率为5%；2）假设电力消费弹性系数为1；3）2025年，水电、核电、风电、光伏、火电发电量占社会用电量的比例分别为16.5%、5%、9.5%、7%、62%。4）2025年，水电、核电、风电、光伏、火电的利用小时数分别为3660、7350、1700、1050、4200小时。

基于以上假设进行测算，2025年全社会发电量为9.59万亿千瓦时，风电、光伏发电量分别为9107、6710亿千瓦时，分别对应装机量为535.70、

电力集团加码风光新能源装机，看好资产价值重估带来的投资机遇。近年来，华能、华电、大唐、国家能源、国家电投等发电集团持续加码新能源装机规模，新能源发电收入逐步成为重要的收入来源。同时，各主要发电集团在“十四五”期间还将持续推动新能源装机规模增长，开启新的成长点。以华电集团为例，中国华电集团董事长温枢刚对外表示，“十四五”期间，华电集团力争新增新能源装机75GW。整体而言，随着市场对新能源电力运营的关注度提升，其新能源电力资产有望迎来重估，我们看好这一过程带来的投资机遇。

2.2.风光投资成本下降，新能源运营商收益稳步增长

风电投资成本有望进一步下降，有助于推动装机规模增长。由于陆上风电规模化发展和技术进步，发电成本大幅下降，《中国“十四五”电力发展规划研究》预测到2022年，我国陆上风电基本实现平价，到2025年成本有望降至0.30元/KWh，到2035、2050成本进一步降至0.23、0.20元/KWh。海上风电方面，随着提高风轮直径、单机容量以及工程水平等海上风电技术发展，海上风电投资成本和度电成本有望进一步下降，《中国“十四五”电力发展规划研究》预测海上风电投资成本将由2019年的1.68万元/KWh降至2025年的1.37万元/KWh，平均度电成本则由2019年的0.91元/KWh降至2025年的0.74元/KWh。此外，未来海上风电持续推进规模化开发，有望促进投资成本和维护成本进一步降低，推动海上风电资源的开发利用。

风电风机价格不断下降，利好风电运营商收益提升。金风科技数据显示，2021年6月，3MW机组的全市场整机商参与的投标均价为2616元/kW，4MW级别机组的全市场整机商参与的投标均价为2473元/kW，较2020年的价格均出现显著下降。随着风机价格不断下行，风电新能源运营商的投资成本有望进一步下降，其盈利水平将有所提升，利好风电运营商经营效益提升。

光伏发电成本快速下降，促进光伏装机容量增长。随着技术进步、新增装机规模持续增加、行业竞争继续升级，光伏发电成本显著下降。中国光伏行业协会数据显示，在等效利用小时数在1000-1800h范围内，2020年国内地面光伏系统平准发电成本在0.35-0.2元/KWh之间，分布式光伏系统平准发电成本在0.31-0.17元/KWh。展望未来，随着光伏产业链各环节新建产能投产，组件价格下降，光伏初始全投资成本有望持续下行。中国光伏行业协会预测，到2030年，地面光伏和分布式光伏初始全投资成本分别为3.15、2.69元/W，较2020年分别下降21.05%、20.41%。同时，随着光伏组件、逆变器等设备效率提升，双面组件、跟踪支架等器件应用，运维能力增强，光伏发电成本有望进一步下降。随着光伏初始投资成本和发电成本持续下行，未来有望进一步推动光伏装机容量增长。中国光伏行业协会预测，为完成气候雄心峰会提出的国家自主贡献目标，在“十四五”期间年均新增光伏装机容量或在70-90GW范围内。

短期硅料价格上涨抑制光伏新增装机增长，但光伏新增装机的中长期趋势依然向好。硅业分会数据显示，硅料价格呈持续上涨态势，截至2021年9月15日，单晶复投料周成交均价小幅上涨至21.38万元/吨，周环比涨幅为0.71%；单晶致密料周成交均价上涨至21.15万元/吨，周环比涨幅为0.62%。随着硅料价格上行，光伏组件价格或有所提升，短期内这可能会在一定程度上影响光伏装机容量增长。中长期来看，随着硅料生产企业产能扩张推进，市场供求逐渐趋于平衡，或将使得硅料价格回落，光伏运营商投资成本下降，效益有望迎来提升。

2.3.平价时代来临，绿电交易启动促进新能源电力电价增长

电价是风光新能源发电企业收入的重要影响因素，对于风光新能源运营企业的经营绩效具有至关重要的影响。回顾国内风光新能源电价变化过程，可以看到2014年是一个关键的转折时间点。2014年6月，国务院出台《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，提出到2020年，风电与煤电上网电价相当，光伏发电与电网销售电价相当。此后，风电、光伏标杆电价不断下调，截至2020年，国内陆上风电I、II、III、IV类资源区标杆电价分别为0.29、0.34、0.38、0.47元/千瓦时（含税），近海风电标杆电价为0.75元/千瓦时（含税），I、II、III类资源区新增集中式光伏电站指导价分别为0.35、0.40、0.49元/千瓦时（含税）。整体而言，风光新能源电价不断走低，平价上网成为发展趋势。

“地补”推出助力海上风电发展。2021年6月，广东省能源局率先出台《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》，提出自2022年起，广东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，推动项目开发由补贴向平价平稳过渡，补贴标准为2022-2024年全容量并网项目每千瓦分别补贴1500、1000、500元。沿海省份消纳条件优越，风电资源丰富，预计未来其余沿海省份或相继推出地方补贴政策，助力海上风电发展。

平价上网条件逐步成熟，更大范围推进可期。随着风电、光伏发电规模化发展和技术进步，在资源优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，已基本具备与燃煤标杆上网电价平价（不需要国家补贴）的条件。展望未来，陆上风电、光伏发电的成本有望进一步下降，保障风光新能源发电实现平价上网推进。

同时，国家政策有序引导风光新能源发电平价上网。2021年6月，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，提出2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网，这意味着风光新能源发电平价上网时代来临。当前，风光新能源发电平价上网项目已具备一定规模。根据国家发改委数据，2020年风电平价上网项目装机规模1139.67万千瓦、光伏发电平价上网项目装机规模3305.06万千瓦。预计随着2021年陆上风电、光伏发电平价上网政策推行，未来风光新能源发电平价上网项目规模有望持续增加。

平价上网时代，新能源运营企业效益有望持续向好。从成本端来看，随着技术进步和规模化使用，未来风光新能源发电成本有望进一步下降，有助于风光新能源运营商盈利增长。价格端来看，火电标杆价是新能源发电企业价格的锚定指标，未来价格下降空间或较为有限。此外，国家发改委发布的《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》中提出，新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，风光新能源发电市场化交易可能逐步推进，对风光新能源运营商带来一定影响。但考虑在未来碳中和政策推进背景下，风光等清洁能源需求持续增长，有利于风光新能源电价维持稳定态势。整体而言，我们认为，未来风光新能源发电的电价有望逐步趋稳，短期内市场化交易对新能源发电运营商可能带来一定不利影响，但长期影响或较为有限，看好风光新能源发电运营商的业绩稳健增长。

绿电交易试点工作启动，助力新型电力系统建设发展。风光新能源电力随机、波动的特征将会使得电力系统运行和消纳成本上升，而为有效实现电力低碳转型，亟需体制机制创新来予以保障。通过开展绿色电力交易，实现用户与风电、光伏发电项目直接交易，以市场化方式引导绿色电力消费，促进绿色电力发展和消纳，进而更好促进新型电力系统建设。未来随着风光新能源成为电力系统的主体，绿电交易有望在电力市场体系中发挥日益重要的作用。

以市场化方式体现电力的环境价值，风光新能源电价迎政策利好。当前，绿电交易试点纳入标准严格限定了参与交易的电源品种（主要以风电、光伏发电项目为主），通过以市场交易方式为电力本身及其环境属性定价，确保用户买到的是“绿电”。同时，随着风电、光伏装机加速，新能源发电的消纳问题亟待解决，而绿电交易促使用电企业溢价购买绿电。绿电交易的溢价交易方式大大增厚了新能源平价下的项目盈利能力，产生的绿电收益将用于支持绿色电力发展和消纳。

绿电交易市场条件成熟，后续有望逐步落地。当前，开展绿色电力成为社会共识，同时地方政府部门、企业在绿电交易方面具有较强的需求，且技术手段和交易组织架构设计均较为成熟完备，绿电交易的市场条件趋于成熟。后续绿电交易试点工作将在国家发改委、国家能源局指导下，由国家电网公司、南方电网公司组织北京电力交易中心、广州电力交易中心具体开展，试点初期拟选取绿电消费意愿较强的地区，待绿电交易试点工作启动后，其他有意愿地区后续也给予积极支持。

2.4.政策利好频发，新能源电力消纳水平有望提升

推动风光新能源消纳政策频发，新能源消纳水平有望提升。2021年以来，国家陆续出台了多项利好风光新能源消纳的政策，包括推动新型储能发展、优化峰谷分时电价机制以及完善能耗双控制度等；同时，绿电交易市场开启亦有助于促进风光新能源电力消纳。随着政策推动风光新能源消纳，弃风弃光率或将进一步下降，新能源运营企业的利用小时数以及新能源电力电价有望提升，有助于推动新能源运营企业业绩增长。当前时点，政策催化剂不断释放，我们看好新能源运营企业的市场表现。

新型储能加快发展，助力风光新能源消纳水平提升。风电、光伏发电具有随机性大、波动性强的特征，为有效促进风光新能源电力消纳，亟需储能系统予以配套来进行保障。2021年7月23日，国家发改委、国家能源局发布《加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年，实现新型储能装机规模达30GW以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。当前，我国电化学储能规模较小，CNESA数据显示，截至2020年，中国已投运的电化学储能累计装机规模3.27GW，占比为9.20%；2020年全年新增电化学储能累计装机功率规模达1.56GW，呈快速增长态势。随着国家政策大力推进新型储能加快发展，以及电池技术成熟和成本下降，未来储能规模有望快速增长，为新能源电力消纳水平增长提供有力支撑。

进一步完善分时电价机制出台，引导电能需求侧管理助推新能源电力消纳水平提升。2021年7月26日，国家发改委出台《进一步完善分时电价机制的通知》。《通知》提出，科学划分峰谷时段，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。同时，建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。而热电联产机组和可再生能源装机占比大、电力系统阶段性供大于求矛盾突出的地方，可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。此外，健全季节性电价机制，做好风光水多能协调互补，提升电力资源配置效率。整体而言，《通知》通过峰谷电价拉大，充分发挥电价的信号作用，引导用户调整用能周期，实现电能需求侧管理，为新型电力系统发展提供良好的需求侧条件，在一定程度上缓解新能源发电随机性与系统灵活性之间的矛盾，促进新能源消纳利用水平进一步提升。

《完善能耗双控方案》提出鼓励可再生能源消费，新能源运营商再迎政策利好。2021年9月11日，国家发改委出台《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，提出完善指标设置及分解落实机制、增强能源消费总量管理弹性、健全能耗双控管理制度等举措，进一步完善能耗双控制度，促进节能降耗。同时，《完善能耗双控方案》提出，鼓励地方增加可再生能源消费，根据各省（自治区、直辖市）可再生能源电力消纳和绿色电力证书交易等情况，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。整体而言，通过增加可再生能源消费量，有助于促进地区完成能耗控制目标的同时推动经济产业发展，风光新能源运营企业再获利好政策支持。

2.5.“双碳”目标推动终端能源电气化，电力需求呈向好态势

“双碳”目标推动加速终端能源电气化发展。随着“双碳”目标政策推进，电能在终端能源中的占比有望显著提升。到2060年，国内工业、建筑、交通领域电气化水平将由当前的30%、30%、5%增长至50%、75%、50%，增长空间巨大。而随着终端能源领域电气化水平提升，将会使得电力需求持续增长。“双碳”目标政策推进背景下，传统能源电力面临着政策硬性约束，装机规模及发电量或难以增长，未来增量的电能需求将主要由风光新能源电力来予以满足，这将使得新能源电力的市场需求得到有效保障，助力风光新能源运营产业发展。

风光新能源发电量大幅增长。长期以来，火电为主要的电力供给来源，而随着“双碳”政策目标推进，风光新能源发电快速增长。根据中电联数据，2021年上半年，全国规模以上电厂发电量38717亿千瓦时，同比增长13.7%；全国规模以上电厂水电发电量4827亿千瓦时，同比增长1.4％；全国规模以上电厂火电发电量28262亿千瓦时，同比增长15.0％；全国核电发电量1951亿千瓦时，同比增长13.7%；