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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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%。

　　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。

　　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。

　　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：