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绿电：风光正好，把握碳中和下的时代机遇

核心内容

在“双碳”目标推动下，我国电力行业迎来重大发展机遇，其中风电和光伏作为核心领域，将成为实现碳中和的主要路径。随着政策支持、技术进步和成本下降，风光发电的经济性和可持续性不断提升，为电力板块带来长期增长潜力。

主要观点

• 碳中和背景下，电力板块投资有望提速：国家政策推动能源结构转型，风光发电成为重点发展方向，预计“十四五”期间电力板块投资增速将显著提升。
• 风光为明确主线：风电、光伏装机规模将大幅增长，集中式与分布式发展并行，其中风电下乡和光伏整县推进成为重要发展方向。
• 风光降本趋势持续：风机和光伏组件成本持续下降，技术进步和产业链整合进一步推动降本，海上风电逐步进入平价时代。
• 新能源消纳需求提升：政策推动下，绿电交易机制和碳排放权交易将促进新能源消纳，绿电交易溢价有望持续上行。
• 火电盈利回归公共事业属性：电价市场化改革加速，火电企业议价能力增强，未来有望回归公共事业属性，估值体系重构。

关键信息

风光装机规模预测

• 风电：2020年累计装机2.8亿千瓦，预计2025年达5.5亿千瓦，2030年达8.4亿千瓦，2050年达20.1亿千瓦，2020-2050年CAGR达6.8%。
• 光伏：2020年累计装机2.5亿千瓦，预计2025年达7.1亿千瓦，2030年达12.4亿千瓦，2050年达30.6亿千瓦，2020-2050年CAGR达8.7%。

成本与价格趋势

• 风电：陆上风电已进入平价时代，风机招标价格下探至2000元/kW；海风机组大型化趋势明显，浙江680MW项目均价较2020年下降40%-50%。
• 光伏：组件价格下降显著，2021年底硅料新增产能超10万吨，推动光伏LCOE下降至0.22-0.46元/kWh，2025年有望降至该范围。

绿电交易与消纳机制

• 绿电交易溢价：从0.03-0.05元/kWh上涨至0.072元/kWh，预计2030年碳价上涨至75美元/吨，绿电溢价有望提升至0.36元/kWh。
• 消纳机制：非水电最低消纳责任权重逐年递增，2022年预期目标为14.63%，能源双控制度下超额消纳量可豁免考核，提升消纳需求。

电价改革与火电转型

• 电价市场化改革：上网电价上浮范围调整至20%，推动火电盈利回归公共事业属性，增强电企议价能力。
• 煤电博弈缓解：煤炭长协定价和电价联动机制有效化解煤电矛盾，火电盈利有望提升。

投资建议

主线一：火电转型新能源

• 重点关注公司：华能国际、华电国际、上海电力、中国电力、华润电力、福能股份、国电电力、大唐发电、申能股份等。
• 投资逻辑：火电企业有望通过转型新能源实现估值修复与成长性提升。

主线二：新能源运营

• 重点关注公司：龙源电力、广宇发展、三峡能源、吉电股份、金开新能、太阳能、中闽能源、江苏新能等。
• 投资逻辑：新能源运营商受益于装机量增长与绿电交易溢价，具备量价齐升趋势。

风险提示

• 宏观经济下滑
• 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
• 国内外不具备完全可比性

附录：重点公司数据概览

图表目录

• 图1：我国非化石能源消费比重及未来预期目标
• 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
• 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
• 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
• 图8：2021年全社会用电量
• 图9：2021年第一产业用电量
• 图10：2021年第二产业用电量
• 图11：2021年第三产业用电量
• 图12：今年我国各地区限电情况
• 图13：电力板块投资有望提速
• 图14：“十四五”大型清洁能源基地布局示意图
• 图15：新能源场站无人值守运营管理图
• 图16：2020年底国内光伏装机结构
• 图17：历年光伏装机结构
• 图18：大兆瓦容量风机销售容量增幅较大
• 图19：2021年以来风机价格处下滑趋势
• 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
• 图22：我国海上风电平均单机容量仍有提升空间
• 图23：2007-2020年国内组件及系统价格下降情况
• 图24：2019-2020年各地区光伏最低中标电价
• 图25：隆基股份单晶硅片价格大幅上涨
• 图26：硅料价格持续攀升
• 图27：三氯氢硅西门子法多晶硅生产线设备投资成本变化趋势
• 图28：2020-2030年不同尺寸硅片市场占比变化趋势
• 图29：异质结等高效电池市占率有望进一步提升
• 图30：组件生产成本变化趋势
• 图31：到2025年，光伏LCOE将降至0.22-0.462元/kWh
• 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
• 图34：2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表
• 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
• 图36：我国新型储能市场规模预期增长较大
• 图37：图解绿电交易机制
• 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
• 图40：绿证、绿电、碳排放权市场交易模式及潜在的关联
• 图41：图解省间电力现货交易
• 图42：2020年新能源省间交易电量构成
• 图43：电价改革持续推进
• 图44：全社会用电量及增速
• 图45：火电设备利用小时数
• 图46：国家发改委对电网企业代理购电的工作部署
• 图47：新能源运营市场迎来一轮量的爆发
• 图48：新能源运营生产运维成本、融资成本双双下降
• 图49：消纳需求得到保障和绿电交易溢价推动收入改善

表格目录

• 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
• 表2：各地大型风光基地规划项目数
• 表3：2021年10月以来各地大基地项目开工情况
• 表4：国家能源局规定不同建筑类型可安装光伏发电比例
• 表5：各地屋顶分布式光伏开发规模或进展
• 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
• 表7：2010-2020年不同发电类型的成本变化
• 表8：2021年整机商机型中，海风已出现16MW容量机组
• 表9：浙江680MW海风项目开标均价大幅下降
• 表10：以1600MW项目为例，测算福建省海上风电平价上网IRR
• 表11：各地海风省补政策
• 表12：近期国内太阳能级多晶硅成交价高位企稳
• 表13：2021年11月以来头部硅料公司陆续投产超10万吨
• 表14：主要硅料企业2022年产能将增加约51.8%
• 表15：上游硅料生厂商产能投产计划
• 表16：新能源运营商融资成本测算
• 表17：各地区非水电最低消纳责任权重逐年递增
• 表18：储能形式分类及应用范围
• 表19：2021年来电力体制改革相关政策梳理
• 表20：2021年各省出台的电价改革政策
• 表21：上网电价市场化改革后，近期部分省份电力交易结果
• 表22：各省份限电限产政策
• 表23：电力系统灵活性提升方式比较
• 表24：5%用电增速假设下风光装机增量预测
• 表25：2023年风光装机增量敏感度测算
• 表26：23家2021Q4亏损火电企业概览
• 表27：省间现货交易规则特点