新型电力行业系统专题一：绿电，风光正好，把握碳中和下的时代机遇-20220211-国海证券-50页_2mb

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

核心内容概述

在“双碳”目标背景下，电力板块迎来重大发展机遇，其中风电和光伏成为明确主线。预计到2025年、2030年和2050年，风电累计装机规模将分别达到5.5亿千瓦、8.4亿千瓦和20.1亿千瓦，光伏累计装机规模将分别达到7.1亿千瓦、12.4亿千瓦和30.6亿千瓦，风电和光伏的装机增速分别为6.8%和8.7%。风光设备成本持续下降，政策推动融资成本降低，绿电交易溢价逐步提升，火电盈利有望回归公共事业属性。电力板块投资有望提速，建议重点关注火电转型新能源及新能源运营商。

主要观点

1. 碳中和背景下电力板块发展机遇

• 政策驱动：国家“双碳”目标明确，国务院及中央政府出台多项政策推动新能源发展，如《2030年前碳达峰行动方案》和《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：预计“十四五”期间风电和光伏新增装机规模将超7亿千瓦，成为电力行业转型的重要支撑。
• 电价改革：市场化改革加速推进，电价浮动范围扩大，新能源参与市场交易的机制逐步完善，推动电力行业向更灵活的方向发展。

2. 风光降本趋势不改，政策助力融资成本降低

• 风电降本：陆上风电已进入平价时代，风机招标价格下降至2000元/kW；海上风电大型化趋势明显，成本逐步下降。
• 光伏降本：组件技术升级、电池转换效率提升及产业链整合推动成本下降，预计2025年光伏LCOE将降至0.22-0.46元/kWh。
• 融资支持：碳中和债、碳减排支持工具等政策落地，新能源运营商融资成本显著降低。

3. 新能源消纳需求保障充分，绿电交易前景广阔

• 消纳机制完善：各地区非水电最低消纳责任权重逐年递增，2022年平均值为14.63%。
• 绿电交易溢价：绿电交易机制将新能源电力的环保属性货币化，交易溢价从2020年的0.03-0.05元/kWh上涨至2022年的0.072元/kWh。
• 碳价提升预期：IMF预计到2030年碳价将提升至每吨75美元，绿电溢价空间有望进一步扩大。

4. 火电盈利回归公共事业属性

• 电价市场化改革：上网电价浮动范围扩大至20%，工商业用户进入市场，电企议价能力增强。
• 煤电博弈缓解：煤炭长协定价政策出台，煤电顶牛现象有望结束，火电盈利回归公共事业属性。
• 估值体系重构：随着煤价和电价联动性增强，火电估值体系将逐步重构，带来估值修复机会。

关键信息

• 风电：2025年装机量预计达5.5亿千瓦，2030年8.4亿千瓦，2050年20.1亿千瓦。
• 光伏：2025年装机量预计达7.1亿千瓦，2030年12.4亿千瓦，2050年30.6亿千瓦。
• 绿电交易溢价：2022年江苏年度交易溢价达0.072元/kWh，预计2030年有望达到0.36元/kWh。
• 政策支持：全国676个县列为整县推进屋顶分布式光伏试点，风电下乡规模达50GW。
• 融资支持：碳中和债、碳减排支持工具等政策助力新能源融资成本下降。

投资策略

• 主线一：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、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。
• 主线二：新能源运营商
  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
• 国内外不具备完全可比性

图表与数据支持

• 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（以金风科技为例）
• 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：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
• 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
• 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30：2019-2025年组件生产成本变化趋势
• 图31：到2025年，光伏LCOE将降至0.22-0.46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

表格与数据支持

• 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
• 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(税后)%
• 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(万吨)
• 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：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