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1、2022年新能源发电行业发展现状分析1.新能源发电：何所忧，何所往？2021 年随着“双碳”目标的提出，风电光伏与核电加速建设的预期得到进一步增强，同 时在电力市场化改革进一步深化的环境下，风电光伏通过绿电交易可以获取额外溢价， 核电亦有更好的市场交易电价表现，且陆上风电光伏项目 2021 年起全面平价、2022 年 起海上风电开始平价上网，2022 年“两会”确定了解决可再生能源补贴拖欠问题的基 调，行业中远期展望向好。 2021 年末-2022 年 4 月，我国新能源装机延续较高增长，绿电溢价延续，但市场表现并 不如意，2022 年初新能源发电运营是电力行业中相对表现偏弱的子板块，虽然 5
2、 月中 旬受益于欧洲碳边界调整机制的推进迎来明显反弹，但随后又明显回落。这其中包含了 年初风况不佳、补贴博弈等因素带来的行情影响，但市场对新能源发电行业的一些担忧 也是制约板块表现的重要因素。2.高额成本反噬需求，光伏新增是否受限？组件价格高位，制约运营商表现 受到全球通货膨胀和大宗商品价格上涨的影响，以及国内复工复产较早，全球订单涌向 国内，硅料出现阶段性供需失衡，2021 年“涨价”成为光伏产业供应链的焦点，此外能 耗双控对产业链产能的影响也加剧了价格的上涨。根据光伏行业协会的统计，2021 年 光伏供应链各环节价格中，硅料最高涨幅为 224%，单晶硅片最高涨幅为 82%，单晶电 池片最高
3、涨幅为 32%，组件最高涨幅为 25%。较高的光伏硅料和组件价格，也给运营商建设光伏装机带来了更大的挑战，也影响了光 伏运营商的行情表现。以同属中节能集团旗下的节能风电和太阳能的累计收益率表现来 看，节能风电明显优于太阳能，其中光伏组件价格居高或系其中的影响因素之一。那么 在组件价格依然居高的情况下，是否会对未来光伏新增装机规模和运营商表现产生影响， 也是市场存在疑虑的问题之一。新增装机规模跃升，硅料供需有望改善我们认为，光伏组件价格居高对行业和市场的影响只是短期的，预计 2022 年光伏新增 装机规模依然可以实现较大的跃升，而从中长期来看具备上游供需改善、价格回归理性 的趋势，项目收益率将得
4、到更好的保障，从而拉动运营商光伏建设的需求，装机建设有 望进一步提速： 首先从已经发生的新增量和预期新增规模来看，1-4 月份我国光伏装机累计新增 1688 万千瓦，同比多增 980 万千瓦。而根据光伏行业协会的预期，今年全年国内光伏装机新 增 75-90GW，未来新增规模还将持续提升。其次从组件价格来看，2021 年组件价格持续提升与多晶硅产能扩产节奏偏慢有关，但 随着通威、协鑫、亚洲硅业、新特、大全、东方希望等扩产大多聚集在 2021 年底和 2022 年实现产能释放，多晶硅供需情况有望实现改善，有助于组件价格回归相对合理水平， 从而保障新建光伏项目收益率。而收益率的回升又将进一步刺激需求
5、，助力光伏装机加 速提升。3.交易溢价但量小，绿电交易是否是空中楼阁？供需双因素制约绿电交易规模2021 年 9 月，我国正式启动了绿电交易市场。绿色电力交易是在现有中长期交易框架 下，设立独立的绿色电力交易品种，在电力市场交易和电网调度运行中优先组织、优先 安排、优先执行、优先结算。购买绿色电力产品的交易价格由发电企业与电力用户、售 电公司通过双边协商、集中撮合等市场化方式形成。其中，带补贴的新能源项目交易电 量将不再领取补贴或注册申请自愿认购绿证，不计入其合理利用小时。随后绿电交易与 能耗双控进行了挂钩，从制度上保障了绿电的需求：完善能源消费强度和总量双控制 度方案中提出根据各省（自治区、
6、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。随后 10 月 8 日国常会进一步放宽了要求，提出新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能 源消费总量。 2021 年 9 月份以来，我国绿电交易已经呈现出常态化交易状态，以其中数据披露较为 完备的广东省和江苏省为例，绿电交易价格较当地煤电基准价持续溢价，广东省绿电成 交价格平均较当地煤电基准价溢价 4-6 分/千瓦时，江苏省溢价水平持续高于 7 分/千瓦 时。虽然绿电交易持续溢价，但从量的角度上来看，
7、与广东省和江苏省 2021 年分别 240 亿 千瓦时和 611 亿千瓦时的风光发电量相比，当前绿电交易的规模和占比依然是一个相当 小的水平，即便高溢价也难以对电力公司盈利产生有效贡献。 制约当前绿电交易规模的因素来自供需两个方面：需求方面：虽然国家政策将绿电的消费与能耗双控进行了挂钩，但相关考核的主体 主要是各省政府或者电网，而实质参与交易的主体是工商业企业，存在交易主体和 考核主体的层级错配，在相关考核细则落实之前企业端并不具备付出额外成本购 买溢价绿电的动力；供给方面：当前绿电交易中的供给方主要是平价的新能源发电项目，由于我国陆上 项目的全面平价是从 2021 年开始，虽然此前也有部分地
8、区风电光伏已经实现了竞 配平价上网，但总体而言有效供给量仍略显不足。平价项目保障供给，政策完善叠加碳税保障需求 考虑到政策体系的完善和平价项目建设推进，绿电交易供给和需求都有望迎来显著增长， 绿电交易的实质性作用可期：根据中电联预测，2022 年底我国风电和光伏装机将分别达到 3.8 亿千瓦和 4.0 亿千瓦， 全年实现装机新增 0.5 亿千瓦和 0.9 亿千瓦，这些新增量将全部是平价项目。此外，“碳达峰”的背景叠加“稳增长”的目标，电力产业链有望成为重点投资对象。5 月 23 日国常会已经明确提出“再开工一批水电煤电等能源项目”，实际上早在今年 2 月份国家发改委联合多部门印发的关于印发促进
9、工业经济平稳增长的若干政策的通知 中干预投资和外贸政策章节的首条即为关于风光的建设投资。“双碳”目标的推动下未 来平价项目的建设规模还将进一步提升，绿电交易供给端的制约将得到非常有效的解决。 2022 年 1 月 21 日，国家发改委、工信部等七部委联合印发了促进绿色消费实施方 案。新的要求下，被考核的市场化企业或将均成为绿电市场需求侧主体。此外，高耗能 使用绿电的刚性约束和需求侧管理优先保障，也会使得高耗能企业出于生产和经济考量 进一步增加绿电需求。5 月 17 日，欧洲议会下面的环境、公共卫生和食品安全委员会（ENVI）以 49 票赞成、 33 票反对和 5 票弃权通过了关于建立碳边界调整
10、机制(CBAM)的法规的报告。作为碳关 税征收的核心CBAM 实际上已经经过多次讨论，此次 ENVI 通过的 CBAM 与前次 欧盟理事会达成协议的核心不同之处在于：扩大 CBAM 纳入行业的范围。相对原有钢铁、铝、水泥、化肥及电力的五个行业， 新增纳入涵盖有机化学品、塑料、氢和氨。并且制造商使用电力间接产生的碳排放 也被纳入到 CBAM 范围内。 提前 CBAM 执行时间。CBAM 正式执行时间为 2025 年，较欧盟理事会提议日期 早一年，并且 2030 年欧盟排放交易体系（ETS）的所有部门都必须全面实施，比 欧盟理事会提议的早 5 年。而根据 CBAM 规则，原则上进口商只有购买足够的
11、 CBAM 凭证才能进口相应排放量的货物，而 CBAM 凭证价格锚定欧盟碳排放交易 体系的配套成交价。为降低成本增加风险，参与绿电交易使用绿电便成为出口企业降低自身碳排放良方，而 这也将会直接带来绿电市场需求侧的持续扩容，从而为绿电溢价带来长期支撑。 5 月 30，国务院办公厅转发国家发展改革委、国家能源局关于促进新时代新能源高质 量发展的实施方案，围绕新能源发展的难点、堵点问题，在创新开发利用模式、构建新 型电力系统、深化“放管服”改革、支持引导产业健康发展、保障合理空间需求、充分 发挥生态环境保护效益、完善财政金融政策等七个方面完善政策措施。 6 月 1 日，国家能源局官网公开“十四五”可
12、再生能源发展规划，规划再次明确将可 再生能源消纳责任完成情况纳入地方政府考核体系，因此强约束的消纳责任权重的大幅 提升将确保各地对新增风光电量旺盛的消纳需求，绿电交易推进有望加速。绿电溢价下平价项目收益可期在绿电交易机制及用户侧的稳定需求影响下，我们预计未来绿电电价将会迎来持续的支 撑，此外随着市场交易的持续推进，电力作为同质化的产品，市场交易电量的定价将由 高成本的电源边际决定，绿电建设成本的进一步下降也将保障项目收益情况。 通过对风电及光伏电站的盈利能力对绿电溢价及建设成本进行敏感性测算2，绿电每溢 价 1 分钱将会对光伏电站形成约 0.6 个百分点的 IRR 增厚，对于风电则是约 0.8
13、 个百分 点的 IRR 增厚。核电行情偏弱，是否归于基本面低于预期？2022 年 4 月 20 日，国务院常务会议核准通过三个核电项目，三门 3&4 号机组、陆丰 5&6 号机组和海阳 3&4 号机组共计 6 台机组获得核准，但是从市场表现来看，4 月 21 日到 5 月 29 日，中国核电和中国广核的表现均跑输电力和新能源发电运营板块。核准逻辑，审批加速逻辑得到印证早在 2021 年初的拥抱“碳中和”系列：立足“碳中和”元年，拥抱能源新纪元中， 我们就已经提出在所有清洁能源中，核电是唯一可以同时实现大功率规模化、长期稳定 运行的清洁能源主体，也是当前时点实现火电替代最理想的电源，在“碳中和”
14、的远景 下，核电发展成为必选路径之一，同时预期“十四五”期间每年将审批 6-8 台核电机组。 2021 年 4 月，田湾核电站的 7 号和 8 号机组、徐大堡核电站 3 号和 4 号机组、昌江核 电模块化反应堆（SMR）示范项目通过核准，全年合计核准通过 5 台机组，略微低于 6- 8 台的预期水平，但 2022 年 4 月国常会一次性审批通过 6 台机组，已经印证了核电加 速审批的预期。从技术路线来看，中广核旗下陆丰核电 5、6 号机组为华龙一号，国电投旗下海阳核电 3、4 号机组为 CAP1000，三门核电 3、4 号机组虽然技术路线尚未公开披露，但预计 将采用 CAP1000。CAP10
15、00 系 AP1000 国产化后技术路线，国内此前已有的 AP1000 项目均有不俗的运营表现，国产化后成本造价或将较首批 AP1000 进一步下降，拉近与 华龙一号的造价差异。此外，同为直接投资体量庞大、拉动经济效应突出的资产，通常而言 2 台核电机组的投 资概算普遍保持在 300-400 亿元之间，从历史经验来看核电与电网投资一样，通常被用 作是对冲宏观经济下行压力的逆周期调节手段，历史上 2008 年、2012 年、2015 年等 特殊节点核电审批数量均有一定的提升。但自 2019 年核电审批重启以来，已有审批常 态化的趋势，且当前政策环境下未来核电审批数量有望显著增加。此外，在“十四五” 规划和 2035 年远景目标以及“十四五”现代能源体系规划中均明确提到“在确保 安全的前提下积极有序发展核电”，运营高效、稳定的核电行业发展有望在“碳中和”背 景下迎来加速，相关上市公司有望率先受益于行业的积极发展。