“立足本省、保质保量”，多维度看省属绿电平台的长期成长性

省属绿电平台为发展新能源的主力军之一，“立足本省、保质保量”是判断其未来成长性的关键：“双碳”背景下新能源投产步入快车道，除了全国范围布局的大型电力央企之外，省属绿电平台也同样具备较强竞争力。考虑到省属绿电平台在本省的资源获取优势和异地扩张的难度，我们提出省属绿电平台“立足本省、保质保量”的分析框架。具备长期成长性的省属绿电平台须以本省充足的风光资源为基础，从而获得“量”的保障；同时，风光项目盈利能力也尤为关键，高利用小时、高电价将给予项目“质”的保障。 “量”的维度：从各省“十四五”规划看“量增”空间。目前已有27个省份披露“十四五”新能源规划，合计将在“十四五”期间新增新能源装机718GW，其中风电289GW、光伏428GW。我们认为扎根于“十四五”高规划省份的绿电平台发展潜力相对更大。根据各省规划结果，“十四五”新能源增量较高的省份为内蒙古、云南、甘肃、河北，规划新能源增量分别为84.33GW、73.09GW、56.83GW和52.36GW；沿海省份以发展海上风电为主，广东省“十四五”期间规划的海上风电装机增量最高，目标新增海风项目17GW。 “质”的维度：从资源禀赋和电价看项目盈利能力。在各省陆上风电、光伏建造成本差异不大的背景下，各地区项目盈利能力主要取决于风光资源禀赋以及电价情况。风电资源禀赋方面，我国北部及东部沿海地区风资源优渥，但受制于弃风限电以及老旧项目发电效率低等因素影响，三北地区利用小时数仍有提升空间，而云南、福建两省分别受益于高海拔和台湾海峡“峡管”优势，利用小时数领先，过去三年风电利用小时数均值达到2700小时以上。光伏方面，我国北部地区内蒙古、黑龙江、吉林等省份光照资源优渥，利用小时数相对较高。电价方面，平价背景下风光项目上网电价主要参考各地燃煤基准电价，东南沿海基准电价较高，保障项目盈利能力。综合两方面分析，陆上风电方面福建、云南、四川等地区项目盈利能力相对较强；光伏方面黑龙江、四川盈利能力相对较强；海上风电方面福建省盈利能力领先。 投资建议：综合各省风光项目规划、资源禀赋、电价水平等要素分析，我们认为云南、福建、广东等地新能源发展的质和量均值得期待，建议重点关注：1）上市公司、集团、省内均出台明确“十四五”规划有望迎来确定性增长，同时充分受益于云南省优质风资源并打造“世界光伏之都”的【云南能投】；2）海上风电资源优势显著，省内项目获取能力较强的福建省属平台【福能股份】【中闽能源】；3）受益于广东“十四五”期间海上风电高规划，在省内具备较强竞争力的【粤电力A】。 风险提示：政策推动不及预期风险、新能源装机投产进度不及预期风险、电力需求不及预期导致电价下行风险。 1.“立足本省、保质保量”：省级绿电平台分析框架 在电力行业清洁化、低碳化发展趋势下，我国在新能源发电领域实现较大突破，风电光伏项目投产高峰期已经到来。根据中电联数据，我国风电装机容量由2015年的131.05 GW增长至2021年的328.48GW，CAGR16.5%，占电力总装机容量的13.8%；光伏装机容量由2015年的43.55GW增长至2021年的306.56GW，CAGR38.4%，占总装机容量的12.9%。 2021年，我国风电发电量达到6556亿kWh，占总发电量的7.8%；太阳能发电量达到3270亿kWh，占总发电量的3.9%。 图1：我国风电累计装机容量及同比增速 图2：我国光伏累计装机容量及同比增速 政策驱动下新能源投产节奏加快，国家“十四五”清洁能源发展规划落地，新能源转型目标进一步明确。根据《2030年前碳达峰行动方案通知》，要求到2030年风电、太阳能装机容量达到12亿千瓦以上。2022年6月1日国家发改委等九部门联合印发了《“十四五”可再生能源发展规划》，其中提出到2025年可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右，“十四五”期间增量在全社会用电量增量中占比超过50%，风电、光伏发电量实现翻倍。对比2020年，可再生能源发电量年均增速8.35%、新能源发电量年均增速14.9%。 “双碳”背景下新能源投产步入快车道，除了全国范围布局的大型电力央企之外，省属绿电平台也同样具备较强竞争力。考虑到省属绿电平台在本省的资源获取优势和异地扩张的难度，我们提出省属绿电平台“立足本省、保质保量”的分析框架。具备长期成长性的省属绿电平台须以本省充足的风光资源为基础，从而获得“量”的保障；同时，风光项目盈利能力也尤为关键，高利用小时、高电价将给予项目“质”的保障。 1.1.“量”的维度：从各省“十四五”规划看“量增”空间 各省新能源发展节奏不同，“三北”地区率先布局。截至2021年我国已实现在运新能源装机量6.3亿千瓦，其中河北、内蒙古、山东装机容量大幅领先，均超过50GW，分别达到54.67GW、54.08GW和52.85GW，主要由于我国北部地区风光资源条件相对优渥，根据国家划分的风电、光伏资源区，河北、内蒙的部分地区为我国风电、光伏Ⅰ/Ⅱ类资源区，风光资源条件优异，开发时间较早。根据Wind统计的数据，内蒙古、河北2015年及之前已投产的风电装机容量占2021年底在运总装机比重分别达到60.7%和40.2%，除三北地区外大部分省份在“十三五”期间开始加大新能源项目布局力度。 图3：截至2021年底各省风电、光伏在运装机（万千瓦） 各省能源“十四五”规划陆续出台。截至目前，我国31个省份中已有30个省份出台能源相关“十四五”规划，其中27个省份出具量化的新能源“十四五”装机增长目标，新疆、山西、重庆三省市仅披露“十四五”期间可再生能源装机增量。据我们统计，已披露新能源装机增量的27个省份合计将在“十四五”期间新增新能源装机718GW，其中风电289GW、光伏428GW。 内蒙古、云南“十四五”规划新增装机规模领先。内蒙古规划“十四五”期间新增新能源装机84.33GW，将大力发展大型风光基地项目；云南省规划打造“世界光伏之都”，根据2022年4月云南省能源局发布的《云南省“十四五”规划新能源项目清单》，云南省目标在开工2021-2024年风光项目共计73.09GW，其中以光伏项目为主，参考规划到2025年底云南省新能源装机较2020年有望增长573.7%。此外，甘肃、河北“十四五”期间目标新增新能源规模超过50GW，分别达到56.83GW和52.36GW。 表1：各省“十四五”新能源规划装机 图4：各省规划背景下“十四五”期间新能源装机年复合增速测算 沿海省份大力发展海上风电，新增装机以海上风电为主。我国主要沿海省份包括辽宁、河北、山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西和海南，根据上述省份能源“十四五”规划，除辽宁、河北省未披露海上风电装机增量外，其他大部分沿海省份在“十四五”期间均以发展海上风电为主，其中广东省规划新增海风装机容量最高，达到17GW，披露具体海上风电装机目标的8个沿海省份在“十四五”期间有望共计新增44.65GW的海上风电项目。 表2：各沿海省份“十四五”期间海上风电规划（万千瓦） 1.2.“质”的维度：从资源禀赋和电价看项目盈利能力 风电、光伏项目盈利能力主要受到上网电价、利用小时数、初始投资成本三方面因素影响，由于陆上风电和光伏项目初始投资成本地域差异较小，我们主要通过各省资源禀赋和电价情况分析各省风电、光伏项目盈利能力差异。 图5：决定新能源项目盈利能力三要素：上网电价、利用小时、初始投资成本 我国风电、光伏资源分布不均，资源禀赋在较大程度上影响了各地区项目的盈利水平。 我们主要通过两个层面分析各省风光资源禀赋：1）国家依据风能密度以及光伏电站年等效利用小时数划分的风光资源区；2）各省风电光伏利用小时数。高利用小时将带来较高的项目盈利能力。 1.2.1.风资源：云南、福建风力资源得天独厚，利用小时极具优势 我国西部、北部及东部沿海地区风资源优渥。根据各地区年平均风速情况看，我国风速较高的地区主要集中于：1）东南沿海及附近岛屿；2）内蒙和甘肃地区；3）东北地区的黑龙江、吉林东部以及辽东、山东沿海；4）青藏高原以及我国西北、华北地区。国家依据各地区有效风能密度以及全年有效累积小时数划定四类风资源区，其中： Ⅰ类资源区为风能丰富区，年均有效风能密度大于200W/𝑚; 3-20m/s风速年累积小时数大于5000h； Ⅱ类资源区为风能较丰富区，年均有效风能密度150-200W/𝑚; 3-20m/s风速年累积小时数3000-5000h； Ⅲ类资源区为风能可利用区，年均有效风能密度50-150W/𝑚; 3-20m/s风速年累积小时数2000-3000h； Ⅳ类资源区为风能贫乏区，年均有效风能密度50W/𝑚以下; 3-20m/s风速年累积小时数小于2000h。 我国Ⅰ-Ⅲ类风资源区主要集中于内蒙古、河北、吉林、新疆、甘肃等北部地区。 图6：2020年全国风资源分布 表3：我国风资源区划分 从利用小时角度看，云南、福建两省极具优势。通过总结对比各省份2019-2021年年均风电利用小时数水平，云南、福建两省利用小时数较大幅度领先于国内其他省份，过去三年利用小时均值分别达到2754小时和2741小时，其中云南省主要受益于其高海拔优势，根据《云南风电资源开发现状及特点浅谈》，风资源与海拔高度成正比，高空区域风速、平均风功率密度以及利用小时数均有所提升，由于云南省大部分山间坝子地区海拔在1000-2000米之间，高海拔下风资源地形效应显著，带来较高的利用小时数；而福建省主要受益于亚热带季风气候和“狭管效应”，风能资源丰富，尤其沿海地区与近海海域的平均风速较大，风向较为稳定。根据《海上风电产业发展思路与对策建议》，福建省90米高度海域的年平均风速为7.5-10 m/s，带来较高的风电利用小时。除此之外，四川省和广西壮族自治区过去三年风电利用小时均值也超过2400小时，分别达到2489小时和2486小时。 表4：我国2019-2021年各省风电平均利用小时数 受制于弃风限电及老旧项目发电效率低等因素影响，三北地区风资源水平与当地风电利用小时尚不匹配，利用小时数仍有提升空间。各省在其他条件相同下，风资源水平应与利用小时数成正比，而根据上述统计，国内地处Ⅰ/Ⅱ/Ⅲ类风资源区的内蒙古、吉林、黑龙江、新疆、河北、甘肃、宁夏七个省份风电利用小时数并不居前，据我们分析主要受到以下两方面因素影响： 1）三北地区弃风现象仍有待改善：由于国内陆上风电资源较优的内蒙古、新疆、甘肃、宁夏等省份省内电力消纳能力不足、外送通道仍有待开发，弃风率仍保持在较高水平。根据全国新能源消纳监测预警中心发布的2021年全国各省份弃风限电率，蒙西和新疆弃风率为8.9%和7.3%，其他风资源优渥省份河北、甘肃、吉林、宁夏弃风率分别达到4.6%、4.1%、2.9%和2.4%，大幅高于国内南方地区。 2）随着电源调峰能力提升叠加特高压线路投入运营，三北地区弃风问题有望持续改善。 根据国家发改委等九部门发布的《“十四五”现代能源体系规划》，要求在“十四五”期间稳步推进资源富集区资源外送，重点建设金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游和“几”字弯、新疆、河西走廊等清洁能源基地输电通道，在“十四五”期间存量通道输电能力提升4000万千瓦以上，新增开工建设跨省跨区输电通道6000万千瓦以上。 同时，随着抽水蓄能、火电灵活性改造、新型储能等调峰方式规模提升，新能源项目利用率有望进一步提升。由于我国风光资源和火力发电厂均集中在山东、内蒙古、河北等北部地区，因地制宜的开展火电灵活性改造对于我国北部地区来说是更为经济可行的新能源调峰方式。“十四五”期间我国将大力发展火电灵活性改造，根据国家能源局于2021年11月发布的《全国煤电机组改造升级实施方案》，要求“十四五”期间完成煤电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦。 3）由于三北地区风速较大、风能密度较高，为国内最早开发风电项目的地区。根据Wind统计的数据，海南、甘肃、新疆、吉林等省份2015年及之前投产的