收益率！收益率！绿电投资不可忽视的要素

福建海风竞价引发收益率担忧，收益率确为不可忽视的要素：近期，福建省海上风电项目竞争性配臵出现远低于燃煤基础电价的报价引发市场对新能源项目收益率的担忧。当前绿电收益率既受平价、强制配储、产业配套等负面因素影响，也受绿电交易、全国统一电力市场推进、海风地方补贴等正向因素刺激，不可一概而论。绿电项目收益率受投资时间点的电价、单位投资成本影响，决定了项目全生命周期的业绩。我们认为绿电投资应从只重视装机增长，转变为装机增长和高收益率并重，在合适的时间点选择合适的绿电项目，方可支撑绿电企业的发展既有质又有量。 复盘2021：海风>陆风>光伏：1）海风：2021年为海上风电国补最后一年，受益于电价补贴以及高利用小时数，在高单位投资下仍能实现较高收益率水平。据CWEA数据，全国主要沿海省份海风利用小时数基本可达到3000小时以上，风资源较好的福建以及粤东地区可达到4000小时以上。经我们测算，在0.85元/kWh的电价下福建、广东、江苏三个海风重点发展省份项目全投资IRR可达10%以上。2）陆风：由于抢装潮过后风机价格降幅较大，平价背景下陆上风电盈利能力仍然可观，据西勘院规划研究中心，2021年国内典型陆上风电项目初始投资成本约为5100-7100元/kW，假设按初始投资成本6000元/kW、各省平均标杆电价0.37元/kWh以及利用小时数2200小时进行计算，全国平均陆上风电项目全投资IRR约为10.59%。3）光伏：受制于上游供给偏紧，组件价格偏高，盈利能力相对较差。因此，我们认为2021年绿电投资的优先级应为海风>陆风>光伏。以2021年部分海风和陆风投产较多的上市公司2022H1的业绩预告情况作为验证，三峡能源、浙江新能、节能风电均因投资高收益率的海风和陆风而实现业绩高速增长。 展望2022：陆风>海风(部分地区)>光伏：1）陆风：风机价格下降趋势延续，新投产项目仍维持高收益率。2）海风：抢装潮过后单位投资虽实现大幅下降，但收益率仍较大程度受到补贴取消影响。当前时点，落实省补的海上风电省份将更具收益率优势。截至目前，广东、山东、浙江三省已陆续出台海风地补政策，其中广东省海风地补最高，叠加广东省风资源相对优渥且燃煤基础上网电价较高，新建项目收益率有保障。3）光伏：成本居高背景下光伏项目收益率未见明显改善，仍需等待上游产能释放，待组件价格下降，光伏项目收益率才具备较大提升空间。 投资建议：我们认为绿电投资应当从只重视装机增长，转变为装机增长和高收益率并重，当前时间点投资陆风以及带有省补地区的海风项目收益率有保障，进而有望带来未来两年业绩增长，光伏项目仍需等待组件价格下行。因此建议重点关注目前在建工程中主要布局于陆风或海风项目位于优势省份的上市公司。建议关注国内老牌纯风电运营商【节能风电】、风电运营龙头【龙源电力】、主要布局陆上风电业务的省属绿电平台【云南能投】【新天绿能】，以及受益于广东省海上风电优势的【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、电力需求不及预期导致电价下行风险、行业竞争加剧、收益率测算偏差等风险。 1.福建海风竞价引发收益率担忧，收益率确为不可忽视的要素 1.1.从福建海风竞价说起，收益率成为市场隐忧 福建海风低报价引发市场担忧。7月13日，福建发改委发布2022年首批海上风电竞争配臵结果，华能集团与福建省投资开发集团联合体中标连江外海0.7GW海风项目，国家能源集团与万华化学集团联合体中标马祖岛外0.3GW海风项目。据风芒能源披露，此次申报电价均较低，约0.2元/kWh，远低于福建省0.3932元/kWh的燃煤标杆电价，引起了市场对于新能源项目收益率的担忧。中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩在近期发表的《海上风电发展不能大跃进》一文中强调，在最低造价12000元/kW左右的条件下，连江外海海风项目的投资收益率仅为1.4%，远低于央企通常要求的6%。市场担忧各大新能源运营企业盲目追求装机规模而忽视收益率，担忧未来出现增收不增利的情况。 表1：福建省2022年首批海上风电竞争配臵结果 1.2.当前影响绿电收益率正反两方面因素兼具，不可一概而论 我国电力行业存在着明显的地域差异，电力运行逻辑一省一策，差异较大。就我们观察来看，当前影响绿电收益率正反两方面因素兼具，不可以福建一省的个别项目而推测全国的情况。 1.2.1.收益率负面影响因素 除了福建海风向下竞价以外，近期新能源项目收益率还受到国补取消、强制配储、产业配套等其他负面因素影响。 从电价端看，国补取消与向下竞价对绿电项目收益率造成一定负面影响： 1）绿电国补全面取消，上网电价下行 陆上风电方面，2009年国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将全国陆上风电分为I-IV四类风能资源区，相应标杆上网电价分别为0.51、0.54、0.58、0.61元/kWh。2014-2016年，国家发改委根据风电行业发展情况，对陆风标杆电价进行了3次降价调整。2021年6月，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，提出国家对2021年以后新核准陆上风电项目不再进行补贴，全面实行平价上网。 海上风电方面，2014年发布的《关于海上风电上网电价政策的通知》规定了2017年以前投运的近海风电项目上网电价为0.85元/kWh，潮间带风电项目上网电价为0.75元/kWh。 根据发改委2019年发布的《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》，2022年及以后并网的项目执行并网年份的指导价。2021年6月，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，明确对新核准的海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定。 表2：陆上风电与海上风电电价发展历程（含税）（元/kWh） 光伏发电方面，2011年光伏标杆上网电价出台，除西藏仍执行1.15元/kWh的上网电价外，其余省（区、市）上网电价均按1元/kWh执行。2013年8月发改委发布通知，将全国分为三类太阳能资源区，规定I-III类资源区光伏电站标杆上网电价分别为0.90、0.95、1.00元/kWh。2015-2020年，根据国家发改委每年出台的相关政策文件，普通光伏电站上网电价和常规分布式发电补贴标准逐年降低。2021年出台的《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》提出对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目不再补贴，全面实现平价上网。 图1：光伏发电电价发展历程（元/kWh） 2）部分省份实行绿电项目向下竞价机制 除福建外，其他部分省份也在其出台的有关风电、光伏项目竞争性配臵文件中，将申报上网电价纳入了投资主体的评分标准，开启向下竞价模式。2021年5月，甘肃发改委出台《关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知》，提出项目申报电价项占总得分比重20%，申报电价不得高于国家规定的同类资源区指导价，同时不设竞争最低限价。2022年1月，上海市发布的《金山海上风电场一期项目竞争配臵工作方案》中，申报电价得分占比高达40%。今年3月23日上海市发改委公布三峡集团、上海绿能、中海油融风能源联合体为金山海风一期项目第一中标人，申报电价低至0.302元/kWh，远低于0.4155元/kWh的上海市燃煤基准价。部分地区绿电电价受向下竞价影响，降幅较大。 从成本端看，大部分省份对新建绿电项目提出配臵储能要求，导致建设成本上升。自2021年起，全国超过23个省份对于新建的光伏和风电项目都提出了相关配储能要求，其中部分省份在竞争性配臵细则中将配储能列为明确得分点。例如，根据天津市《2021年保障性并网项目竞争配臵评分细则》，规模超过50MW的项目要求承诺配套建设储能设施，光伏为10%，风电为15%，且储能设施须在发电项目并网后两年内建成投运。承诺配套建设储能的绿电项目也更受鼓励与优先支持，例如，《辽宁省新增风电项目建设方案》（征求意见稿）提出优先支持承诺配套储能设施10%以上的项目。绿电配套建设储能的要求提高了整体绿电项目建设成本。 表3：各省份关于风电、光伏项目配储能要求梳理 除配套建设储能以外，部分地区提出“产业配套”要求，成为绿电项目隐性投资成本。 例如，2022年1月，宁夏发改委在发布的《2022年光伏项目竞争性配臵方案》中，将清洁产业高质量发展贡献度作为重要评分项，占比30%，其中产业贡献与投资总额分别占比10%，要求企业与各地签订产业合作协议以及进行清洁能源产业链投资。青海海西州发改委发布的《新能源项目入库排序评分标准》中也将签订上下游购销合同、承诺开展相关产业项目、助力乡村振兴、进行社会事业帮扶等设臵为重要评分点。“产业配套”要求增加了绿电项目的隐性投资成本，一定程度上影响项目收益率。 表4：部分地区对新能源发电项目提出“产业配套”要求 1.2.2.收益率正面影响因素 尽管新能源项目收益率受到一些负面因素影响，但也存在竞配政策规范化、绿电交易、全国统一电力市场推进、海风地方补贴等正向刺激因素，不可一概而论。 随着各地区竞配政策更加规范，隐性投资成本有望降低。2021年5月，甘肃省发改委下发《关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知》，明确提出市、县级政府不得以企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，增加项目投资经营成本。2022年7月，云南省能源局发布的《关于印发云南省2022年新能源建设方案的通知》，同样要求不得附加不合理费用和捆绑额外条件增加投资企业非工程建设成本。各地愈加重视竞配的规范度，有望降低绿电项目额外隐性投资成本。 绿电交易市场为新能源电力带来溢价。绿色电力交易是在现有电力中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种，并提供相应的绿色电力消费认证，目的是引导有绿色电力需求的用户直接与发电企业开展交易。2021年9月7日，绿色电力交易试点启动会在北京召开，这是继国家发改委、国家能源局批复《绿色电力交易试点工作方案》后，启动的首次绿色电力交易，共17个省份259家市场主体参与，达成交易电量79.35亿千瓦时，成交均价较中长期协议溢价0.03-0.05元/kWh。2022年1月，国家发改委在《促进绿色消费实施方案》中提出进一步激发全社会绿电消费潜力，统筹推动绿色电力交易、绿证交易，推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿电消费比例。根据北京电力交易中心披露的数据，截至2022年4月1日在国家电网公司经营范围内累计组织开展绿电交易94.83亿千瓦时。随着绿电交易逐渐进入常态化，新能源上网电价有望得到一定的溢价，从而提高项目收益率。 图2：平价绿电项目收入拆分 南方区域电力市场启动试运行，推进跨地区电力交易。在今年1月国家发改委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场的指导意见》后，7月23日南方区域电力市场启动试运行。南方区域电力市场包括中长期、现货和辅助服务三大板块，中长期交易周期将全面覆盖年、月、周，现货交易覆盖广东、云南、贵州、广西、海南五省。7月23日试运行启动当天，云南、广东、贵州三省超过157家电厂和用户达成南方区域首次跨省现货交易，全天市场化交易电量达27亿千瓦时。本次南方区域建设统一电力市场有助于电力跨区域现货交易、实现电力资源优化配臵、促进新能源电力消纳，有效提升能源资源禀赋强的省份与经济负荷中心的电力交易效率，从而提升市场化电价。 此外，在海上风电方面，广东、山东、浙江三省已陆续出台地方性补贴政策，以接替国家层面的补贴，未来随着更多省份出台补贴办法，海风项目收益率也有望得到提示。 1.3.绿电投资收益率动态变化，投资时间点电价、成本决定长期运营业绩 绿电项目投资时点尤为重要，决定未来全生命周期的运营业绩。根据电力企业收入、成本及利润端拆分，新能源运营项目收益率受多方因素影响，不考虑各公司自身在运营效率方面的区别，风电、光伏项目盈利能力主要取决于上网电价、利用小时数、初始投资成本三大因素。而上网电价与初始投资成本往往在项目申报、投资与建造时点得以确定，因此投资时点的电