电力及公用事业行业：绿电，电网及储能建设利好消纳，资源属性提升长期盈利能力

新能源装机量快速提升，资源错配导致消纳水平下降。过去五年我国新能源装机占比持续提升，由2018年18.9%增长至2022年29.74%；发电量由2018年的7.77%增长至13.69%。 2022年全国整体弃风弃光率较2021年情况转好，变化幅度在±3.5%区间内，但其中蒙东地区的风电利用率、青海地区的光伏利用率同比分别下降7.6%、4.9%，部分风光大基地有较明显的弃风弃光情况出现，与省内外电力供需形式和通道级建设有关。除省内外电网通道分布因素，部分区域的风光消纳问题也从“低电价”、“负电价”方面反应，存量带补贴项目占比较高的山东省，较容易出现“发电不赚上网电价而赚补贴”的情况。 长期看，电网通道尤其是特高压的建设将解决资源时空错配带来的并网、跨省跨区域大范围调度和调配问题。短期或日内由时间错配带来的弃风弃光可由储能进行吸收利用，形成成熟的市场套利机制。“十四五”前两年对电源投资的增速显著高于电网投资增速，2022年电网工程投资额同比增长仅为1.95%，根据5月最新情况，电网工程投资额同比明显增长至10.8%。 新能源发展进入新阶段，资源属性带来长期盈利能力。2021年前政策主导的补贴时代，新能源项目的名义收益更容易得到保证，截至2021年底的风光装机规模占2023年5月累计风光总装机规模的76%。带补贴项目往往经历补贴发放周期过长导致的现金流紧张、偿还债务压力大等问题。 进入平价时代后，新能源项目由电价补贴政策引导转向供需及市场主导的形式，上游产业链成本下行也使新能源的项目的资金成本降低。补贴取消后，新能源目前根据保障小时数和市场化交易测算预期收入，主要由电费结算构成的现金流情况好转。现金流改善的同时，ROE和IRR的趋势也是降低的，这种降低我们认为和投资新能源的竞争激烈以及资金成本低都有关系。 随着资源的不断分配，新能源项目的获取难度加大，往往要迎合当地电源发展和产业发展的双重诉求。当下时点的盈利能力是建立在目前的电价机制和成本情况下得到的，目前市场波动的影响是短期的，平衡项目的优劣需要从项目的全生命周期或者行业长期发展的角度平衡，部分项目在未来有很大盈利增强的可能性。 风险提示：宏观经济下行风险、政策执行情况不及预期、用电量需求下滑、装机量不及预期、来水/风不及预期、市场电电价不及预期。 1.新能源装机量快速提升，资源错配导致消纳水平下降 1.1新能源装机量快速提升，部分地区弃风弃光率增加 过去五年我国新能源装机占比持续提升，由2018年18.9%增长至2022年29.74%。 风电、光伏装机量占比从2018年的9.7%、9.2%增长至14.25%、15.49%；发电量占比从2018年的5.23%、2.54%增长至2022年的8.77%、4.92%。火电、水电以及核电等较可靠性电源的装机占比从81.1%下降至70.26%，发电量占比仅下降5.92个pct，明显高于装机占比，依旧是我国主要出力电源。 图表1：2018-2022年发电结构 图表2：2018-2022年装机结构 光伏装机量保持强劲增长势头，分布式占比过半。受益于上游产业链技术迭代及成本下降，2022年光伏装机规模同比增加128%、截至2023年5月，光伏新增装机规模同比增加158%，增长势头强劲，其中分布式光伏装机占比稳定在50%以上。 图表3：2017-2023Q1光伏发电规模及增速 图表4：2017-2023Q1新增光伏发电规模及增速 补贴抢装潮结束后，风电进入较平稳发展期。我国陆上风电增量主要来自风光大基地项目，由国家进行规划和资源分配，具有优质风资源的海上风电成为各运营商主要竞争领域。2021年的补贴倒计时促进当年海上风电的装机投产高峰，补贴结束后，受上游成本、电价及其他因素影响，2022年新增海上风电装机量同比减少70%。 图表5：2018-2022年风电规模及增速 图表6：2018-2022年新增风电规模及增速 全国新能源消纳情况良好，部分区域弃风弃光率增加。2022年全国整体弃风弃光率较2021年情况转好，变化幅度在±3.5%区间内，但其中蒙东地区的风电利用率、青海地区的光伏利用率同比分别下降7.6%、4.9%，部分风光大基地有较明显的弃风弃光情况出现，与省内外电力供需形式和通道建设相关。2023年4月风电、光伏利用率同比均小幅提升，其中山东、吉林、黑龙江、陕西、新疆风电利用率分别同比增加2.5%、3.6%、3.7%、3.9%、4.5%；山东、青海光伏利用率分别同比增加3%、3%。 图表7：2022年全国新能源并网消纳情况 图表8：2023年4月全国新能源并网消纳情况 除省内外电网通道分布因素，部分区域的风光消纳问题也从“低电价”、“负电价”方面反应。截至2023Q1光伏装机规模排名前7的省份有：山东（4551万千瓦）、河北（4011.5万千瓦）、江苏（2765.2万千瓦）、浙江（2685.1万千瓦）、河南（2662.4万千瓦）、安徽（2388.8万千瓦），青海（1901.7万千瓦），2023年前4个月的光伏利用率分别同比+3%、-0.5%、0%（100%消纳）、0%（100%消纳）、-1.6%、0%（100%消纳）、+3%。 其中分布式占比较高的山东省的光伏利用率“不降反增”，其原因为：（1）存量带补贴光伏项目较多；（2）现货市场政策放开负电价机制；（3）储能规模无法与新能源规模配套。 各项原因导致山东省容易出现“发电不赚上网电价而赚补贴”的情况。 1.2源菏存在时间和空间错配，电网通道及储能建设利于消纳 电网负荷呈“两峰两谷”特点，源菏存在时间及空间错配。目前，我国电网负荷呈现“尖峰化”，春秋负荷较低、冬夏负荷较高“两峰两谷”的特点，用户用电峰谷出现的时间与风光发电出力曲线的不匹配加剧了电力系统的频率和电压调节能力，风光发电的波动性和随机性也决定其发电曲线的预测大多限于14日内，与煤电水电等相比交易频率和特性都不尽相同，在市场化中长期交易及现货市场交易都会逐渐形成新交易需求和调整。 根据国家能源局发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，到2025年风光发电量占全社会用电量比重达到16.5%左右，用电量提升对应的风光增长空间较大，不完全消纳、弃风弃光率增加是确定的过程，其根本原因是新能源在时间和空间上存在资源错配：风光出力无法与用电侧负荷匹配，存在时间错配；新能源资源富集区分布于“三北”地区以及西南地区，负荷中心主要集中在京津冀、长三角、珠三角等地区，存在时空错配。 图表9：全国主要电网最高用电负荷-当月值 图表10：部分省份平均分时电价走势与光伏出力匹配图 电网输送通道及储能建设将有效解决高比例新能源并网及消纳问题。长期看，电网通道尤其是特高压的建设将解决资源时空错配带来的并网、跨省跨区域大范围调度和调配问题。短期或日内由时间错配带来的弃风弃光可由储能进行吸收利用，形成成熟的市场套利机制。国家能源局在4月27日的新闻发布会上表示，第一批约1亿千瓦的项目全部开工，力争于今年年底前全部建成并网投产，第二批基地项目已陆续开工建设、第三批项目也都在陆续推进，到2030年我国将规划建设风光基地总装机约4.55亿千瓦。“十四五”前两年对电源投资的增速显著高于电网投资增速，2022年电网工程投资额同比增长仅为1.95%，根据5月最新情况，电网工程投资额同比明显增长至10.8%。根据国网规划，2023年预计核准“5直2交”，开工“6直2交”，特高压直流开工规模为历史最高值。 图表11：2018-2023.05电源及电网工程投资额及增速 图表12：2018-2023.05各电源投资额及增速 2.新能源发展进入新阶段，资源属性带来长期盈利能力 2.1平价时代项目收益率有所下降，现金流情况好转 平价时代后，项目盈利形式由补贴转向由供需及市场主导。2021年前政策主导的补贴时代，新能源项目的名义收益更容易得到保证，截至2021年底的风光装机规模占2023年5月累计风光总装机规模的76%。新能源运营商的应收账款主要为可再生能源补贴款和标杆电费结算收入，根据国家能源局《发电企业与电网企业电费结算办法》，电费原则上以月度为周期由电网结算支付，可再生能源补贴款由电网企业转付，结算周期较长，2019-2023年财政部以一年两次的频率发放补贴资金预算。同时，随着上游产业链技术迭代和成本下降，带补贴的绿电项目造价基本高于平价项目，因此带补贴项目往往经历补贴发放周期过长导致的现金流紧张、偿还债务压力大等问题。此外，部分绿电企业对少量电价补贴进行计提减值，根据2022年各公司年报数据，三峡能源、龙源电力、新天绿能、太阳能、浙江新能应收账款中的坏账准备分别为8.87（其中7.8亿元是补贴款）、2.21、4.7、3.05、6.54亿元。平均资产负债率和平均财务费用率方面，2016-2023Q1，新能源运营商在2020年达到62.9%、15.7%峰值后逐年轻微下降。 图表13：新能源运营商平均资产负债率/财务费用率 图表14：新能源运营商合计坏账准备及同比增速 进入平价时代后，新能源项目由电价补贴政策引导转向供需及市场主导的形式，上游产业链成本下行也使新能源的项目的资金成本降低。补贴取消后，新能源目前根据保障小时数和市场化交易测算预期收入，主要由电费结算构成的现金流情况好转。2022年新能源运营商整体经营现金流及净现金流均较2021年情况有大幅好转，平均速动比率和流动比率在2020年后呈上升状态，经营活动产生的现金流净额/带息债务在2021年后呈上升趋势，一定程度上说明行业整体偿债能力增强。现金流改善的同时，ROE和IRR的趋势也是降低的，这种降低我们认为和投资新能源的竞争激烈以及资金成本低都有关系。 图表15：新能源运营商平均速动/流动比率 图表16：新能源运营商平均经营现金流/带息债务 图表17：新能源运营商合计经营/净现金流及同比增速 图表18：新能源运营商合计营收账款、天数及同比增速 2.2优质项目资源属性，提供新能源项目长期盈利能力 资源开发的过程从易到难，优质资源会被优先开发。随着资源的不断分配，新能源项目的获取难度加大，往往要迎合当地电源发展和产业发展的双重诉求。当下时点的盈利能力是建立在目前的电价机制和成本情况下得到的，目前市场波动的影响是短期的，平衡项目的优劣需要从项目的全生命周期或者行业长期发展的角度平衡，部分项目在未来有很大盈利增强的可能性。而一些老项目，在折旧到期之后，也非常可能通过技改、上大压小等再投入的形式，翻新扩容，为项目焕发新的活力。 6月13日，国家能源局印发《风电场改造升级和退役管理办法》，首次针对我国并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场以及并网运行达到设计使用年限的风电场提出改造升级或退役管理工作办法。根据CWEA测算，2023年退役机组达到980台，装机容量为54.6万千瓦；到2025年将达到1800多台，装机容量为125万千瓦； 到2030年将超过3.4万台，装机容量约4500万千瓦。早期风电项目集中在风资源较好的“三北”地区，由于机组额定风速高、单位千瓦扫风面积较小、风能利用率较低的机组占比高等因素，风电机组容量系数、年利用小时数均偏低，在同等风资源条件下，利用小时数远低于最新机型。目前，全国1.5兆瓦及以下机型总装机容量可达到9820.76万千瓦（根据金风慧能数据），风电场扩容改造空间可观。 在一定程度上，风光的资源属性更接近水电，即使折旧到期后，资源本身的价值仍然可以继续得到合理的利用。电力企业在投资时候，往往更多的考虑提前占据优质资源，而不仅仅是短期的盈利回报。 2.3绿电电价处于底部，将由市场及政策共同引导 新能源的电源特性使其在完全市场化竞争中处于劣势，较火电价格会出现折价的情况，市场化初期，少量绿电电量进入市场，交易中更多凭借电能质量和实时供需影响价格，随着绿电市场化电量提升，对市场整体电价影响增加，交易电价不仅需要考虑电能质量和供需，还需要考虑项目成本、系统辅助费用等，以及伴随