绿电行业专题：多重因素边际改善，绿电板块有望迎来修复

成本下降保障收益，新能源成本优势突出。技术进步、规模化应用使得新能源发电成本下降，项目收益率提升，未来技术进步将驱动成本进一步下降；同时，储能系统投资成本下行，也有助于降低新能源投资成本。 我们测算了配储比例分别为0%、10%、20%、30%、40%时光伏度电成本分别为0.208、0.240、0.271、0.302、0.333元/kWh，低于当前沿海煤电平均度电成本0.388元/kWh，新能源发电的低成本优势有望保障电力市场化交易与电价调整影响下新能源项目收益率维持在合理水平。 负电价或将长期存在，对绿电公司冲击有限。随着新能源并网规模增加，电力系统中的供需错配问题可能导致负电价的出现。负电价影响下的电力交易量、价均受到限制，而在“出清价结算”模式下，新能源企业负报价也有望取得正收益。随着电网的负荷调节能力进一步提高，储能、虚拟电厂等主体参与电力交易和电价传导机制的完善，负电价可以成为一种提振电力需求、改善风光消纳的工具，绿电运营商收益率有望保持稳定。 绿电市场、碳交易市场和电力市场融合，提振绿电项目收益。绿电交易体现绿电环境价值，绿电溢价增厚绿电企业收益；同时，碳交易市场促进绿电消纳，未来碳价上行为绿电企业带来增量收益；此外，绿电企业成立售电公司在电力交易市场中拥有卖方、买方双重角色，通过多签署中长协交易电量，将中长协交易与现货交易进行组合制定交易策略，从而提升交易电价水平，一定程度上对冲负电价对绿电项目收益率的影响。 新能源公司收益趋于稳健，未来有望维持。尽管面临负电价、电价下行等挑战，2022年新能源发电企业盈利视频仍有较好表现。经测算，A股25家新能源发电企业中有13家调整后的ROE同比有所提高，ROE排名前10的公司中有6家实现了调整后ROE同比提高。各公司通过市场化交易、绿电绿证、碳排放权交易等方式提升项目盈利。预计未来随着深化电力体制改革和加快构建新型电力系统的推进，未来绿电运营商收益率有望逐步趋稳。 投资建议：推荐推荐工商业能源服务商龙头南网能源、分布式光伏运营商芯能科技；存量风光资产优质且未来成长路径清晰的绿电弹性标的金开新能；推荐有较大抽水蓄能和新能源规划，估值处于底部湖北能源； 推荐“核电与新能源”双轮驱动中国核电；推荐有资金成本、资源优势的新能源运营龙头三峡能源、龙源电力。 风险提示：电价下调；政策不及预期；绿电交易价格下行；绿电消纳水平下降；新能源项目建设不及预期。 成本下降保障收益率，新能源成本优势突出 新能源成本持续下降，未来有望进一步下行 风光新能源投资成本持续下降。随着新能源技术进步和产业规模化发展，风光新能源成本不断下降，项目收益率水平提升。IRENA数据显示，截至2021年，全球太阳能、海上风电、陆上风电的加权平均全投资成本分别为857、2858、1325美元/KW，较2010年全投资成本分别下降82.18%、41.39%、35.18%；从LCOE来看，截至2021年，全球太阳能、海上风电、陆上风电的加权平均LCOE分别为0.048、0.075、0.033美元/kWh，较2010年LCOE分别下降88.49%、60.11%、67.65%。预计未来随着技术持续创新，风光新能源投资成本有望进一步下行。 图1：全球新能源加权平均全投资成本（美元/KW） 图2：全球新能源加权平均LCOE（美元/kWh） 国内风光新能源投资成本亦显著下降。IRENA数据显示，截至2021年，国内太阳能、海上风电、陆上风电的加权平均全投资成本分别为628、2857、1157美元/KW，较2010年全投资成本分别下降83.45%、38.40%、25.52%；从LCOE来看，截至2021年，全球太阳能、海上风电、陆上风电的加权平均LCOE分别为0.034、0.079、0.028美元/kWh，较2010年LCOE分别下降88.91%、55.62%、66.22%。 图3：中国新能源加权平均全投资成本变化（美元/KW） 图4：中国新能源加权平均LCOE变化（美元/kWh） 光伏产业链上游价格下降，推动光伏项目收益率回升和装机规模增长，长期光伏投资成本仍有下降空间。硅料新增产能逐步释放，硅料供需格局由紧转松，导致光伏产业链上游环节产品价格下降。InfoLink数据显示，截至2023年5月31日，多晶硅致密料价格为118元/kg，处于近3年来低位；由于硅料价格下跌，硅片、电池片、组件价格同步下行，尤其是组件价格呈逐步走低态势，目前多个项目组件招标价格在1.5元/W左右，预计后续随着硅料、硅片和电池片价格进一步下降，组件价格可能降至1.3-1.5元/W区间内。随着光伏产业链上游降价的推进，预计光伏项目收益率将实现回升，同时推动各家电力企业在手的光伏项目快速落地。 长期来看，随着光伏项目技术创新持续推进、光电转化率不断提升以及运维成本下降，光伏发电的投资成本有望持续下行。根据《中国“十四五”电力发展规划研究》，预计到2025、2035年光伏的度电成本分别为0.30、0.13元/kWh。 图5：多晶硅致密料价格走势（元/kg） 图6：单晶硅片价格走势（元/片） 图7：P型电池片价格走势（元/W） 图8：单面单玻组价价格走势（元/W） 对光伏组件降价对项目收益率和单瓦盈利水平进行敏感性分析，主要假设条件如下：1、光伏项目装机规模为100MW；2、利用小时数1200小时；3、资本金比例为30%；4、组件等按20年折旧，逆变器按10年折旧；5、年运维费用为600万； 6、除组件外，其他设备及部件及建筑工程的建设成本为2元/W。测算结果显示，当上网电价为0.37元/kWh、组件价格低于1.8元/W时，光伏项目资本金IRR为6.7%以上，单瓦盈利在0.10元及以上；当组件价格为1.5元/W、上网电价在0.37元/kWh以上时，光伏项目资本金IRR为8.3%以上，单瓦盈利在0.11元以上，项目收益率水平较好。整体而言，光伏产业链上游降本推进，有利于保障光伏发电项目的收益率水平。 表1：组件价格及电价对光伏项目资本金IRR的敏感性分析 表2：组件价格及电价对光伏项目单瓦装机盈利的敏感性分析（元/W） 风机价格走低，未来或将进一步下行。受技术创新、风机大型化发展以及市场竞争等因素影响，风机价格不断走低，金风科技数据显示，2023年3月全国风机月度公开投标均价为1607元/KW，处于近年来较低水平；同时，从近期风电项目招标情况来看，部分项目风机招标价格接近1500元/KW。整体而言，当前风机价格较低，风电项目收益率维持在合理水平。未来随着技术创新和大型化发展趋势推进，预计风电投资成本将进一步下行，根据《中国“十四五”电力发展规划研究》，预计到2025、2035年风电的度电成本分别为0.30、0.23元/kWh。 图9：全国风机月度公开投标均价（元/KW） 碳酸锂价格下行致储能成本下降，新能源项目配储增量成本有限 多地出台政策要求新能源项目配套建设储能系统。新能源发电装机规模快速增长，兼以新能源发电随机性、波动性的特点，使得新能源可能会存有消纳问题，对电网稳定性带来冲击。为提升新能源消纳水平和降低新能源大规模并网对电网系统稳定性的影响，多地政府部门出台相关政策要求新建风光新能源项目配套建设储能系统。从各地出台的新能源配储政策来看，多数地区要求新能源配储比例在10%以上，配储时长在2h以上。整体而言，各地政策要求新能源配套建设储能系统，将在一定程度上增加风光新能源项目投资成本，影响新能源项目收益率水平。 表3：全国各地新能源配储政策梳理 碳酸锂价格走低，储能系统成本下降。由于供需格局变化，国内电池级碳酸锂价格走低，2023年以来最低跌至20万元/吨以下，尽管近期电池级碳酸锂价格有反弹至30万元/吨水平，但整体仍处于较为合理范围内。碳酸锂作为储能电池的主要成本项之一，其价格下跌将会导致储能系统投资成本下降。 图10：储能系统成本构成 图11：储能电池成本构成 图12：电池级碳酸锂价格走势（万元/吨） 储能电芯报价走低，国内储能系统及EPC中标均价下降，降低配储对新能源项目收益率的扰动。鑫椤锂电数据显示，截至2023年6月5日，国内电力储能电芯报价为0.695元/Wh，较年初的0.935元/Wh下降25.7%。随着储能电芯价格走低，国内储能系统、EPC价格亦有下降，CNESA数据显示，2023年4月国内储能项目系统、EPC中标均价分别为1.25、1.76元/Wh，分别较2022年12月的1.59、1.94元/Wh下降21.6%、9.2%。整体而言，随着储能系统价格下行，配储对新能源项目成本的影响扰动减弱，保障新能源项目收益率维持在合理水平。 储能投资成本对新能源项目新增成本分析：假设100MW的新能源项目，在配储时长为2小时、配储比例为10%的情形下，当储能系统的投资成本在1.5-2.2元/Wh范围内时，新能源项目的新增成本为0.30-0.44元/W；当配储时长在1-4h、配储比例在5%-20%范围时，新能源项目的新增成本为0.15-0.88元/W。 图13：国内电力储能电芯报价（元/Wh） 图14：国内储能系统及EPC中标均价情况（元/Wh） 表4：储能投资成本对新能源项目新增成本的敏感性分析（元/W） 新能源成本优势突出，保障项目收益率 火电成本测算：假设煤价（5500大卡）为700元/吨，加上海运及储存成本约70元/吨，换算为7000大卡标准煤后，沿海电厂用煤成本价约为961元/吨（不含税），发电煤耗取300g/kWh，则度电燃料成本约为0.288元/kWh；在火电建造成本为5.5元/W、利用小时数为4700小时的边界情形下，度电折旧费用、维护费用、员工薪酬分别为0.05、0.025、0.025元/kWh。综合考虑燃料成本、折旧、维护费用以及员工薪酬等成本因素，测算得出火电的度电成本为0.388元/kWh。 新能源成本测算：对新能源成本测算的主要假设条件如下：1、光伏项目装机规模为100MW；2、利用小时数1200小时；3、组件等按20年折旧；4、年运维费用为600万；5、组件成本为1.8元/W，其他设备及部件及建筑工程的建设成本为2元/W；6、储能系统投资成本为1.5元/Wh，配储时长为2小时，储能系统按照10期进行折旧。综合考虑以上假设条件，测算得出光伏发电的度电成本为0.208元/kWh，而当配储比例分别为10%、20%、30%、40%时，光伏发电成本分别为0.240、0.271、0.302、0.333元/kWh。 整体而言，即使在考虑新能源项目配储后，新能源发电成本仍显著低于火电。未来技术进步将驱动新能源发电成本持续下降，新能源项目持续具备成本优势。尽管电力市场交易、电价机制调整等可能会对新能源项目收益率带来一定影响，但新能源发电所具有的低成本优势，将有望保障新能源项目收益率保持在合理水平。 图15：火电和光伏不同配储比例下度电成本比较（元/kWh） 负电价现象或将长期存在，对新能源冲击有限 山东省电力现货市场实时交易出现长时段负电价现象。山东电力交易中心数据显示，2023年五一期间，山东电力现货市场实时交易电价波动剧烈，波动区间约为1.05元/度至-0.085元/度。其中，自5月1日20时至5月2日17时，连续实时现货交易负电价长达21个小时，刷新了长周期现货试运行负电价时长纪录，这并非山东电力现货市场第一次出现负电价情况，2019年12月11日13时，山东电力现货交易市场曾出现-40元/兆瓦时的出清价格，也是国内首次出现负电价。在随后几年内，山东电力现货交易负电价情况频现。 图16：2023年5月1日-5月2日山东电力现货市场用电侧电价（元/MWh） 电力现货市场供大于求，是负电价产生的直接原因。从供给侧看，山东省风、光电装机存量规模较大，电力系统调峰能力不足。2022年，山东全省水电装机容量227.9万千瓦，占比1.2%；风电2302.2万千瓦，占比12.1%；光伏发电4269.9万千瓦，占比22.5%；储能155.0万千瓦，占比