1 煤电“重启”，意味着绿电“将死”吗？

2021、2022 年连续两年夏季的端高温少雨气候，暴露了国内电力供给偏紧 的现状；而以煤电为主的火电，在保供过程中起到了关键性作用。两次全国性大范 围的“有序用电”之后，政策对于煤电的态度也发生了较大的转变，呼吁“重启” 之声不绝于耳。与此同时，以风电、光伏为代表的绿电，在保供期间的缺位，导致 对其发展前景的预期由乐观转向悲观。但煤电“重启”，是否意味着绿电“将死”？ 两者在未来新型电力系统、乃至中国能源供给结构中的角色定位到底如何？

1.1 煤电：先“立”后“破”，加速转型

1.1.1 “立”足基本国情：煤炭是中国一次能源的核心，火电是电力

生产的主力 根据XXX统计局的数据，截至 2021 年底，全国煤炭资源基础储量 2078.9 亿 吨、石油基础储量 36.9 亿吨、天然气基础储量 6.34 万亿立方米。在不考虑进口部 分以及生产、消费两方面增长的情况下，按照 2021 年的能源消费量以及基础储量 计算，煤炭每年约 42.3 亿吨的消耗可用时间约 49 年，石油每年约 7.2 亿吨的消 耗可用时间约 5 年，天然气每年约 0.37 万亿立方米可用时间约 17 年。“富煤、贫 油、少气”的资源禀赋一方面决定了中国在能源革命到来前，煤炭在国内一次能源 使用中的占比居高不下的状态；另一方面也凸显了煤炭对于中国能源自给和能源 安全的战略重要性。

2020 年“双碳”目标提出伊始，在 2030 碳排放达峰、2060 碳中和的中远期 目标下，以煤电为主的火电在国内电源装机结构中的角色定位颇为尴尬，“消灭煤 电”甚至“火电已死”的讨论不绝于耳，大有 2011 年福岛核事故后社会舆论对于 核电的态度。但电源结构的改变远不像想象中的那么简单。当前，火电仍是我国电 力生产的“压舱石”，截至 2021 年底，我国火电装机 12.97 亿千瓦，占全国装机 容量的 54.6%，占全社会发电量的 67.4%。

1.1.2 打“破”传统定位：加速由基荷主力向调峰辅助转型

从建设周期来看，火电约 2-3 年、核电约 5-7 年、大型水电约 7-10 年，这还 不包括耗时更久的前期规划、建设筹备等环节；风电、光伏的建设周期较短，仅需 1-2 年，但受限于自身的特性，对于电量结构的改变远远小于对于装机结构的改变。 火电作为占据六成装机容量、七成发电量的主力电源，风电、光伏对其在电量结构 中的替代作用在短、中期内均难有显现。尤其是占据五成以上装机容量、六成以上 发电量的煤电，在气电、抽水蓄能增量有限的情况下，对于依赖其提供辅助调节的 风电和光伏而言，其存在的必要性比消减其份额以提供市场空间更为重要。风电、 光伏新增装机大规模并网将带来调峰等电力市场辅助服务需求的快速提升，结合 部分地区火电容量电价的试点探索，火电的角色定位将由基核电源加速向调峰电 源转变。

1.2 绿电：满足增量，规模优先

1.2.1 “十四五”用能增量主要由绿电承担

从用电侧来看，我国二产用电需求仍占据较大比重，2010-2021 年二产用电 占全社会用电量的比重虽由 74.9%降至 67.5%，但电力消费结构仍然是“生产型” 而非“消费型”，电力需求增速与 GDP 增速的具有高相关性。我国经济仍处于较 高速发展时期，此外，我国人均电力消费量尚处于碳达峰前的上升阶段，与发达国 家相比还存在较大差距。随着居民收入水平的提高和终端用能电气化的推动，国内 产业结构转型升，三产以及居民生活用电提升，我国的电力需求将持续增长。据 《“双碳”目标下我国能源电力系统发展前景和关键技术》预计，到 2030 年，我 国电力需求将达到约 11.1 万亿千瓦时，2020-2030 年年均复合增长率约 4.0%， 电力需求的刚性特征更为突出，需要持续不断扩大的电力生产能力才能满足需求； 而在碳达峰要求之下，用电负荷的增长需要可再生能源以更快、更大规模的开发来 满足。根据XXX发改委等 9 部委联合印发的《“十四五”可再生能源发展规划》（发 改能源〔2021〕1445 号），“十四五”期间我国可再生能源将进入高质量跃升发展 新阶段，将由能源电力消费增量补充转为增量主体，《规划》提出可再生能源在一 次能源消费增量中占比超过 50%、可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中 的占比超过 50%。

1.2.2 12 亿千瓦底线目标，适度超前发展

2011-2021 年，我国风光发电量占全社会用电量的比重持续提升，由 2010 年的 1.2%提升至 2021 年的 11.7%，多年复合增长率达 31.2%；同期风光装机由 0.30 亿千瓦增长至 6.35 亿千瓦，占比由 3.1%提升至 26.7%。若以实现 2030 年风光装机 12 亿千瓦的底线目标，2021-2030 年风光装机复合增长率约 7.3%。 截至 2020 年底，国内风电、光伏装机容量分别为 2.82、2.53 亿千瓦，两者 合计约 5.35 亿千瓦，根据《十四五”可再生能源发展规划》提出的 2030 年风电、 光伏总装机 12 亿千瓦以上的目标，未来十年我国风电、光伏年均新增装机将超过 6650 万千瓦。而根据全球能源互联网发展合作组织（GEIDCO）的预测，到 2030 年风、光装机将分别达到 8、10 亿千瓦，年均复合增速分别达到 11.0%、14.7%； 两者合计 18 亿千瓦，比 12 亿千瓦的底线目标高出 50%，对应的年均新增装机将 达到 1.27 亿千瓦。GEIDCO 预测到 2060 年，风、光装机将分别达到 25.0、35.5 亿千瓦，对应 2030-2060 年的 30 年 CAGR 分别为 3.9%、4.3%，2020-2060 年 的 40 年 CAGR 分别为 5.6%、6.8%。

2 装机与消纳、电量与电价的矛盾是否无解？

2.1 遍地开花，风光建设如火如荼

2.1.1 大基地首批全面开工、二批前期筹备、三批组织申报

2021 年底，XXX能源局与XXX发改委联合印发《关于印发第 一批以沙漠、戈 壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》，提出合计规模 97.05GW 的第 一批风光大基地项目，并要求在 2022、23 年两年内陆续建成并网， 其中 2022 年底投产 45.71GW，2023 年底之前投产剩余 51.34GW。 当前第二批风光大基地清单已经下发，仍以三北地区沙漠、戈壁、荒漠地带为 重点，且项目单体规模较第 一批大基地项目显著提升。近日，青海省第二批大型风 电光伏基地项目（预备清单）下发，共计将建设 540 万千瓦光伏、120 万千瓦风 电、40 万千瓦光热以及 100 万千瓦/360 万千瓦时储能，建设工期均为 2 年，预 计在 2024 年集中投产。 各省针对第三批风光大基地项目的申报已经陆续启动，多个省份已下发项目 申报文件。根据某省份申报文件，第三批风光基地同样以沙漠、戈壁、荒漠地区为 重点，延伸至适油气田、采煤沉陷区、石漠化、盐碱地等，要求坚持集约整装开发， 避免碎片化；优先申报 100%离网制氢项目，鼓励开发企业与XXX管网集团、中国 石油达成氢能运输、消纳合作，利用天然气管道推进掺氢天然气等方式，实现氢能 高消纳、利用；优先申报 100%以上自主调峰、自我消纳项目，不增加系统调峰压 力，根据消纳能力统筹设计电源、电网、储能。

2.1.2 地方性“十四五”新能源发展规划如雨后春笋

截至 2022 年 9 月底，国内共计约 26 个省市已经发布该省的“十四五”新能 源装机发展规划，经不完全统计合计风光装机约 587.56GW，考虑到 2021 年风 光新增装机约为 102.50GW，其中风电 47.57GW、光伏 54.93GW，则 2022-2025 年合计新增装机量约为 485.06GW，2021-2025 年年均装机复合增速将达到 15.2%。

2.1.3 平价时代，海风热度有增无减

经历“抢装潮”后，2021年我国海上风电新增装机容量达1690万千瓦，同 比增长170.8%，截至2021年底全国累计海上风电装机容量达2679.71万千瓦。 《“十四五”可再生能源发展规划》提出，推动山东半岛、长三角、闽南、粤 东、北部湾等千万千瓦海上风电基地开发建设，发展海上风电集群。在顶层设 计下，沿海多省市陆续出台“十四五”海上风电规划及支持政策。不完全统计， “十四五”期间，全国沿海省份海上风电规划总装机容量接近100GW（不含潮 州、唐山、舟山等地市规划），海上风电发展前景广阔。

2022 年海风全面进入平价时代，但是相较于陆风，海风安装难度更大，当前 整体的造价仍相对较高，为鼓励海风发展，目前广东、山东、浙江三省均明确了海 上风电“省补”政策，提高运营商的投资积性。

2.2 供需错配，特高压助力消纳

随着新能源装机快速发展，新能源消纳问题成为新能源发电量提升的重要制 约因素。我国的风光优质资源主要分布在三北地区（西北、华北、东北），但是我 国主要电力消费负荷中心在东部沿海，新能源出力提升使得电力供需错配矛盾放 大。

“十三五”期间受限于外送通道的建设，以及风光电源由于自身出力对电网的 冲击性较大，国内弃风、弃光率较高，消纳问题始终是悬在风光发展之路上的“达 摩利克斯之剑”。“十四五”期间通过大规模的电网投资以及特高压建设，三北地区 弃风、弃光率逐渐下行，但是随着第 一批、第二批风光大基地项目开工建设，西部 新能源基地弃风弃光率问题仍值得关注。

2.3 电力供需由松转紧，绿电需求持续增长

2.3.1 平价提升市场接受度

风电上网电价的标杆化始于 2009 年，当年 7 月 20 日，XXX发改委发布《关 于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906 号），按风能资源状 况和工程建设条件，将全国分为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/千瓦时。2014 年 6 月 5 日，发改委发布了《关于海 上风电上网电价政策的通知》（发改价格[2014]1216 号），对当时尚未开始大规模 发展的海上风电，制定了标杆上网电价。通知规定，2017 年以前投运的近海风电 项目上网电价为 0.85 元/千瓦时，潮间带风电项目上网电价为 0.75 元/千瓦时。 在执行了 5 年后，风电标杆电价迎来首次下调，2014 年底公布的《关于适当 调整陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2014]3008 号）将第 I 类、II 类和 III 类资源区风电标杆上网电价降低 2 分/千瓦时。一年后，《关于完善陆上风电光 伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044 号）公布，再次将 I、II、 III 类资源区风电标杆上网电价降低 2 分/千瓦时，Ⅳ类资源区降低 1 分/千瓦时。 通知同时提前设定了 2018 年起的风电标杆电价，但又是在一年后，2016 年 12 月 26 日发布的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格 [2016]2729 号），大幅下调 2018 年起的风电标杆上网电价，Ⅰ-Ⅳ四类资源区的 电价相比 2016-2017 年分别降低了 7、5、5、3 分/千瓦时。

2018 年 5 月 18 日，XXX能源局发布《关于 2018 年度风电建设管理有关要 求的通知》（国能发新能[2018]47 号），通知提出，从当日起，尚未印发 2018 年 风电度建设方案的省(区、市)新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风 电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价；从 2019 年起，各省(区、市)新 增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上 网电价；申报电价为合理收益条件下测算出的 20 年固定上网电价。2019 年 5 月 XXX发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882 号）， 2019 年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每 千瓦时 0.8 元，2020 年调整为每千瓦时 0.75 元；对 2018 年底前已核准的海上风 电项目，如在 2021 年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022 年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。

2018 年 9 月 13 日，XXX能源局发布《关于加快推进风电、光伏发电平价上 网有关工作的通知（征求意见稿）》；2019 年 1 月 7 日，XXX发改委、XXX能源局 正式联合发布《关于积推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发 改能源[2019]19 号），要求开展平价上网项目和低价上网试点项目建设，推进建设 不需要XXX补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目（平价 上网项目）；在资源条件优良和市场消纳条件保障度高的地区，引导建设一批上网 电价低于燃煤标杆上网电价的低价上网试点项目（低价上网项目）。2019 年 4 月 8 日，XXX能源局发布《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作 方案（征求意见稿）》，接着在 5 月 28 日发布了《关于 2019 年风电、光伏发电建 设管理有关要求的通知》（国能发新能[2019]49 号），向着平价上网的目标加速推 进。

2021 年 6 月 7 日，XXX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》（发改价格[2021]833 号），规定： 2021 年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准 陆上风电项目，XXX财政不再补贴，实行平价上网。 2021 年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自 愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。 与 4 月份的征求意见稿相比，风、光上网电价不再基本要求低于当地煤电基 准价，且去除了竞争性配置和市场化交易的要求。

2.3.2 市场化交易政策频出

面对急速扩容的绿电供给，对绿电市场化交易的支持政策也相继出台。2021 年XXX发改委、能源局连续下发三项政策支持开展绿电市场化交易。 2021 年 5 月，两部委印发《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作 的通知》（发改体改〔2021〕339 号），《通知》提出，要引导新能源项目 10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计 入全生命周期保障收购小时数。 2021 年 6 月，XXX发改委印发《关于 2021 年新能源上网电价政策有关 事项的通知》（发改价格〔2021〕833 号），《通知》提出，2021 年新建 项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市 场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。 2021 年 9 月，两部委批复国网、南网公司提交的《绿色电力交易试点工 作方案》，《方案》明确，绿色电力产品初期为风电和光伏发电企业上网电 量，条件成熟时扩大至符合条件的水电；绿色电力交易的优先原则；绿电 交易分为直接交易购买和向电网企业购买两种方式；厘清了绿色电力产 品的市场化定价机制。

2021 年 9 月 7 日，我国正式启动绿色电力交易试点，来自全国 17 个省份的 259 家市场主体，以线上线下方式完成了 79.35 亿千瓦时绿色电力交易，其中，国网经营区域成交 68.98 亿度，南网经营区域成交 10.37 亿度，这次试点交易中， 成交均价较正常中长期协议增加 3-5 分/度，较火电基准价大约上涨 2 分钱。此次 试点交易开启我国绿电消费新模式，可再生能源电力消纳机制逐步从保障性消纳 向市场化消纳加速转型。 但从广东、江苏两省的电力市场化交易情况来看，当前绿电交易规模仍较小、 绿电溢价空间有限，江苏绿电成交均价甚至低于年度及月度成交均价。但持续增长 的用电需求与偏紧的发电供给之间的矛盾，利好绿电的电量消纳；而煤价居高不下 带来的煤电交易电价维持高位，也有助于提升绿电的交易价格水平。

2022 年推动绿电交易的相关政策持续加码，有望进一步扩大绿电交易需求。 2022 年 1 月，XXX发改委、XXX能源局联合发布《关于加快建设全国统 一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118 号），《意见》将“探 索开展绿色电力交易”单列于“构建适应新型电力系统的市场机制”项下， 指出应引导有需求的用户直接购买绿色电力，做好绿色电力交易与绿证 交易、碳排放权交易的有效衔接。 2022 年 1 月，XXX发改委等 7 部委联合发布《促进绿色消费实施方案》 （发改就业〔2022〕107 号），《方案》指出，要引导用户签订绿色电力 交易合同，并在中长期交易合同中单列，加强高耗能企业使用绿色电力的 刚性约束，且明确提出了建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重 挂钩机制。 2022 年 1 月、5 月，广州电力交易中心、北京电力交易中心相继印发《南 方区域绿色电力交易规则（试行）》（广州交易〔2022〕15 号）、《北京电 力交易中心绿色电力交易实施细则》（京电交市〔2022〕24 号）。《规则》 强调，绿色电力交易主要包括省内绿色电力交易和省间绿色电力交易；价 格方面，绿色电力交易价格由市场主体通过双边协商、挂牌交易等方式形 成；绿色电力交易价格应充分体现绿色电力的电能价值和环境价值，原则 上市场主体应分别明确电能量价格与绿色环境权益价格。

各地地方XXX也相继出台地方性绿电交易支持政策，2022 年 6 月，江苏省发 改委等部门印发《江苏省促进绿色消费实施方案》（苏发改就业发〔2022〕535 号）， 《方案》指出，建立完善绿色电力市场化交易机制，全面提升绿色电力消纳能力； 研究制定高耗能企业使用绿色电力的刚性约束机制，逐年提高绿色电力消费x低 占比，到 2025 年，高耗能企业电力消费中绿色电力占比不低于 30%。

3 绿电运营商的“钱”景如何？

3.1 跑马圈地阶段，规模增长优先

面对“双碳”目标的紧迫压力和潜在的发展机遇，以电力行业为代表的各行各 业纷纷摩拳擦掌，尤其是央、国企中的各家发电企业。其中，新“五大”、“五小” 发电央企，有的早早布局并占得先机、有的从偏安一隅转向全面发展、有的面临较 大压力急求转型。“十四五”开局之年的 2021，虽然面临诸多困难，但各家企业的 新能源大发展势头并未受到影响。“五大”之中，国电投全年新增风电、光伏装机 容量 736、1151 万千瓦，风、光在运装机达到 3823、4112 万千瓦，分列全球第 二、第 一；国能投全年新增投产 1087 万千瓦，年度完成超千万千瓦装机；华能、 华电、大唐紧随其后，年度完成装机 654、578、274 万千瓦。“五小”之中，三 峡全年完成新增新能源装机 1127 万千瓦，一骑绝尘；中核、中广核、华润分别完 成新能源新增装机 493、448、435 万千瓦；国投全年仅完成 40 万千瓦装机，略 微掉队。 巨头发力迅猛，行业竞争格局变化迅速。截至 2021 年底，新“五大”及“五 小”十家发电央企的风、光装机容量合计达到 3.26 亿千瓦，全年新增 7022 万千 瓦，风、光占比提升 3.6 个百分点至 24.5%；十家发电央企在全国风、光总装机中 占比达到 60.9%，比上年同期提高 13.1 个百分点。其中，中广核（42.4%）、国电 投（40.6%）、中核（34.0%）、三峡（25.7%）与华润（25.6%）5 家企业的风、 光占比超过全国平均水平（24.5%）。（注：百分比为截至 2021 年末风光装机占比）

在国内“五大”、“五小”发电央企旗下新能源主力平台中，以 2021 年底风光 装机规模进行对比，华电整合集团内所有风光资产打造的全新华电新能，以 2737 万千瓦的装机一举超越龙源电力成为国内新能源第 一平台；龙源电力以 2482 万千 瓦装机屈居次席；2021 年三峡能源完成新增装机 728 万千瓦，同比增长 46.6%， 截至 2021 年末，以 2290 万千瓦的装机迅速拉近与前两名的差距。同为发电央企旗下核心新能源平台的中广核风电、华能新能源、大唐新能源，这 3 家企业均处 于 1300-1700 万千瓦的区间；从全年发电量来看，龙源电力的 525 亿千瓦时也大 幅领先于其他 5 家，5 位同业的年发电量仍处于 330-470 亿千瓦时的区间内。 从发展势头来看，6 家头部新能源运营商中，，除去通过资产整合成为行业龙 头的华电新能，余下 5 家中，三峡能源增速x快，2016-2021 年装机容量、发电 量的年均复合增速分别达到 28.5%、42.5%。同期装机 CAGR 超过 10%的还有中 广核风电。“十三五”期间，国内弃风、弃光情况逐渐改善，6 家新能源运营商 2016- 2021 年电量 CAGR 均超过 10%。此外，2021 年风光装机达到千万千瓦的还有 国电投旗下的黄河水电以及两家快速转型的传统火电运营商华润电力、华能国际， 且装机规模排名第 10 的中国电力距离 1000 万千瓦差距仅有 63 万千瓦的装机。 10 家头部运营公司的风、光装机合计达到 1.73 亿千瓦，占 10 家发电央企总规模 的 53.0%、占全国总规模的 32.3%。

从营收体量来看，龙源电力业务中仍保留火电及煤炭销售业务，2021 年实现 营收 372 亿元，同比 29.2%，2016-2021 年多年复合增速达 11.3%，大幅领先于 其余 5 家；华电新能突破 200 亿元大关，实现营收 216 亿元；其余四家营收介于 150-200 亿元之间，三峡能源、中广核风电、华能新能源、大唐新能源 4 家 2016- 2021 年营收的年均复合增速分别达到 24.5%、21.5%、11.3%、14.9%；整体来 看 2021 年各家运营商的营收增速与发电量增速基本一致，代表着电价水平相对稳 定。

3.2 成本仍具有下行空间

3.2.1 风电、光伏降本趋势不改

度电成本下行是提高新能源运营商投资收益的重要因素之一，度电成本的下 降主要由装机成本降低与利用小时数提高推动。根据国际可再生能源署的数据，风 电（含陆风与海风）与光伏在 2010-2021 年间平准化度电成本（简称“LCOE”） 均大幅降低，其中陆上风电 LCOE 由 2010 年的 0.089 美元/千瓦下降 0.056 美元 /千瓦至 2021 年的 0.033 美元/千瓦，多年降本 CAGR 达到-8.6%；海上风电 LCOE 由 2010 年的 0.162 美元/千瓦下降 0.087 美元/千瓦至 2021 年的 0.075 美元/千 瓦，多年降本 CAGR 达到-6.8%；光伏 LCOE 由 2010 年的 0.381 美元/千瓦下降 0.333 美元/千瓦至 2021 年的 0.048 美元/千瓦，多年降本 CAGR 达到-17.2%，2010-2021 年光伏 LOCE 下降幅度达到 87.4%，远高于陆风与海风。 从总装机成本来看，尽管组件价格自年初以来一路上行，光伏电站建设成本上 涨，但从长时间维度来看，光伏总安装成本表现出大幅的下降，总装机成本由 2010 年的 4731 美元/千瓦下降 3874 美元/千瓦至 2021 年的 857 美元/千瓦，多年降 本 CAGR 达到-14.4%，2010-2021 年光伏单位造价下降幅度达到 81.9%，远高 于陆风与海风。风机成本的快速下行推动风电总装机成本快速下行，陆风总装机成 本由 2010 年的 1971 美元/千瓦下降 646 美元/千瓦至 2021 年的 1325 美元/千 瓦，多年降本 CAGR 达到-3.5%；海上风电总装机成本由 2010 年的 4706 美元/ 千瓦下降 1848 美元/千瓦至 2021 年的 2858 美元/千瓦，多年降本 CAGR 达到4.4%。 随着风机大型化、光伏硅料产能逐步释放，风电、光伏的单位装机造价有望延 续此前的下行趋势。

3.2.2 利用小时具备提升潜力

通过《可再生能源法》等一系列相关政策条例的保驾护航，风电、光伏的弃电 率水平自 2016 年后持续下降。截至 2021 年，全年平均弃风率由 2019 年的 4%降至 3%、弃光率连续两年保持在 2%的水平，进一步下行的空间相对有限。通过 降低弃电率水平提高风电、光伏利用小时这条途径，未来继续挖掘潜力的意义较小。 但通过运维管理的优化、设备的升改造、甚至类似于火电“上大压小”替代 等途径，进一步提升风电、光伏的利用小时，仍有较大潜力。以华电在广西的马山 杨圩风电场为例，其可研设计利用小时为 2415 小时，2020 年一期项目年可利用 小时数达 3539 小时，超出可研近五成；较同期广西、全国风电平均利用小时分别 提高 31.0%、71.4%。另以华能河南安阳汤阴风电场为例，其 2018 年底建成并 网，使用远景能源第 一代 2.XMW 机组匹配 120 米塔筒和 121 米风轮，如果采用 第三代 3.XMW 机组匹配 150 米塔筒和 156 米风轮，则年利用小时可增加 800 小 时至 3000 小时以上。此外，随着风电开发由陆地走向大海、乃至未来走向远海区， 利用小时数有望达到 4000 小时及以上，与目前的水电、火电利用小时基本处于同 一水平。光伏虽然x大利用小时数的限值较低，但技术迭代更快，目前不到 1300 的平均利用小时数同样具有较大提升潜力。在运项目利用小时的提升，将进一步降 低度电成本，提高项目利润率。

3.3 从“吞金兽”变为“印钞机”

3.3.1 应收账款“堰塞湖”或将加速解决

2006 年 1 月 20 日印发的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》 （发改价格[2006]7 号）中规定：可再生能源发电价格实行XXX定价和XXX指导价 两种形式。XXX指导价即通过招标确定的中标价格；可再生能源发电项目上网电价 高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、XXX投资或补贴建设的公共可再生 能源独立电力系统运行维护费用高于当地省电网平均销售电价的部分，以及可 再生能源发电项目接网费用等，通过向电力用户征收电价附加的方式解决。即电网 和发电企业实时结算的电价部分为当地煤电标杆电价，其余部分需要等待可再生能源补贴到账后下发。因此在风电、光伏的上网电价结构中，煤电标杆电价占据着 重要地位，超出煤电标杆电价的部分因为可再生能源补贴发放的延迟问题，导致运 营企业产生了较大的应收账款“堰塞湖”。

对比各年度期末应收账款余额和全年净利润、营业收入、经营净现金流以及期 末净资产，可以发现应收账款对企业经营造成了影响。同样以这 6 家公司为例： 期末应收账款/当年净利润：6 家公司在 2021 年度的比值均在 300%以 上，x高的是大唐新能源，达到了 9 倍；2016-2021 年均值均超过 250%， 大唐新能源接近 9.5 倍。 期末应收账款/当年营业收入：除龙源电力外，其他 5 家公司在 2021 年 度的比值均在 100%以上，即期末应收账款大于全年营业收入；而 2016- 2021 年均值也都接近 100%上下。龙源电力的比值较低，主要是因为其 有一定体量的装机是火电，营收中没有补贴部分。 期末应收账款/当年经营净现金流：6 家公司在 2021 年度的比值在 150% 以上，除龙源电力外，其余 5 家甚至在 200%以上；2016-2021 年均值 基本在 1 倍以上，华电新能甚至超过 2 倍。 期末应收账款/期末净资产：6 家公司在 2021 年度的比值在 25%以上， 华能新能源、大唐新能源、华电新能超过 50%；2016-2020 年均值在 20% 以上。

2017 年 8 月 31 日，XXX能源局发布《关于公布风电平价上网示范项目的通 知》，位于河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆 5 省、总规模 70.7 万千瓦的 13 个项 目成为首批风电平价上网示范项目。2019 年 7 月 31 日，13 个项目中的中核汇能 甘肃玉门黒崖子 50MW 平价风电示范项目并网，成为全国首个并网发电的平价风 电示范项目。 随着上网电价下调带来的新增补贴金额增长趋缓、存量补贴金额的稳步提升、 平价项目的陆续投产，补贴造成的应收账款“堰塞湖”有望逐步回落。2021 年中 央XXX性基金的收、支预算中，可再生能源电价附加收入及支出安排金额均低于 2020 年的预算数和执行数。

2022 年 8 月，南方电网发布《关于成立广州可再生能源发展结算服务有限公 司的通知》《通知》指出：XXX发改委、财政部、国务院国资委授权设立北京、广 州可再生能源发展结算服务有限公司统筹解决可再生能源发电补贴问题。广州可 再生能源结算服务公司由南方电网牵头设立，承担南方电网负责区域可再生能源 补贴资金管理业务，解决可再生能源补贴问题。预计北京可再生能源结算服务公司 或由XXX电网牵头设立，承担国网负责区域可再生能源补贴资金管理业务。此次 《通知》明确可再生能源结算服务公司承担政策性任务，在财政拨款基础上，对于 补贴资金缺口按照市场化原则通过专项融资解决，目前x困扰绿电运营商的存量 补贴欠款有望加速下发。从《通知》来看，可再生能源补贴缺口专项融资解决方案 已明确，并已经在逐步落地，存量补贴欠款“堰塞湖”问题有望加速解决。

3.3.2 风、光商业模式近于水、核，具备成为“印钞机”的潜质

对比水、火、核、风、光五大电源类型的生产流程，火、核两种电源类型在生 产流程中需要消耗燃料（煤炭、天然气、核燃料等），而水、风、光是对水能、风 能、太阳能的直接利用，目前除部分地区的水电需要支付水资源费（2017 年 12 月 1 日起改为水资源税，计入税金及附加）外，并不需要对上游“原材料”进行 付费。因此，水、风、光三种电源类型的盈利模式较为相似，成本端主要是固定资 产折旧以及人员、运维等费用。

对比 6 家头部新能源运营商和 3 家头部水电运营商的关键财务指标： 毛利率：2021 年，6 家新能源运营商毛利率均值为 49.6%，3 家水电运 营商均值为 59.2%；2016-2021 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分 别为 48.4%、59.9%。剔除有一定规模火电资产的龙源电力后，5 家新能 源运营商 2021 年毛利率均值为 52.5%，2016-2021 年均值为 51.0%。 净利率：2021 年，6 家新能源运营商净利率均值为 28.8%，3 家水电运 营商均值为 37.7%；2016-2021 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分 别为 25.5%、36.3%。剔除有一定规模火电资产的龙源电力后，5 家新能 源运营商 2021 年净利率均值为 30.7%，2016-2021 年均值为 26.7%。 ROE：2021 年，6 家新能源运营商 ROE 均值为 10.1%，3 家水电运营 商均值为 11.5%；2016-2021 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分别 为 9.5%、12.4%。 ROA：2021 年，6 家新能源运营商 ROA 均值为 3.6%，3 家水电运营商 均值为 5.3%；2016-2021 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分别为 3.2%、5.1%。 由此可见，风电运营商的利润率水平接近于水电，大幅高于火电，甚至略高于 同样有“印钞机”美誉的核电。随着补贴问题的逐步消解，风电运营的丰厚利润将 成为和水、核一样实实在在的强劲现金流。

3.4 绿电核心竞争点

在对比运营商的营收、装机规模、盈利能力之后，当前时点绿电运营商的核心 价值在于“跑马圈地”下的装机增长，通过不断增长的装机在合理的项目收益率下 持续创造稳定的现金流，进一步支持运营商投资新的优质项目资产，同时获益于产 业链上游的成本下行与运营效率提升效率以及新能源补贴欠款的改善，运营商的 现金流情况进一步改善，良性的循环发展模式即运营商通过运营项目带来的现金 流快速回笼实现新的项目投资，完成自身的内生增长。 那么在分析绿电运营商时，核心的关注其高资本开支下的现金流情况与融资 成本情况，这两点关系到绿电运营商的内循环增长是否顺利的开展。

3.4.1 高资本开支与稳定现金流

在各家跑马圈地加速扩张规模时，年度的资本开支得到稳定的现金流支持。 以前述 6 家头部新能源运营商为例，2021 年： 华电新能资本开支为 283 亿元，经营性现金流为 99 亿元（2021 年 12 月完成增资引战 150 亿元）； 龙源电力资本开支为 177 亿元，经营性现金流为 168 亿元； 三峡能源资本开支为 299 亿元，经营性现金流为 88 亿元（2021 年 6 月 A 股 IPO 融资 227 亿元）； 中广核风电资本开支为 287 亿元，经营性现金流为 122 亿元（2021 年 11 月完成增资引战 305 亿元）； 华能新能源资本开支为 113 亿元，经营性现金流为 86 亿元； 大唐新能源资本开支为 82 亿元，经营性现金流为 60 亿元。

3.4.2 融资成本持续下行

受益于整体利率环境的宽松，作为央企集团重要的新能源运营平台，5 家新能 源运营商的整体发债融资利率不断下行。以龙源电力为例，其作为XXX能源集团旗 下重要新能源平台，信用状况良好，多年来维持 AAA 主体评。2010 年以来， 龙源电力已经累计发行债券融资 2914 亿元，其中，自 2015 年开始主要通过滚动 发行超短期融资券融资，整体发债融资成本已经降至 2%左右。