1 煤電“重啟”，意味著綠電“將死”嗎？

2021、2022年連續(xù)兩年夏季的極端高溫少雨氣候，暴露了國內(nèi)電力供給偏緊 的現(xiàn)狀；而以煤電為主的火電，在保供過程中起到了關(guān)鍵性作用。兩次全國性大范 圍的“有序用電”之后，政策對(duì)于煤電的態(tài)度也發(fā)生了較大的轉(zhuǎn)變，呼吁“重啟” 之聲不絕于耳。與此同時(shí)，以風(fēng)電、光伏為代表的綠電，在保供期間的缺位，導(dǎo)致 對(duì)其發(fā)展前景的預(yù)期由樂觀轉(zhuǎn)向悲觀。但煤電“重啟”，是否意味著綠電“將死”？ 兩者在未來新型電力系統(tǒng)、乃至中國能源供給結(jié)構(gòu)中的角色定位到底如何？

1.1 煤電：先“立”后“破”，加速轉(zhuǎn)型

1.1.1 “立”足基本國情：煤炭是中國一次能源的核心，火電是電力

生產(chǎn)的主力 根據(jù)國家統(tǒng)計(jì)局的數(shù)據(jù)，截至 2021 年底，全國煤炭資源基礎(chǔ)儲(chǔ)量 2078.9 億 噸、石油基礎(chǔ)儲(chǔ)量 36.9 億噸、天然氣基礎(chǔ)儲(chǔ)量 6.34 萬億立方米。在不考慮進(jìn)口部 分以及生產(chǎn)、消費(fèi)兩方面增長的情況下，按照 2021 年的能源消費(fèi)量以及基礎(chǔ)儲(chǔ)量 計(jì)算，煤炭每年約 42.3 億噸的消耗可用時(shí)間約 49 年，石油每年約 7.2 億噸的消 耗可用時(shí)間約 5 年，天然氣每年約 0.37 萬億立方米可用時(shí)間約 17 年。“富煤、貧 油、少氣”的資源稟賦一方面決定了中國在能源革命到來前，煤炭在國內(nèi)一次能源 使用中的占比居高不下的狀態(tài)；另一方面也凸顯了煤炭對(duì)于中國能源自給和能源 安全的戰(zhàn)略重要性。

2020 年“雙碳”目標(biāo)提出伊始，在 2030 碳排放達(dá)峰、2060 碳中和的中遠(yuǎn)期 目標(biāo)下，以煤電為主的火電在國內(nèi)電源裝機(jī)結(jié)構(gòu)中的角色定位頗為尷尬，“消滅煤 電”甚至“火電已死”的討論不絕于耳，大有 2011 年福島核事故后社會(huì)輿論對(duì)于 核電的態(tài)度。但電源結(jié)構(gòu)的改變遠(yuǎn)不像想象中的那么簡單。當(dāng)前，火電仍是我國電 力生產(chǎn)的“壓艙石”，截至 2021 年底，我國火電裝機(jī) 12.97 億千瓦，占全國裝機(jī) 容量的 54.6%，占全社會(huì)發(fā)電量的 67.4%。

1.1.2 打“破”傳統(tǒng)定位：加速由基荷主力向調(diào)峰輔助轉(zhuǎn)型

從建設(shè)周期來看，火電約 2-3 年、核電約 5-7 年、大型水電約 7-10 年，這還 不包括耗時(shí)更久的前期規(guī)劃、建設(shè)籌備等環(huán)節(jié)；風(fēng)電、光伏的建設(shè)周期較短，僅需 1-2年，但受限于自身的特性，對(duì)于電量結(jié)構(gòu)的改變遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于對(duì)于裝機(jī)結(jié)構(gòu)的改變。 火電作為占據(jù)六成裝機(jī)容量、七成發(fā)電量的主力電源，風(fēng)電、光伏對(duì)其在電量結(jié)構(gòu) 中的替代作用在短、中期內(nèi)均難有顯現(xiàn)。尤其是占據(jù)五成以上裝機(jī)容量、六成以上 發(fā)電量的煤電，在氣電、抽水蓄能增量有限的情況下，對(duì)于依賴其提供輔助調(diào)節(jié)的 風(fēng)電和光伏而言，其存在的必要性比消減其份額以提供市場(chǎng)空間更為重要。風(fēng)電、 光伏新增裝機(jī)大規(guī)模并網(wǎng)將帶來調(diào)峰等電力市場(chǎng)輔助服務(wù)需求的快速提升，結(jié)合 部分地區(qū)火電容量電價(jià)的試點(diǎn)探索，火電的角色定位將由基核電源加速向調(diào)峰電 源轉(zhuǎn)變。

1.2 綠電：滿足增量，規(guī)模優(yōu)先

1.2.1 “十四五”用能增量主要由綠電承擔(dān)

從用電側(cè)來看，我國二產(chǎn)用電需求仍占據(jù)較大比重，2010-2021 年二產(chǎn)用電 占全社會(huì)用電量的比重雖由 74.9%降至 67.5%，但電力消費(fèi)結(jié)構(gòu)仍然是“生產(chǎn)型” 而非“消費(fèi)型”，電力需求增速與GDP 增速的具有高相關(guān)性。我國經(jīng)濟(jì)仍處于較 高速發(fā)展時(shí)期，此外，我國人均電力消費(fèi)量尚處于碳達(dá)峰前的上升階段，與發(fā)達(dá)國家相比還存在較大差距。隨著居民收入水平的提高和終端用能電氣化的推動(dòng)，國內(nèi) 產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型升級(jí)，三產(chǎn)以及居民生活用電提升，我國的電力需求將持續(xù)增長。據(jù) 《“雙碳”目標(biāo)下我國能源電力系統(tǒng)發(fā)展前景和關(guān)鍵技術(shù)》預(yù)計(jì)，到 2030 年，我 國電力需求將達(dá)到約 11.1 萬億千瓦時(shí)，2020-2030年年均復(fù)合增長率約 4.0%， 電力需求的剛性特征更為突出，需要持續(xù)不斷擴(kuò)大的電力生產(chǎn)能力才能滿足需求； 而在碳達(dá)峰要求之下，用電負(fù)荷的增長需要可再生能源以更快、更大規(guī)模的開發(fā)來 滿足。根據(jù)國家發(fā)改委等 9 部委聯(lián)合印發(fā)的《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》（發(fā) 改能源〔2021〕1445 號(hào)），“十四五”期間我國可再生能源將進(jìn)入高質(zhì)量躍升發(fā)展 新階段，將由能源電力消費(fèi)增量補(bǔ)充轉(zhuǎn)為增量主體，《規(guī)劃》提出可再生能源在一 次能源消費(fèi)增量中占比超過 50%、可再生能源發(fā)電量增量在全社會(huì)用電量增量中 的占比超過 50%。

1.2.2 12 億千瓦底線目標(biāo)，適度超前發(fā)展

2011-2021 年，我國風(fēng)光發(fā)電量占全社會(huì)用電量的比重持續(xù)提升，由 2010 年的 1.2%提升至 2021 年的 11.7%，多年復(fù)合增長率達(dá) 31.2%；同期風(fēng)光裝機(jī)由 0.30 億千瓦增長至 6.35 億千瓦，占比由 3.1%提升至 26.7%。若以實(shí)現(xiàn) 2030 年風(fēng)光裝機(jī) 12 億千瓦的底線目標(biāo)，2021-2030 年風(fēng)光裝機(jī)復(fù)合增長率約 7.3%。 截至 2020 年底，國內(nèi)風(fēng)電、光伏裝機(jī)容量分別為 2.82、2.53 億千瓦，兩者 合計(jì)約 5.35 億千瓦，根據(jù)《十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》提出的 2030 年風(fēng)電、 光伏總裝機(jī) 12 億千瓦以上的目標(biāo)，未來十年我國風(fēng)電、光伏年均新增裝機(jī)將超過 6650 萬千瓦。而根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織（GEIDCO）的預(yù)測(cè)，到 2030 年風(fēng)、光裝機(jī)將分別達(dá)到 8、10 億千瓦，年均復(fù)合增速分別達(dá)到 11.0%、14.7%； 兩者合計(jì) 18 億千瓦，比 12 億千瓦的底線目標(biāo)高出 50%，對(duì)應(yīng)的年均新增裝機(jī)將 達(dá)到 1.27 億千瓦。GEIDCO 預(yù)測(cè)到 2060 年，風(fēng)、光裝機(jī)將分別達(dá)到 25.0、35.5 億千瓦，對(duì)應(yīng) 2030-2060 年的 30 年 CAGR 分別為 3.9%、4.3%，2020-2060 年 的 40 年 CAGR 分別為 5.6%、6.8%。

2 裝機(jī)與消納、電量與電價(jià)的矛盾是否無解？

2.1 遍地開花，風(fēng)光建設(shè)如火如荼

2.1.1 大基地首批全面開工、二批前期籌備、三批組織申報(bào)

2021 年底，國家能源局與國家發(fā)改委聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于印發(fā)第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點(diǎn)的大型風(fēng)電光伏基地建設(shè)項(xiàng)目清單的通知》，提出合計(jì)規(guī)模 97.05GW 的第一批風(fēng)光大基地項(xiàng)目，并要求在 2022、23年兩年內(nèi)陸續(xù)建成并網(wǎng)， 其中 2022 年底投產(chǎn) 45.71GW，2023 年底之前投產(chǎn)剩余 51.34GW。 當(dāng)前第二批風(fēng)光大基地清單已經(jīng)下發(fā)，仍以三北地區(qū)沙漠、戈壁、荒漠地帶為重點(diǎn)，且項(xiàng)目單體規(guī)模較第一批大基地項(xiàng)目顯著提升。近日，青海省第二批大型風(fēng) 電光伏基地項(xiàng)目（預(yù)備清單）下發(fā)，共計(jì)將建設(shè) 540 萬千瓦光伏、120 萬千瓦風(fēng) 電、40 萬千瓦光熱以及 100 萬千瓦/360 萬千瓦時(shí)儲(chǔ)能，建設(shè)工期均為 2 年，預(yù) 計(jì)在 2024 年集中投產(chǎn)。 各省針對(duì)第三批風(fēng)光大基地項(xiàng)目的申報(bào)已經(jīng)陸續(xù)啟動(dòng)，多個(gè)省份已下發(fā)項(xiàng)目 申報(bào)文件。根據(jù)某省份申報(bào)文件，第三批風(fēng)光基地同樣以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點(diǎn)，延伸至適油氣田、采煤沉陷區(qū)、石漠化、鹽堿地等，要求堅(jiān)持集約整裝開發(fā)， 避免碎片化；優(yōu)先申報(bào) 100%離網(wǎng)制氫項(xiàng)目，鼓勵(lì)開發(fā)企業(yè)與國家管網(wǎng)集團(tuán)、中國 石油達(dá)成氫能運(yùn)輸、消納合作，利用天然氣管道推進(jìn)摻氫天然氣等方式，實(shí)現(xiàn)氫能 高消納、利用；優(yōu)先申報(bào) 100%以上自主調(diào)峰、自我消納項(xiàng)目，不增加系統(tǒng)調(diào)峰壓力，根據(jù)消納能力統(tǒng)籌設(shè)計(jì)電源、電網(wǎng)、儲(chǔ)能。

2.1.2 地方性“十四五”新能源發(fā)展規(guī)劃如雨后春筍

截至 2022 年 9 月底，國內(nèi)共計(jì)約 26個(gè)省市已經(jīng)發(fā)布該省的“十四五”新能源裝機(jī)發(fā)展規(guī)劃，經(jīng)不完全統(tǒng)計(jì)合計(jì)風(fēng)光裝機(jī)約 587.56GW，考慮到 2021 年風(fēng) 光新增裝機(jī)約為 102.50GW，其中風(fēng)電 47.57GW、光伏 54.93GW，則 2022-2025年合計(jì)新增裝機(jī)量約為 485.06GW，2021-2025年年均裝機(jī)復(fù)合增速將達(dá)到 15.2%。

2.1.3 平價(jià)時(shí)代，海風(fēng)熱度有增無減

經(jīng)歷“搶裝潮”后，2021年我國海上風(fēng)電新增裝機(jī)容量達(dá)1690萬千瓦，同比增長170.8%，截至2021年底全國累計(jì)海上風(fēng)電裝機(jī)容量達(dá)2679.71萬千瓦。 《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》提出，推動(dòng)山東半島、長三角、閩南、粵 東、北部灣等千萬千瓦級(jí)海上風(fēng)電基地開發(fā)建設(shè)，發(fā)展海上風(fēng)電集群。在頂層設(shè) 計(jì)下，沿海多省市陸續(xù)出臺(tái)“十四五”海上風(fēng)電規(guī)劃及支持政策。不完全統(tǒng)計(jì)， “十四五”期間，全國沿海省份海上風(fēng)電規(guī)劃總裝機(jī)容量接近100GW（不含潮 州、唐山、舟山等地級(jí)市規(guī)劃），海上風(fēng)電發(fā)展前景廣闊。

2022 年海風(fēng)全面進(jìn)入平價(jià)時(shí)代，但是相較于陸風(fēng)，海風(fēng)安裝難度更大，當(dāng)前 整體的造價(jià)仍相對(duì)較高，為鼓勵(lì)海風(fēng)發(fā)展，目前廣東、山東、浙江三省均明確了海上風(fēng)電“省補(bǔ)”政策，提高運(yùn)營商的投資積極性。

2.2 供需錯(cuò)配，特高壓助力消納

隨著新能源裝機(jī)快速發(fā)展，新能源消納問題成為新能源發(fā)電量提升的重要制約因素。我國的風(fēng)光優(yōu)質(zhì)資源主要分布在三北地區(qū)（西北、華北、東北），但是我 國主要電力消費(fèi)負(fù)荷中心在東部沿海，新能源出力提升使得電力供需錯(cuò)配矛盾放大。

“十三五”期間受限于外送通道的建設(shè)，以及風(fēng)光電源由于自身出力對(duì)電網(wǎng)的沖擊性較大，國內(nèi)棄風(fēng)、棄光率較高，消納問題始終是懸在風(fēng)光發(fā)展之路上的“達(dá) 摩利克斯之劍”。“十四五”期間通過大規(guī)模的電網(wǎng)投資以及特高壓建設(shè)，三北地區(qū) 棄風(fēng)、棄光率逐漸下行，但是隨著第一批、第二批風(fēng)光大基地項(xiàng)目開工建設(shè)，西部 新能源基地棄風(fēng)棄光率問題仍值得關(guān)注。

2.3 電力供需由松轉(zhuǎn)緊，綠電需求持續(xù)增長

2.3.1平價(jià)提升市場(chǎng)接受度

風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)的標(biāo)桿化始于 2009 年，當(dāng)年 7 月 20 日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān) 于完善風(fēng)力發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知》（發(fā)改價(jià)格[2009]1906 號(hào)），按風(fēng)能資源狀況和工程建設(shè)條件，將全國分為Ⅰ-Ⅳ四類風(fēng)能資源區(qū)，相應(yīng)標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)分別為 0.51、0.54、0.58、0.61 元/千瓦時(shí)。2014 年 6 月 5 日，發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于海上風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知》（發(fā)改價(jià)格[2014]1216 號(hào)），對(duì)當(dāng)時(shí)尚未開始大規(guī)模 發(fā)展的海上風(fēng)電，制定了標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)。通知規(guī)定，2017年以前投運(yùn)的近海風(fēng)電 項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)為 0.85 元/千瓦時(shí)，潮間帶風(fēng)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)為 0.75 元/千瓦時(shí)。 在執(zhí)行了 5 年后，風(fēng)電標(biāo)桿電價(jià)迎來首次下調(diào)，2014 年底公布的《關(guān)于適當(dāng) 調(diào)整陸上風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的通知》（發(fā)改價(jià)格[2014]3008 號(hào)）將第 I 類、II 類和 III類資源區(qū)風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)降低 2 分/千瓦時(shí)。一年后，《關(guān)于完善陸上風(fēng)電光伏發(fā)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)政策的通知》（發(fā)改價(jià)格[2015]3044 號(hào)）公布，再次將I、II、 III類資源區(qū)風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)降低 2 分/千瓦時(shí)，Ⅳ類資源區(qū)降低 1 分/千瓦時(shí)。 通知同時(shí)提前設(shè)定了2018 年起的風(fēng)電標(biāo)桿電價(jià)，但又是在一年后，2016 年 12 月 26 日發(fā)布的《關(guān)于調(diào)整光伏發(fā)電陸上風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的通知》（發(fā)改價(jià)格 [2016]2729 號(hào)），大幅下調(diào) 2018 年起的風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)，Ⅰ-Ⅳ四類資源區(qū)的 電價(jià)相比 2016-2017 年分別降低了 7、5、5、3 分/千瓦時(shí)。

2018 年 5 月 18 日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于 2018 年度風(fēng)電建設(shè)管理有關(guān)要求的通知》（國能發(fā)新能[2018]47 號(hào)），通知提出，從當(dāng)日起，尚未印發(fā) 2018 年 風(fēng)電度建設(shè)方案的省(區(qū)、市)新增集中式陸上風(fēng)電項(xiàng)目和未確定投資主體的海上風(fēng) 電項(xiàng)目應(yīng)全部通過競(jìng)爭(zhēng)方式配置和確定上網(wǎng)電價(jià)；從 2019年起，各省(區(qū)、市)新增核準(zhǔn)的集中式陸上風(fēng)電項(xiàng)目和海上風(fēng)電項(xiàng)目應(yīng)全部通過競(jìng)爭(zhēng)方式配置和確定上 網(wǎng)電價(jià)；申報(bào)電價(jià)為合理收益條件下測(cè)算出的 20 年固定上網(wǎng)電價(jià)。2019 年 5 月 國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于完善風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2019〕882 號(hào)）， 2019年符合規(guī)劃、納入財(cái)政補(bǔ)貼年度規(guī)模管理的新核準(zhǔn)近海風(fēng)電指導(dǎo)價(jià)調(diào)整為每 千瓦時(shí) 0.8 元，2020 年調(diào)整為每千瓦時(shí) 0.75 元；對(duì) 2018 年底前已核準(zhǔn)的海上風(fēng) 電項(xiàng)目，如在 2021 年底前全部機(jī)組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行核準(zhǔn)時(shí)的上網(wǎng)電價(jià)；2022 年及以后全部機(jī)組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行并網(wǎng)年份的指導(dǎo)價(jià)。

2018 年 9 月 13 日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于加快推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電平價(jià)上 網(wǎng)有關(guān)工作的通知（征求意見稿）》；2019 年 1 月 7 日，國家發(fā)改委、國家能源局 正式聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于積極推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電無補(bǔ)貼平價(jià)上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》（發(fā) 改能源[2019]19 號(hào)），要求開展平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目和低價(jià)上網(wǎng)試點(diǎn)項(xiàng)目建設(shè)，推進(jìn)建設(shè) 不需要國家補(bǔ)貼執(zhí)行燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的風(fēng)電、光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)試點(diǎn)項(xiàng)目（平價(jià) 上網(wǎng)項(xiàng)目）；在資源條件優(yōu)良和市場(chǎng)消納條件保障度高的地區(qū)，引導(dǎo)建設(shè)一批上網(wǎng) 電價(jià)低于燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的低價(jià)上網(wǎng)試點(diǎn)項(xiàng)目（低價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目）。2019 年 4 月 8 日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電無補(bǔ)貼平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目建設(shè)的工作 方案（征求意見稿）》，接著在 5 月 28 日發(fā)布了《關(guān)于 2019 年風(fēng)電、光伏發(fā)電建 設(shè)管理有關(guān)要求的通知》（國能發(fā)新能[2019]49 號(hào)），向著平價(jià)上網(wǎng)的目標(biāo)加速推 進(jìn)。

2021 年 6 月 7 日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于 2021 年新能源上網(wǎng)電價(jià)政策有關(guān) 事項(xiàng)的通知》（發(fā)改價(jià)格[2021]833 號(hào)），規(guī)定： 2021 年起，對(duì)新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項(xiàng)目和新核準(zhǔn) 陸上風(fēng)電項(xiàng)目，中央財(cái)政不再補(bǔ)貼，實(shí)行平價(jià)上網(wǎng)。 2021年新建項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)，按當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電基準(zhǔn)價(jià)執(zhí)行；新建項(xiàng)目可自 愿通過參與市場(chǎng)化交易形成上網(wǎng)電價(jià)，以更好體現(xiàn)光伏發(fā)電、風(fēng)電的綠色電力價(jià)值。 與 4 月份的征求意見稿相比，風(fēng)、光上網(wǎng)電價(jià)不再基本要求低于當(dāng)?shù)孛弘娀鶞?zhǔn)價(jià)，且去除了競(jìng)爭(zhēng)性配置和市場(chǎng)化交易的要求。

2.3.2 市場(chǎng)化交易政策頻出

面對(duì)急速擴(kuò)容的綠電供給，對(duì)綠電市場(chǎng)化交易的支持政策也相繼出臺(tái)。2021 年國家發(fā)改委、能源局連續(xù)下發(fā)三項(xiàng)政策支持開展綠電市場(chǎng)化交易。 2021 年 5 月，兩部委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步做好電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)工作 的通知》（發(fā)改體改〔2021〕339 號(hào)），《通知》提出，要引導(dǎo)新能源項(xiàng)目 10%的預(yù)計(jì)當(dāng)期電量通過市場(chǎng)化交易競(jìng)爭(zhēng)上網(wǎng)，市場(chǎng)化交易部分可不計(jì) 入全生命周期保障收購小時(shí)數(shù)。 2021 年 6 月，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于 2021 年新能源上網(wǎng)電價(jià)政策有關(guān) 事項(xiàng)的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕833 號(hào)），《通知》提出，2021 年新建 項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)，按當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電基準(zhǔn)價(jià)執(zhí)行；新建項(xiàng)目可自愿通過參與市 場(chǎng)化交易形成上網(wǎng)電價(jià)，以更好體現(xiàn)光伏發(fā)電、風(fēng)電的綠色電力價(jià)值。 2021 年 9 月，兩部委批復(fù)國網(wǎng)、南網(wǎng)公司提交的《綠色電力交易試點(diǎn)工 作方案》，《方案》明確，綠色電力產(chǎn)品初期為風(fēng)電和光伏發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電 量，條件成熟時(shí)擴(kuò)大至符合條件的水電；綠色電力交易的優(yōu)先原則；綠電 交易分為直接交易購買和向電網(wǎng)企業(yè)購買兩種方式；厘清了綠色電力產(chǎn) 品的市場(chǎng)化定價(jià)機(jī)制。

2021 年 9 月 7 日，我國正式啟動(dòng)綠色電力交易試點(diǎn)，來自全國 17 個(gè)省份的 259 家市場(chǎng)主體，以線上線下方式完成了 79.35 億千瓦時(shí)綠色電力交易，其中，國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)域成交 68.98 億度，南網(wǎng)經(jīng)營區(qū)域成交10.37億度，這次試點(diǎn)交易中， 成交均價(jià)較正常中長期協(xié)議增加 3-5 分/度，較火電基準(zhǔn)價(jià)大約上漲 2 分錢。此次 試點(diǎn)交易開啟我國綠電消費(fèi)新模式，可再生能源電力消納機(jī)制逐步從保障性消納 向市場(chǎng)化消納加速轉(zhuǎn)型。 但從廣東、江蘇兩省的電力市場(chǎng)化交易情況來看，當(dāng)前綠電交易規(guī)模仍較小、 綠電溢價(jià)空間有限，江蘇綠電成交均價(jià)甚至低于年度及月度成交均價(jià)。但持續(xù)增長 的用電需求與偏緊的發(fā)電供給之間的矛盾，利好綠電的電量消納；而煤價(jià)居高不下 帶來的煤電交易電價(jià)維持高位，也有助于提升綠電的交易價(jià)格水平。

2022 年推動(dòng)綠電交易的相關(guān)政策持續(xù)加碼，有望進(jìn)一步擴(kuò)大綠電交易需求。 2022 年 1 月，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng) 一電力市場(chǎng)體系的指導(dǎo)意見》（發(fā)改體改〔2022〕118 號(hào)），《意見》將“探索開展綠色電力交易”單列于“構(gòu)建適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的市場(chǎng)機(jī)制”項(xiàng)下， 指出應(yīng)引導(dǎo)有需求的用戶直接購買綠色電力，做好綠色電力交易與綠證 交易、碳排放權(quán)交易的有效銜接。 2022 年 1 月，國家發(fā)改委等 7 部委聯(lián)合發(fā)布《促進(jìn)綠色消費(fèi)實(shí)施方案》 （發(fā)改就業(yè)〔2022〕107 號(hào)），《方案》指出，要引導(dǎo)用戶簽訂綠色電力 交易合同，并在中長期交易合同中單列，加強(qiáng)高耗能企業(yè)使用綠色電力的 剛性約束，且明確提出了建立綠色電力交易與可再生能源消納責(zé)任權(quán)重 掛鉤機(jī)制。 2022 年 1 月、5 月，廣州電力交易中心、北京電力交易中心相繼印發(fā)《南 方區(qū)域綠色電力交易規(guī)則（試行）》（廣州交易〔2022〕15 號(hào)）、《北京電 力交易中心綠色電力交易實(shí)施細(xì)則》（京電交市〔2022〕24 號(hào)）。《規(guī)則》 強(qiáng)調(diào)，綠色電力交易主要包括省內(nèi)綠色電力交易和省間綠色電力交易；價(jià) 格方面，綠色電力交易價(jià)格由市場(chǎng)主體通過雙邊協(xié)商、掛牌交易等方式形 成；綠色電力交易價(jià)格應(yīng)充分體現(xiàn)綠色電力的電能價(jià)值和環(huán)境價(jià)值，原則 上市場(chǎng)主體應(yīng)分別明確電能量價(jià)格與綠色環(huán)境權(quán)益價(jià)格。

各地地方政府也相繼出臺(tái)地方性綠電交易支持政策，2022 年 6 月，江蘇省發(fā) 改委等部門印發(fā)《江蘇省促進(jìn)綠色消費(fèi)實(shí)施方案》（蘇發(fā)改就業(yè)發(fā)〔2022〕535 號(hào)）， 《方案》指出，建立完善綠色電力市場(chǎng)化交易機(jī)制，全面提升綠色電力消納能力； 研究制定高耗能企業(yè)使用綠色電力的剛性約束機(jī)制，逐年提高綠色電力消費(fèi)最低 占比，到 2025 年，高耗能企業(yè)電力消費(fèi)中綠色電力占比不低于 30%。

3 綠電運(yùn)營商的“錢”景如何？

3.1 跑馬圈地階段，規(guī)模增長優(yōu)先

面對(duì)“雙碳”目標(biāo)的緊迫壓力和潛在的發(fā)展機(jī)遇，以電力行業(yè)為代表的各行各業(yè)紛紛摩拳擦掌，尤其是央、國企中的各家發(fā)電企業(yè)。其中，新“五大”、“五小” 發(fā)電央企，有的早早布局并占得先機(jī)、有的從偏安一隅轉(zhuǎn)向全面發(fā)展、有的面臨較 大壓力急求轉(zhuǎn)型。“十四五”開局之年的2021，雖然面臨諸多困難，但各家企業(yè)的 新能源大發(fā)展勢(shì)頭并未受到影響。“五大”之中，國電投全年新增風(fēng)電、光伏裝機(jī) 容量 736、1151 萬千瓦，風(fēng)、光在運(yùn)裝機(jī)達(dá)到 3823、4112 萬千瓦，分列全球第 二、第一；國能投全年新增投產(chǎn) 1087 萬千瓦，年度完成超千萬千瓦裝機(jī)；華能、 華電、大唐緊隨其后，年度完成裝機(jī) 654、578、274 萬千瓦。“五小”之中，三峽全年完成新增新能源裝機(jī) 1127 萬千瓦，一騎絕塵；中核、中廣核、華潤分別完成新能源新增裝機(jī) 493、448、435 萬千瓦；國投全年僅完成 40 萬千瓦裝機(jī)，略 微掉隊(duì)。 巨頭發(fā)力迅猛，行業(yè)競(jìng)爭(zhēng)格局變化迅速。截至 2021 年底，新“五大”及“五 小”十家發(fā)電央企的風(fēng)、光裝機(jī)容量合計(jì)達(dá)到 3.26 億千瓦，全年新增 7022 萬千 瓦，風(fēng)、光占比提升 3.6 個(gè)百分點(diǎn)至 24.5%；十家發(fā)電央企在全國風(fēng)、光總裝機(jī)中 占比達(dá)到 60.9%，比上年同期提高 13.1 個(gè)百分點(diǎn)。其中，中廣核（42.4%）、國電投（40.6%）、中核（34.0%）、三峽（25.7%）與華潤（25.6%）5 家企業(yè)的風(fēng)、 光占比超過全國平均水平（24.5%）。（注：百分比為截至 2021 年末風(fēng)光裝機(jī)占比）

在國內(nèi)“五大”、“五小”發(fā)電央企旗下新能源主力平臺(tái)中，以 2021 年底風(fēng)光 裝機(jī)規(guī)模進(jìn)行對(duì)比，華電整合集團(tuán)內(nèi)所有風(fēng)光資產(chǎn)打造的全新華電新能，以 2737 萬千瓦的裝機(jī)一舉超越龍?jiān)措娏Τ蔀閲鴥?nèi)新能源第一平臺(tái)；龍?jiān)措娏σ?/span> 2482 萬千 瓦裝機(jī)屈居次席；2021年三峽能源完成新增裝機(jī) 728 萬千瓦，同比增長 46.6%， 截至 2021 年末，以 2290 萬千瓦的裝機(jī)迅速拉近與前兩名的差距。同為發(fā)電央企旗下核心新能源平臺(tái)的中廣核風(fēng)電、華能新能源、大唐新能源，這 3 家企業(yè)均處 于 1300-1700 萬千瓦的區(qū)間；從全年發(fā)電量來看，龍?jiān)措娏Φ?/span> 525 億千瓦時(shí)也大 幅領(lǐng)先于其他 5 家，5位同業(yè)的年發(fā)電量仍處于 330-470 億千瓦時(shí)的區(qū)間內(nèi)。 從發(fā)展勢(shì)頭來看，6 家頭部新能源運(yùn)營商中，，除去通過資產(chǎn)整合成為行業(yè)龍頭的華電新能，余下 5 家中，三峽能源增速最快，2016-2021年裝機(jī)容量、發(fā)電量的年均復(fù)合增速分別達(dá)到 28.5%、42.5%。同期裝機(jī) CAGR 超過 10%的還有中 廣核風(fēng)電。“十三五”期間，國內(nèi)棄風(fēng)、棄光情況逐漸改善，6 家新能源運(yùn)營商 2016- 2021 年電量 CAGR 均超過 10%。此外，2021年風(fēng)光裝機(jī)達(dá)到千萬千瓦級(jí)的還有 國電投旗下的黃河水電以及兩家快速轉(zhuǎn)型的傳統(tǒng)火電運(yùn)營商華潤電力、華能國際，且裝機(jī)規(guī)模排名第 10 的中國電力距離 1000 萬千瓦差距僅有 63 萬千瓦的裝機(jī)。 10家頭部運(yùn)營公司的風(fēng)、光裝機(jī)合計(jì)達(dá)到 1.73 億千瓦，占 10家發(fā)電央企總規(guī)模 的 53.0%、占全國總規(guī)模的 32.3%。

從營收體量來看，龍?jiān)措娏�業(yè)務(wù)中仍保留火電及煤炭銷售業(yè)務(wù)，2021 年實(shí)現(xiàn) 營收 372 億元，同比 29.2%，2016-2021 年多年復(fù)合增速達(dá) 11.3%，大幅領(lǐng)先于 其余 5 家；華電新能突破 200 億元大關(guān)，實(shí)現(xiàn)營收 216 億元；其余四家營收介于 150-200 億元之間，三峽能源、中廣核風(fēng)電、華能新能源、大唐新能源 4 家 2016- 2021 年?duì)I收的年均復(fù)合增速分別達(dá)到 24.5%、21.5%、11.3%、14.9%；整體來 看 2021年各家運(yùn)營商的營收增速與發(fā)電量增速基本一致，代表著電價(jià)水平相對(duì)穩(wěn)定。

3.2 成本仍具有下行空間

3.2.1 風(fēng)電、光伏降本趨勢(shì)不改

度電成本下行是提高新能源運(yùn)營商投資收益的重要因素之一，度電成本的下 降主要由裝機(jī)成本降低與利用小時(shí)數(shù)提高推動(dòng)。根據(jù)國際可再生能源署的數(shù)據(jù)，風(fēng) 電（含陸風(fēng)與海風(fēng)）與光伏在 2010-2021 年間平準(zhǔn)化度電成本（簡稱“LCOE”） 均大幅降低，其中陸上風(fēng)電 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 達(dá)到-8.6%；海上風(fēng)電 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 達(dá)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 達(dá)到-17.2%，2010-2021 年光伏 LOCE 下降幅度達(dá)到 87.4%，遠(yuǎn)高于陸風(fēng)與海風(fēng)。 從總裝機(jī)成本來看，盡管組件價(jià)格自年初以來一路上行，光伏電站建設(shè)成本上 漲，但從長時(shí)間維度來看，光伏總安裝成本表現(xiàn)出大幅的下降，總裝機(jī)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 達(dá)到-14.4%，2010-2021 年光伏單位造價(jià)下降幅度達(dá)到 81.9%，遠(yuǎn)高 于陸風(fēng)與海風(fēng)。風(fēng)機(jī)成本的快速下行推動(dòng)風(fēng)電總裝機(jī)成本快速下行，陸風(fēng)總裝機(jī)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 達(dá)到-3.5%；海上風(fēng)電總裝機(jī)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 達(dá)到4.4%。 隨著風(fēng)機(jī)大型化、光伏硅料產(chǎn)能逐步釋放，風(fēng)電、光伏的單位裝機(jī)造價(jià)有望延 續(xù)此前的下行趨勢(shì)。

3.2.2 利用小時(shí)具備提升潛力

通過《可再生能源法》等一系列相關(guān)政策條例的保駕護(hù)航，風(fēng)電、光伏的棄電 率水平自 2016 年后持續(xù)下降。截至 2021 年，全年平均棄風(fēng)率由 2019 年的 4%降至 3%、棄光率連續(xù)兩年保持在 2%的水平，進(jìn)一步下行的空間相對(duì)有限。通過 降低棄電率水平提高風(fēng)電、光伏利用小時(shí)這條途徑，未來繼續(xù)挖掘潛力的意義較小。 但通過運(yùn)維管理的優(yōu)化、設(shè)備的升級(jí)改造、甚至類似于火電“上大壓小”替代 等途徑，進(jìn)一步提升風(fēng)電、光伏的利用小時(shí)，仍有較大潛力。以華電在廣西的馬山 楊圩風(fēng)電場(chǎng)為例，其可研設(shè)計(jì)利用小時(shí)為 2415 小時(shí)，2020 年一期項(xiàng)目年可利用 小時(shí)數(shù)達(dá) 3539 小時(shí)，超出可研近五成；較同期廣西、全國風(fēng)電平均利用小時(shí)分別 提高 31.0%、71.4%。另以華能河南安陽湯陰風(fēng)電場(chǎng)為例，其 2018 年底建成并 網(wǎng)，使用遠(yuǎn)景能源第一代 2.XMW 機(jī)組匹配 120 米塔筒和 121 米風(fēng)輪，如果采用 第三代 3.XMW 機(jī)組匹配 150 米塔筒和 156 米風(fēng)輪，則年利用小時(shí)可增加 800 小 時(shí)至 3000 小時(shí)以上。此外，隨著風(fēng)電開發(fā)由陸地走向大海、乃至未來走向遠(yuǎn)海區(qū)， 利用小時(shí)數(shù)有望達(dá)到 4000 小時(shí)及以上，與目前的水電、火電利用小時(shí)基本處于同 一水平。光伏雖然最大利用小時(shí)數(shù)的極限值較低，但技術(shù)迭代更快，目前不到 1300 的平均利用小時(shí)數(shù)同樣具有較大提升潛力。在運(yùn)項(xiàng)目利用小時(shí)的提升，將進(jìn)一步降 低度電成本，提高項(xiàng)目利潤率。

3.3 從“吞金獸”變?yōu)?/span>“印鈔機(jī)”

3.3.1 應(yīng)收賬款“堰塞湖”或?qū)⒓铀俳鉀Q

2006 年 1 月 20 日印發(fā)的《可再生能源發(fā)電價(jià)格和費(fèi)用分?jǐn)偣芾碓囆修k法》 （發(fā)改價(jià)格[2006]7 號(hào)）中規(guī)定：可再生能源發(fā)電價(jià)格實(shí)行政府定價(jià)和政府指導(dǎo)價(jià) 兩種形式。政府指導(dǎo)價(jià)即通過招標(biāo)確定的中標(biāo)價(jià)格；可再生能源發(fā)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià) 高于當(dāng)?shù)孛摿蛉济簷C(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的部分、國家投資或補(bǔ)貼建設(shè)的公共可再生 能源獨(dú)立電力系統(tǒng)運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用高于當(dāng)?shù)厥〖?jí)電網(wǎng)平均銷售電價(jià)的部分，以及可 再生能源發(fā)電項(xiàng)目接網(wǎng)費(fèi)用等，通過向電力用戶征收電價(jià)附加的方式解決。即電網(wǎng) 和發(fā)電企業(yè)實(shí)時(shí)結(jié)算的電價(jià)部分為當(dāng)?shù)孛弘姌?biāo)桿電價(jià)，其余部分需要等待可再生能源補(bǔ)貼到賬后下發(fā)。因此在風(fēng)電、光伏的上網(wǎng)電價(jià)結(jié)構(gòu)中，煤電標(biāo)桿電價(jià)占據(jù)著 重要地位，超出煤電標(biāo)桿電價(jià)的部分因?yàn)榭稍偕�能源補(bǔ)貼發(fā)放的延遲問題，導(dǎo)致運(yùn) 營企業(yè)產(chǎn)生了較大的應(yīng)收賬款“堰塞湖”。

對(duì)比各年度期末應(yīng)收賬款余額和全年凈利潤、營業(yè)收入、經(jīng)營凈現(xiàn)金流以及期末凈資產(chǎn)，可以發(fā)現(xiàn)應(yīng)收賬款對(duì)企業(yè)經(jīng)營造成了影響。同樣以這 6 家公司為例： 期末應(yīng)收賬款/當(dāng)年凈利潤：6 家公司在 2021 年度的比值均在 300%以 上，最高的是大唐新能源，達(dá)到了 9 倍；2016-2021 年均值均超過 250%， 大唐新能源接近 9.5 倍。 期末應(yīng)收賬款/當(dāng)年?duì)I業(yè)收入：除龍?jiān)措娏ν�，其�?/span> 5 家公司在 2021 年 度的比值均在 100%以上，即期末應(yīng)收賬款大于全年?duì)I業(yè)收入；而 2016- 2021 年均值也都接近 100%上下。龍?jiān)措娏Φ谋戎递^低，主要是因?yàn)槠?/span> 有一定體量的裝機(jī)是火電，營收中沒有補(bǔ)貼部分。 期末應(yīng)收賬款/當(dāng)年經(jīng)營凈現(xiàn)金流：6 家公司在 2021 年度的比值在 150% 以上，除龍?jiān)措娏ν�，其�?/span> 5 家甚至在 200%以上；2016-2021 年均值 基本在 1 倍以上，華電新能甚至超過 2 倍。 期末應(yīng)收賬款/期末凈資產(chǎn)：6 家公司在 2021 年度的比值在 25%以上， 華能新能源、大唐新能源、華電新能超過 50%；2016-2020 年均值在 20% 以上。

2017 年 8 月 31 日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于公布風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)示范項(xiàng)目的通 知》，位于河北、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆 5 省、總規(guī)模 70.7 萬千瓦的 13個(gè)項(xiàng) 目成為首批風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)示范項(xiàng)目。2019 年 7 月 31 日，13個(gè)項(xiàng)目中的中核匯能 甘肅玉門崖子 50MW 平價(jià)風(fēng)電示范項(xiàng)目并網(wǎng)，成為全國首個(gè)并網(wǎng)發(fā)電的平價(jià)風(fēng) 電示范項(xiàng)目。 隨著上網(wǎng)電價(jià)下調(diào)帶來的新增補(bǔ)貼金額增長趨緩、存量補(bǔ)貼金額的穩(wěn)步提升、 平價(jià)項(xiàng)目的陸續(xù)投產(chǎn)，補(bǔ)貼造成的應(yīng)收賬款“堰塞湖”有望逐步回落。2021 年中 央政府性基金的收、支預(yù)算中，可再生能源電價(jià)附加收入及支出安排金額均低于 2020 年的預(yù)算數(shù)和執(zhí)行數(shù)。

2022 年 8 月，南方電網(wǎng)發(fā)布《關(guān)于成立廣州可再生能源發(fā)展結(jié)算服務(wù)有限公司的通知》《通知》指出：國家發(fā)改委、財(cái)政部、國務(wù)院國資委授權(quán)設(shè)立北京、廣州可再生能源發(fā)展結(jié)算服務(wù)有限公司統(tǒng)籌解決可再生能源發(fā)電補(bǔ)貼問題。廣州可 再生能源結(jié)算服務(wù)公司由南方電網(wǎng)牽頭設(shè)立，承擔(dān)南方電網(wǎng)負(fù)責(zé)區(qū)域可再生能源 補(bǔ)貼資金管理業(yè)務(wù)，解決可再生能源補(bǔ)貼問題。預(yù)計(jì)北京可再生能源結(jié)算服務(wù)公司 或由國家電網(wǎng)牽頭設(shè)立，承擔(dān)國網(wǎng)負(fù)責(zé)區(qū)域可再生能源補(bǔ)貼資金管理業(yè)務(wù)。此次 《通知》明確可再生能源結(jié)算服務(wù)公司承擔(dān)政策性任務(wù)，在財(cái)政撥款基礎(chǔ)上，對(duì)于 補(bǔ)貼資金缺口按照市場(chǎng)化原則通過專項(xiàng)融資解決，目前最困擾綠電運(yùn)營商的存量 補(bǔ)貼欠款有望加速下發(fā)。從《通知》來看，可再生能源補(bǔ)貼缺口專項(xiàng)融資解決方案 已明確，并已經(jīng)在逐步落地，存量補(bǔ)貼欠款“堰塞湖”問題有望加速解決。

3.3.2 風(fēng)、光商業(yè)模式近于水、核，具備成為“印鈔機(jī)”的潛質(zhì)

對(duì)比水、火、核、風(fēng)、光五大電源類型的生產(chǎn)流程，火、核兩種電源類型在生 產(chǎn)流程中需要消耗燃料（煤炭、天然氣、核燃料等），而水、風(fēng)、光是對(duì)水能、風(fēng) 能、太陽能的直接利用，目前除部分地區(qū)的水電需要支付水資源費(fèi)（2017 年 12 月 1 日起改為水資源稅，計(jì)入稅金及附加）外，并不需要對(duì)上游“原材料”進(jìn)行 付費(fèi)。因此，水、風(fēng)、光三種電源類型的盈利模式較為相似，成本端主要是固定資產(chǎn)折舊以及人員、運(yùn)維等費(fèi)用。

對(duì)比 6家頭部新能源運(yùn)營商和 3 家頭部水電運(yùn)營商的關(guān)鍵財(cái)務(wù)指標(biāo)： 毛利率：2021 年，6家新能源運(yùn)營商毛利率均值為 49.6%，3 家水電運(yùn) 營商均值為 59.2%；2016-2021 年 6 家新能源和 3家水電企業(yè)的均值分 別為 48.4%、59.9%。剔除有一定規(guī)�；痣娰Y產(chǎn)的龍?jiān)措娏�后�?/span>5 家新能 源運(yùn)營商 2021 年毛利率均值為 52.5%，2016-2021 年均值為 51.0%。 凈利率：2021 年，6家新能源運(yùn)營商凈利率均值為 28.8%，3 家水電運(yùn) 營商均值為 37.7%；2016-2021 年 6 家新能源和 3家水電企業(yè)的均值分 別為 25.5%、36.3%。剔除有一定規(guī)�；痣娰Y產(chǎn)的龍?jiān)措娏�后�?/span>5 家新能 源運(yùn)營商 2021 年凈利率均值為 30.7%，2016-2021 年均值為 26.7%。 ROE：2021 年，6 家新能源運(yùn)營商 ROE 均值為 10.1%，3 家水電運(yùn)營商均值為 11.5%；2016-2021 年 6 家新能源和 3家水電企業(yè)的均值分別為 9.5%、12.4%。 ROA：2021 年，6 家新能源運(yùn)營商 ROA 均值為 3.6%，3 家水電運(yùn)營商 均值為 5.3%；2016-2021 年 6 家新能源和 3家水電企業(yè)的均值分別為 3.2%、5.1%。 由此可見，風(fēng)電運(yùn)營商的利潤率水平接近于水電，大幅高于火電，甚至略高于 同樣有“印鈔機(jī)”美譽(yù)的核電。隨著補(bǔ)貼問題的逐步消解，風(fēng)電運(yùn)營的豐厚利潤將 成為和水、核一樣實(shí)實(shí)在在的強(qiáng)勁現(xiàn)金流。

3.4 綠電核心競(jìng)爭(zhēng)點(diǎn)

在對(duì)比運(yùn)營商的營收、裝機(jī)規(guī)模、盈利能力之后，當(dāng)前時(shí)點(diǎn)綠電運(yùn)營商的核心 價(jià)值在于“跑馬圈地”下的裝機(jī)增長，通過不斷增長的裝機(jī)在合理的項(xiàng)目收益率下 持續(xù)創(chuàng)造穩(wěn)定的現(xiàn)金流，進(jìn)一步支持運(yùn)營商投資新的優(yōu)質(zhì)項(xiàng)目資產(chǎn)，同時(shí)獲益于產(chǎn) 業(yè)鏈上游的成本下行與運(yùn)營效率提升效率以及新能源補(bǔ)貼欠款的改善，運(yùn)營商的 現(xiàn)金流情況進(jìn)一步改善，良性的循環(huán)發(fā)展模式即運(yùn)營商通過運(yùn)營項(xiàng)目帶來的現(xiàn)金 流快速回籠實(shí)現(xiàn)新的項(xiàng)目投資，完成自身的內(nèi)生增長。 那么在分析綠電運(yùn)營商時(shí)，核心的關(guān)注其高資本開支下的現(xiàn)金流情況與融資 成本情況，這兩點(diǎn)關(guān)系到綠電運(yùn)營商的內(nèi)循環(huán)增長是否順利的開展。

3.4.1 高資本開支與穩(wěn)定現(xiàn)金流

在各家跑馬圈地加速擴(kuò)張規(guī)模時(shí)，年度的資本開支得到穩(wěn)定的現(xiàn)金流支持。 以前述 6 家頭部新能源運(yùn)營商為例，2021 年： 華電新能資本開支為 283 億元，經(jīng)營性現(xiàn)金流為 99 億元（2021 年 12 月完成增資引戰(zhàn) 150 億元）； 龍?jiān)措娏�資本開支為 177 億元，經(jīng)營性現(xiàn)金流為 168 億元； 三峽能源資本開支為 299 億元，經(jīng)營性現(xiàn)金流為 88 億元（2021 年 6 月 A 股 IPO 融資 227 億元）； 中廣核風(fēng)電資本開支為 287 億元，經(jīng)營性現(xiàn)金流為 122 億元（2021 年 11 月完成增資引戰(zhàn) 305 億元）； 華能新能源資本開支為 113 億元，經(jīng)營性現(xiàn)金流為 86 億元； 大唐新能源資本開支為 82 億元，經(jīng)營性現(xiàn)金流為 60 億元。

3.4.2 融資成本持續(xù)下行

受益于整體利率環(huán)境的寬松，作為央企集團(tuán)重要的新能源運(yùn)營平臺(tái)，5 家新能 源運(yùn)營商的整體發(fā)債融資利率不斷下行。以龍?jiān)措娏�為例，其作為國家能源集團(tuán)旗 下重要新能源平臺(tái)，信用狀況良好，多年來維持 AAA 主體評(píng)級(jí)。2010 年以來， 龍?jiān)措娏σ呀?jīng)累計(jì)發(fā)行債券融資 2914 億元，其中，自 2015 年開始主要通過滾動(dòng)發(fā)行超短期融資券融資，整體發(fā)債融資成本已經(jīng)降至 2%左右。

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精選報(bào)告來源：【未來智庫】。