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（报告出品方/作者：国信证券，黄秀杰、郑汉林）
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。
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%。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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 0.8%。光伏与风电装机规模均处全国前列，但灵活调峰电源装机及储能配备量较低，电力系统调峰能力不足，即使在正常工作日期间也需要火电日内热启停来完成风光发电量消纳。“负电价”时段，山东遇大风天气，风力发电平均出力达 1100 万千瓦，同时光照条件较好，光伏午间发电量较高。从需求侧看，五一节假日期间，山东省工业用电需求大幅减弱。2023 年 4 月 29 日-5 月 3 日期间，山东省实际日调度最高用电负荷平均值下降 10％。其中 5 月 1、2 日，统调最大负荷分别为6479、6648 万千瓦，相较工作日约 8000 万千瓦负荷分别下降 19%、17%。电力供需错配，现货市场供大于求，风光电量严重过剩，导致现货交易市场出现负电价报价。
煤电多数为中长期电力交易，锁量锁价，挤占现货交易空间。为保障全社会供用电稳定，国家发改委与能源局要求“市场化电力用户2023 年年度中长期合同签约电量应高于上一年度用电量的 80%，保障全年中长期合同签约电量高于上一年度用电量的 90%”。用户侧大部分用电需求已通过中长期交易锁定，挤占了现货交易空间，而新能源发电大量涌入现货交易市场，兼之储能装机量尚不理想，无法满足电网调节需求，风光发电量无法正常消纳。 在电力交易市场中，不设下限的实时现货交易负电价可以反映新能源能源电力的负边际成本。当电力并网量上抵电网负荷能力时，得益于新能源发电边际成本低叠加政策补贴、绿电绿证等额外收益，可以进行负电价报价以获取出清机会。而火电因机组启停慢、停机成本高，必须维持一定的运行水平以确保参与市场竞价和避免丧失高价时段启停机会；热电联产机组也需要满足供热需求而不能轻易停机。随着新能源大规模并网，负电价的出现或将更加频繁，倒逼火电机组为代表的发电主体压低报价，以时段性亏本运行换取发电机会。
海外负电价案例梳理
德国：缓解限电现象，负电价机制增加社会整体福利
2007 年，德国电力日内交易市场首次引入负电价，2008 年10 月至2009年12月86 个小时的负现货价格中，价格最低达到-100 欧元/兆瓦时；2017 年德国负电价出现次数超过 100 次；2020 年仅第一季度就出现了128 小时负电价。德国引入负电价机制后，奥地利、法国、瑞士分别在 2008 年、2010 年和2013 年引入负电价。德国从 1998 年的《电力市场开放规定》开始形成了充分竞争性的电力市场，新能源和火电竞价上网过程中，价格机制与电力供求相互制约相互联系。当电网电量供大于求时，传统发电机组启停成本过高，不能随时启停，新能源发电企业只能弃风限电造成电力浪费。如果发电企业以零电价甚至负电价将电力卖给电网公司来鼓励用电侧消纳多余电量，则有望减少弃风限电现象，增加社会整体福利。在此前提下，新能源边际成本为零，具有明显的价格优势，且德国的电力基础设施建设完善，价格信号能够准确反映电力市场供求状况。除此之外，政府对新能源发电企业进行补贴，使其负电价出售的损失小于弃风限电的损失。因此，当电力供大于求时，德国电力市场中价格机制的调节就会产生负电价。
美国加州：“鸭子曲线”转变为“峡谷曲线”，大力推进储能发展改善电网调节能力
“鸭子曲线”源自美国加州电力系统模型，本质上是一天内发电所满足的电力负荷的变化图表，曲线因形似一只鸭子而得名。2008 年，美国国家可再生能源实验室首次发现，电力负荷曲线在早上和傍晚有两个峰段，而随着光伏发电量比例增加，白天电力净需求减少，日落时净需求急剧增加，形成了典型的鸭子曲线。
随着光伏电量不端增长，加州电力系统净负荷曲线“鸭腹”越来越深，“鸭颈”越来越陡。截止 2022 年底，美国加州光伏累计装机容量41.0GW。2023 年春季加州光照条件良好，光伏出力大增，而空调等负荷尚未广泛投入使用，电力需求未能推高，导致日间时段供过于求，弃电量猛增，3 月风光弃电量达到606.2GWh，同比增长 31%，环比增长 197.2%，其中光伏弃电量571.6GWh。CAISO 发布的光伏发电量、净出口电量及储能充放电量达到有史以来的最高值，“鸭子曲线”逐渐转变为“峡谷曲线”。
随着风光发电并网规模增长，电力系统净负荷短时变化加剧，午间时段净需求进一步下降，影响电力系统的安全平稳运行。为了维持电力系统功率平衡，常规电源机组需要根据光伏出力情况快速上下线，电力爬坡问题凸显。因此风光并网量的增加相应地要求更高的电力系统调节能力。 加州是美国表前电池储能（即电源侧和电网侧储能）发展最快、体量最大的市场之一，2023 年 7 月，美国加州储能容量达 5.6GW，电网中大部分电池储能时长为3-4 小时，与加州太阳下山到晚间负荷高峰的时间基本匹配。美国联邦投资税收抵免（ITC）政策对于新能源配置储能的项目，最高可以抵减30%的前期投资额，电池储能系统一年内至少 75%的时间由太阳能发电设施充电才能获得ITC资格。根据美国国会最新动向，ITC 政策将继续实施至 2034 年。
澳大利亚：辅助服务市场维持火电收益，燃煤机组成为负报价主力
澳洲国家电力市场早年负电价出现频率较低，对电力市场影响较小，而2019/2020财年全年负电价调度区间共出现 2338 次，总时长 195 小时，约为此前最高记录的3 倍。市场电价整体下行是受供给侧上升和需求侧下降共同影响所致。从一天来看，光伏电站的发电量随太阳起落呈现周期变化，白天是负电价出现的主要区间，中午达到顶峰，至傍晚逐渐回落。
在电力供给侧，燃煤电站是澳大利亚主力电源，但随着近年来澳政府大力推行可再生能源战略，部分接近使用年限的大型燃煤电站陆续关停，超过4GW 的燃煤电站退出，而可再生能源项目新增规模超过 10GW，装机量与装机占比持续提升。另一方面，每年三季度末太阳直射点向南移动，日照时间延长，辐射强度提高，澳大利亚光伏利用小时数和发电量上升，大幅增加了电力供给。而在需求侧，2020 年受新冠疫情等因素的影响，澳大利亚GDP 出现了近30年的首次衰退，大量企业机构停产停工，市场整体用电需求减小，平均电价全面下滑。除此之外，澳大利亚各州之间输电线路的容量限制也可能导致短时间内区域供需平衡打破。2020 年 5 月，受强风影响，昆士兰州与新南威尔士州间电力传输线路中断，昆州过剩电力无法外送，导致昆州多日内白天电价跌到负值。竞价电力市场的边际价格取决于市场中所有发电商的报价策略。2019 年澳大利亚国家电力市场中燃煤机组发电量占比超过 70%，风光发电量进展10%左右。然而燃煤机组成为了负报价主力，昆士兰州 2019 年三季度燃煤机组负报价装机容量在全部负报价容量占比近 80%，约 72%的燃煤装机采取了负报价策略。
燃煤机组的报价必须至少覆盖燃料成本才有盈利空间，其报价一般高于可再生能源机组，因此调度优先级居后，停发风险较高。然而燃煤机组启停成本较高，同时启停机过程持续时间长，正电价时段的潜在发电收入损失也十分可观，为了避免这些损失，燃煤机组选择承受短时间的负电价以获得继续发电的权利更有利于维持整体收益率。 除此之外，相关统计表明，即使在负电价时段，市场上的燃煤机组负报价容量仍明显高于技术允许的最低发电容量；澳大利亚电监局观察到部分发电商在负电价时段依然存在调高发电计划的情况，这主要是因为发电商可以通过辅助服务市场获取额外收益。澳洲辅助服务中最主要的频率控制辅助服务独立于即时电量交易之外，部分负电价时段辅助服务价格大幅提高，燃煤机组可以选择降低电量交易市场发电计划，增加辅助服务市场发电计划的组合报价方案来实现最优化收益。除此之外，各类电力衍生品合约也会影响发电商报价决策。
负电价是电力市场改革的正常现象，或将长期存在
负电价是电力现货市场充分竞价的结果，反映电网供大于求的状况。电力商品具有无仓储性，其生产、交割和消费几乎是同时完成的，发用电量实时平衡。另一方面，风电、光伏发电边际成本为零，只要负电价损失不超过机组启停和弃电损失，新能源电力运营商即有动力参与市场交易。在新能源电力快速增长、储能设施未能完全满足电力系统调节需求的情况下，电力系统出现明显的供大于求的情况时，新能源电力需要“拿钱买需求”，通过负电价提振用电需求，从而减少弃电量，改善消纳情况。 新能源装机占比不断提升，电力供需错配风险增加。2023 年1 月6 日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》提出，到2030 年，推动新能源成为发电量增量主体，装机占比超过 40%，发电量占比超过20%；至2045年，新能源成为系统装机主体电源。随着新能源装机占比增加，光伏大发与用电高峰的时间错配问题将进一步凸显，负电价发生的可能性增加。
电网灵活性不足，储能尚无法完全解决电力供需错配问题。根据中关村储能产业技术联盟的不完全统计，截至 2022 年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，其中新型储能 13.1GW/27.1GWh，同比增长128%/141%。截至2023年4月底，全国风电装机容量约 3.8 亿千瓦，同比增长12.2%；太阳能发电约4.4亿千瓦，同比增长 36.6%。尽管储能装机规模增长加速，但相比于新能源装机规模仍存在较大缺口。除此之外，目前已投运的新型储能项目平均储能时长仅2.1小时左右，无法完全满足电网调节需求。 中长期交易仍是主要的电力交易形式，挤占新能源电力现货市场空间。2022年12 月 22 日，国家发改委、国家能源局发布《关于做好2023 年电力中长期合同签订履约工作的通知》要求，坚持电力中长期合同高比例签约，市场化用户2023年年度中长期合同签约电量应高于上一年度用电量的80%，并保障全年中长期合同签约电量高于上一年度用电量的 90%；燃煤发电企业2023 年年度中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的 80%，所有中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的 90%，水电和新能源占比较高省份签约比例可适当放宽。电力交易中现货交易占比较少，影响了风光消纳；火电锁量锁价，机组启停成本较高，即使电力需求处于低位也必须正常发电，增加了负电价风险。
绿电运营商受负电价冲击有限，未来收益率有望趋稳
“出清价结算”模式下，负报价可能获得正收益。在日前交易市场中，发电商和负荷服务实体分别向电网提交卖电报价和买电报价，由电网平衡电力供需，确定市场出清价；实时市场交易过程类似，以负荷预测数据代替买电报价。不考虑电力系统损耗等因素，电力需求曲线与电力供应曲线的交点即为市场出清点，出清点以下的发电商被市场选中，并按照出清点对应价格进行结算。由于风电和光伏发电边际成本为零，可以进行零报价甚至负报价以靠近电力供应曲线下缘，从而提高风光电力被市场调用的优先级，保证风光发电的消纳。而火电等机组存在燃料成本等发电边际成本，从而保证了出清价格不会一直处于负电价，绿电运营商可以获取正收益。
受负电价影响的市场交易电量电价均受限，对绿电运营的冲击有限。根据《关于做好 2023 年电力中长期合同签订履约工作的通知》要求，目前我国电力现货市场交易电量占总交易电量的比重较低，负电价成交电量有限。另一方面，负电价持续时间相对较短，一般在风光大发且用电需求降低时才会出现持续的负电价现象。以德国为例，2020 年第一季度负电价持续时长共计128 小时，占比约6%。电价方面，目前我国运行的电力现货交易市场对电价均设有下限。2023 年3 月13日，山东省发改委发布《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知（征求意见稿）》提到，对市场电能量申报设置价格上限和下限，其中下限为-0.085元/kWh。而广东电力零售交易浮动费用下限为0元/kWh，甘肃设置下限为4分/kWh。受负电价影响的电力交易中，电量、电价相对受限，因此对绿电运营商产生的冲击有限。
政府补贴和绿电绿证交易冲抵负电价，减少弃风弃光损失。负电价的引入是为了鼓励电力消费，保障风光消纳，减少弃风弃光造成的电力浪费。如果负电价造成的损失大于机组启停成本和弃风弃光损失，绿电运营商还是会选择进行限电。因此需要政府对绿电运营商进行补贴，结合与电量挂钩的绿电绿证交易收益，可以冲抵负电价造成的损失。2023 年 2 月 10 日，国家发改委、财政部、国家能源局印发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》提出稳步推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易；参与电力市场交易的绿色电力由项目单位自行参加绿电交易或绿证交易。随着绿电绿证交易机制的完善和推广，绿电运营商收益有望进一步改善。 储能规模持续增长，虚拟电厂等市场主体提升电力系统调节能力。2023年4月24 日，国家能源局发布《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》对储能系统提出多项要求；2021 年以来，全国各省对新能源项目分别提出了不同比例和市场的配储要求。另一方面，随着虚拟电厂等主体参与电力现货交易，电力系统中可调节负荷容量增加，调节能力增强，有利于缓解电力供需错配问题。
完善电价传导机制，负电价提振电力需求。引入负电价的目的是鼓励电力消费，改善新能源电力消纳情况。但目前负电价带来的收益并没有很好地传导至用户侧，没有实际提高电力消费情况。2022 年 1 月 28 日，国家发改委公布《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》指出，要改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制。随着电价传导机制的不断完善和可调节负荷容量增加，负电价提振电力需求能力呈现，有望改善电力供需错配问题，进而改善绿电运营商收益。
绿电市场、碳交易市场和电力市场融合，提振绿电项目收益
绿电市场和碳市场融合促进绿电需求，提升绿电溢价
绿电交易体现绿电环境价值，有助于增厚绿电项目收益。绿电交易价格由电能量价格和环境价值溢价组成，由于当前绿电交易市场供需偏紧，绿电交易较燃煤标杆电价存有溢价，体现出绿电的环境价值。北京电力交易中心数据显示，多数省份绿电交易价格均高于当地中长期市场成交价格，上涨幅度为0.2053-1.0552元/千瓦时，宁夏、天津、重庆、上海、福建、浙江、江西七省的绿电交易成交价格高于当地燃煤标杆电价上浮 20%后的水平。 绿电交易量逐步增加，预计未来绿电交易市场需求将持续释放。北京电力交易中心数据显示，2023 年国网和南网区域合计绿电交易电量250.26 亿千瓦时，同比增长 37.98%。预计未来随着平价上网的新能源项目增加，绿电交易的市场供给将逐渐增加，而同时政策推动“能耗双控”向“碳排放双控”转变，以及出口型、互联网、高耗能公司对绿电的需求增加，绿电需求有望持续释放，绿电溢价有望保持。
碳交易价格维持稳定，未来价格或有望迎来上行。上海环境能源交易所数据显示，2022 年以来，碳交易市场的碳排放权成交价格均保持在55—60 元/吨之间，整体保持在较为稳定的水平。预计未来随着发电设施碳排放基准值不断调低，以及更多行业纳入到碳交易市场之中，碳排放权交易价格或迎来上行，推动绿电消纳水平提升的同时增加绿电企业收益。
欧盟碳边境调节机制（CBAM）生效，促进绿电消纳，实现绿电的环境价值。2023年 4 月 25 日，欧盟理事会投票通过了碳边境调节机制（CBAM），标志着碳边境调节机制（CBAM）通过。CBAM 涵盖的产品包括铁、钢、水泥、化肥、铝、电力、氢气以及特定条件下的间接排放及少量下游产品，这些产品的进口商必须支付生产国支付的碳价格与欧盟交易体系中碳配额价格之间的差价。CBAM 将从2026年至2034 年逐步实施，与欧盟交易体系逐步取消免费配额的速度相同。CBAM 是欧盟针对部分进口商品的碳排放量所征收的税费，通过 CBAM 对同量的碳排放在欧盟领域内外的价格差异进行调整，使欧盟内外的同量碳排放所需支付的价格基本持平。
预计随着欧盟 CBAM 机制逐步落地，将促进国内工业企业消纳绿电，推升绿电交易价格；同时，由于国内碳市场价格与欧盟碳市场价格差异较大，CBAM 机制落地或推动国内碳市场价格上涨，推动国内碳排放权交易价格进一步上行。
电力市场中长协和现货交易搭配，对冲负电价
绿电企业可将中长协交易与现货交易进行组合，提升交易电价。过往绿电企业在电力交易市场中主要扮演者卖方的角色，一般签订中长期交易合同，电价可能较燃煤标杆电价出现折价，而若参与到电力现货市场中，甚至可能出现“负电价”现象。然而，当前绿电企业在电力交易市场中的角色出现转变，绿电企业通过成立售电公司同时拥有卖方、买方双重角色，绿电企业可以在电力市场交易中多签署中长期交易的合同电量，一方面在电力现货价格较低或负电价时，从电力市场购入现货电量，按照中长协电价执行中长期交易合同电量，从而实现更高的成交价格；另一方面，但现货价格市场价格更高时，可以先将用于中长协合同履约的电量在现货市场进行交易，实现更高的电力交易价格。整体而言，绿电企业可通过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。当然，要有效执行中长协+现货组合交易策略，需要绿电企业对新能源发电功率、市场供需进行准确判断以及具备较强的交易能力。 从山西电力市场过往新能源中长协成交价格与现货市场结算价格来看，二者明显存在价差，且电力现货市场价格的波动更大，因而绿电企业可通过签署更多的中长协合同电量，通过利用电力现货市场价格波动来实现电力交易价格提升，在一定程度上对冲负电价对绿电项目收益率带来的影响，从而促进绿电收益率保持在合理水平。
新能源公司收益率趋于稳健，未来有望维持
截至 2023 年 5 月底，全国发电装机容量 26.7 亿千瓦。其中，火电13.5亿千瓦，水电 4.2 亿千瓦，风电 3.8 亿千瓦，太阳能发电 4.5 亿千瓦，核电5676万千瓦。根据 38 家 A 股新能源公司 2022 年报披露数据，合计风电控股装机容量7816.5万千瓦，约占全国装机量的 21%；合计光伏控股装机容量5660.0 万千瓦，约占全国装机量的 15%；合计核电控股装机容量 5313 万千瓦，约占全国装机量的96%。
风电控股装机容量排名前十的公司依次为：龙源电力、三峡能源、新天绿能、节能风电、中国核电、广宇发展、吉电股份、嘉泽新能、福能股份、银星能源。
光伏控股装机容量排名前十的公司依次为：三峡能源、太阳能、中国核电、吉电股份、晶科科技、龙源电力、金开新能、湖北能源、浙江新能、南网能源。
38 家 A 股新能源公司中，有 25 家公司风电、光伏合计装机容量占全部装机容量的 80%以上。2022 年度，这 25 家公司合计实现营业收入3167.48 亿元，同比增长7.07%，增速放缓 12.11pct；实现归母净利润 428.18 亿元，同比增长15.52%，增速提高了 1.69pct；整体毛利率、净利率和 ROE 小幅上涨，2022 年合并口径的毛利率为37.45%，较2021年提高0.75pct；净利率为18.71%，较2021年提高0.92pct；ROE 为 8.66%，较 2021 年提高 0.08pct。
新能源发电盈利能力受负电价冲击有限，超半数公司ROE 同比提升。2022年，25家 A 股新能源公司中有 13 家 ROE 同比提升，占比 52%。2022 年ROE 排名前十的新能源公司依次为：川能动力、节能风电、中闽能源、金开新能、新天绿能、芯能科技、中国核电、三峡能源、中国广核，其中 4 家公司ROE 同比提升。
风电、光伏具有重资产属性，在建工程在资产负债表中占比较高且不对企业贡献盈利能力。考虑到风电场、光伏电站的总投资中一般只有部分为自有资金，剩余通过贷款等融资方式解决，通过从净资产中扣除在建工程的30%来重新计算ROE。2022 年，25 家 A 股新能源公司中有 14 家调整后的ROE 同比提升，占比56%。2022年 ROE 排名前十的新能源公司依次为：新天绿能、川能动力、中国核电、中闽能源、节能风电、金开新能、芯能科技、三峡能源、中国广核、粤水电，其中6家公司 ROE 同比提升。
尽管面临负电价、上网电价下行等行业风险，2022 年新能源发电公司中超过半数的公司盈利能力仍实现了抗压抬升。随着深化电力体制改革和构建新型电力系统的不断推进，未来新能源发电企业有望进一步改善收益。针对绿电运营面临的消纳消纳问题和电价下行风险，各新能源发电公司依据自身禀赋采取了市场化交易、多能互补、绿电绿证和碳排放交易等方式改善盈利能力，保持收益率稳中向好，以下对有代表性的新能源发电公司具体运营特点进行点评：
龙源电力：风电装机龙头，发电量增长对冲上网电价下降
装机容量持续增长，新增装机驱动业绩改善。2022 年公司新增控股装机容量合计4.41GW，同比增加 16.51%。其中，公司新增自建项目控股装机容量2.41GW，包括风电控股装机容量 0.53GW、光伏装机容量 1.88GW；资产重组并购新增风电控股装机容量 1.99GW、光伏控股装机容量 10.00MW。截至2022 年，公司控股装机容量31.11GW，其中风电控股装机容量 26.19GW，火电控股装机容量1.88GW，其他可再生能源控股装机容量 3.04GW。随着公司新增装机投运，公司发电量规模将进一步增长，驱动公司业绩改善。
发电量、上网电量同比增长。2022 年，公司发电量706.33 亿千瓦时（+11.6%），上网电量 681.45 亿千瓦时（+14.1%）。分不同电源来看，风电发电量583.08亿千瓦时（+13.7%），上网电量 562.96 亿千瓦时（+15.0%），风电上网电量的增加主要系风电装机容量同比增加，机组可利用率同比提升一级限电比例同比下降等因素综合影响；火电发电量 105.73 亿千瓦时（-1.9%），上网电量101.64亿千瓦时（+1.60%），火电发电量减少主要系机组调停次数和调停时长同比增加所致，上网电量增加主要系江阴苏龙热电、南通天生港电厂用电率较上年下降；其他可再生能源发电量 17.52 亿千瓦时（+44.9%）。 积极参与市场化交易，上网电价小幅下降。2022 年公司所有发电业务平均上网电价 0.468 元/千瓦时（不含增值税），较上年同期减少0.007 元/千瓦时。其中，风电平均上网电价 0.481 元/千瓦时（不含增值税），较上年同期减少0.013元/千瓦时，主要系风电市场交易规模扩大、平价项目增加以及结构性因素综合所致；火电平均上网电价 0.400 元/千瓦时（不含增值税），较上年同期增加0.048元/千瓦时，主要系市场交易电价上升所致。
毛利率小幅下降，净利率受资产减值损失影响出现下行，ROE 有所下降。2022年，公司毛利率为 34.43%，同比减少 0.44pct，主要系电价下降所致；净利率为15.29%，同比减少4.23pct，主要系资产减值损失影响，净利润出现下降；公司ROE为7.17%，同比减少 4.05pct，主要系净利率下行影响所致。
探索多渠道盈利模式，积极参与绿电绿证交易。2022 年，公司完成绿证交易46.6万张，同比增长 47.5%；组织分子公司积极参与绿电交易，抓住火电燃料成本高位的市场因素开展风火置换交易；完成碳配额交易10 万吨，助力火电履约；开发国际核证碳标准（VCS）项目 35 个，减排量超过 1500 万吨。
三峡能源：发电量大幅增长，绿电交易贡献增收
公司新能源装机持续增长，在建风光新能源装机规模较大，未来业绩增长高确定性。2022 年，公司新增风光新能源装机容量 1.92GW，其中风电、光伏新增装机容量分别为 0.63、1.29GW。截至 2022 年，公司累计装机容量为26.52GW，其中陆上风电、海上风电、光伏装机容量分别为 11.05、4.88、10.28GW；在建项目装机容量合计 12.23GW，其中风电、光伏在建装机容量分别为4.22、7.94GW。公司风光新能源项目资源储备充足，未来公司将加快推进项目建设，谋划争取一批、加快建设一批、建成投产一批重大工程项目，高效推进大基地及重点项目建设，未来项目投运将保障公司业绩持续增长。 2022 年发电量大幅增长，海上风电发电量增长显著。2022 年，公司发电量483.50亿千瓦时（+46.21%）。分不同电源来看，风电发电量339.48 亿千瓦时（+48.97%），其中陆上风电发电量 226.13 亿千瓦时（+16.21%），海上风电完成发电量113.35亿千瓦时（+240.29%）；光伏发电量 134.41 亿千瓦时（+41.50%）；水电发电量9.20 亿千瓦时（+17.80%）；独立储能完成发电量0.41 亿千瓦时。
市场化交易电量占比提升，平均上网电价小幅上涨。2022 年度，公司共参与21个省区的市场化交易，部分电能由电网公司采购，按项目批复电价结算，其余电量需参与市场化交易，按交易价格结算。公司市场化交易总电量190.87 亿千瓦时，占比达到 40.58%，同比提高 11.35pct。2022 年度，公司平均上网电价0.5021元/千瓦时，同比提高 0.0027 元/千瓦时，其中，风电和水电电价分别上浮0.0439元/千瓦时和 0.0254 元/千瓦时，光伏电价下调 0.060 元/千瓦时。毛利率微降，费用率下降，ROE 略有下降。2022 年,公司毛利率为58.40%，同比减少 0.01pct，整体较为稳定；受公司投资收益下降，同时信用减值损失、资产减值损失以及少数股东权益增加等因素拖累，公司净利率有所下降，由2021年的39.31%降至2022年的35.20%，减少3.78pct；公司ROE为9.72%，同比减少0.42pct，主要系公司净利率水平下降影响所致。
碳减排资产、绿电、绿证交易实现增收，改善公司盈利情况。2022 年度，公司深度参与碳减排资产、绿电、绿证交易，锁定增收超2.80 亿元。其中，公司销售34.6 万吨 CQCER（重庆市核证自愿减排量）减排量，销售收入595 万元；累计出售国内平价项目绿证 9378 张，增收约 36.57 万元；在11 个省区达成约18.24亿千瓦时绿电交易，增收约 1.21 亿元，并签订了首个十年期绿电交易协议。
新天绿能：风光发电与燃气业务并举，多能互补助力新能源消纳
风光发电和燃气业务并举，电力板块创收能力相对稳定。公司主业分为天然气和风光发电两大板块，2022 年营业收入为 185.61 亿元，同比增加15.01%，其中，电力板块营业收入 63.46 亿元，同比增加 0.34%，约占总营收的34%。电力板块增速较缓的原因主要是风电装机增速放缓、装机增量冲抵利用小时数下降。2022年净利润为 28.19 亿元，其中，电力板块净利润 21.35 亿元，同比下降6.74%，占比约 76.7%，较上年降低了 3.4pct。
装机容量增速放缓，项目储备充足。截至 2022 年底，公司控股装机容量593.8万千瓦，同比增长 2.5%。其中，风电控股装机总量581.2 万千瓦，光伏控股装机12.6 万千瓦，公司装机主要集中在华北地区，区域总装机量为477.1 万千瓦，占比约 80%。2022 年度，公司新增风电控股装机容量13.8 万千瓦，新增风电核准容量 77.2 万千瓦，新增风电协议容量 1420.0 万千瓦；新增光伏备案容量32.0万千瓦，新增光伏协议容量 726 万千瓦。截至年底，公司风电在建工程建设容量51.6万千瓦。 装机增量冲抵利用小时数下降，发电量小幅提升。2022 年度公司合计发电量141.98 亿千瓦时，其中，风电发电量 140.31 亿千瓦时，同比增长4.2%，利用小时数 2485 小时，同比减少 16 小时，高于全国平均水平264 小时；光伏发电量1.67亿千瓦时，同比增长 1.2%。利用小时数 1404 小时，同比增加9 小时，高于全国平均水平 67 小时。
毛利率、净利率有所下降，费用率减少较多。2022 年，公司毛利率为28.24%，较上年同期降低了 1.48pct；净利率为 15.19%，较上年同期降低了1.77pct，净利率降低主要是因为研发费用同比增加较多，公司加大科技项目研发投入，推进生产智能化。公司风光发电板块净利率为 33.64%，同比减少1.15pct，主要系风电利用小时数同比下降所致。公司 ROE 为 11.97%，同比降低5.61pct，主要系上年基数较大所致。
布局储能氢能，多能互补格局逐渐完善。2022 年，公司参股投建河北丰宁抽蓄，总装机容量 3600MW；新增抽水蓄能协议容量 6400MW，河北保定涞源黄花滩抽蓄、保定易县桥家河抽蓄、承德滦平三道沟抽蓄、石家庄平山县杨家桥抽蓄等四个项目共计 5800MW 纳入河北省抽水蓄能“十四五”规划重点前期项目。新型储能方面，公司开发的的围场飞轮储能示范项目、井陉飞轮储能示范项目已列入河北省《2022年度列入省级规划电网侧独立储能示范项目清单（第一批）》。氢能方面，河北省重点研发计划项目“大规模可再生能源耦合制氢关键技术及应用示范”项目通过第二年度评估；国家级创新平台“国家能源氢能与可再生能源协同技术研发中心”已通过国家能源局初审，综合排名第一并已进入复审环节。多元储能、氢能全面布局，助力新能源消纳。
节能风电：市场化交易电量占比持续提升，风电消纳情况改善
发电量持续提升，上网电量比例相对稳定。2022 年公司累计风电发电量119.41亿千瓦时，同比提高 19.47%，上网电量 114.68 亿千瓦时，同比增长19.00%，上网电量占比 96.04%，同比降低 0.38pct；平均利用小时数2276 小时，高于全国行业平均水平约 55 小时。截至 23Q1，公司累计风电装机容量532.53 万千瓦，在建项目装机容量约 80 万千瓦。随着新增装机持续落地，公司业绩有望保持稳定增长。市场化交易电量比例提高，弃风限电损失量降低。2022 年公司市场化交易电量62.43，占比达 54.44%，较上年同期提高 11.76pct；弃风限电造成的损失电量约10.75 亿千瓦时，占比 8.26%，较上年同期降低 2.79pct。一方面，公司在非限电区域及限电较少区域的风电场陆续投产，截至 2022 年末，在广东等非限电区域运营容量超 30 万千瓦，在山西、陕西等限电较少区域装机容量超30 万千瓦。另一方面，随着公司发电量参与市场交易的比例提高，限电情况改善，风电消纳有所好转。
2022 年公司毛利率与净利率有所提升，ROE 同比提高。2022 年公司毛利率58.00%，同比提高 2.79pct；净利率 33.31%，同比提高 10.60pct，主要得益于平均上网电价同比上涨、弃风限电损失减少和财务费用率有所降低。2022 年公司平均上网电价 0.5022 元/千瓦时，同比提高 0.0186 元/千瓦时；财务费用率为17.01%，较上年同期下降了 3.04pct。2022 年公司 ROE 为 13.55%，同比增加2.33pct，净利率及资产周转率均有所提升。
市场化交易以多边协商定价形式为主，现货交易尚未显著影响上网电价。2022年公司上网电价均价为 0.5022 元/千瓦时，较上年提高了0.0379 元/千瓦时。公司上网电价主要通过国家定价结算和电力多边交易两种方式确定。多边交易模式下，各企业就交易电量和电价进行磋商，确定承担电量和上网基础电价，风电场电费收入由基础电费和新能源补贴两部分组成，是公司电量销售结算的补充方式。随着全国统一电力交易市场推进和建成，新能源全面参与现货交易，或有电价下行风险，但利好风电电量上网。
浙江新能：风光水协同发展，消解季节性波动影响
发电量持续提升，水风光同步发展。2022 年度，公司累计发电量84.81 亿千瓦时，同比提高 63.05%，其中水电 29.76 亿千瓦时，占比35.09%，光伏26.74 亿千瓦时，占比 31.53%，风电 28.31 亿千瓦时，占比 33.38%。从分布区域来看，公司华东、西北地区发电量较多，分别占比 37.64%和 35.48%。截至2022 年12 月31日，公司已投产控股装机容量为 437.81 万千瓦，同比增加15.39%。其中水电113.22万千瓦，同比保持不变；光伏 195.97 万千瓦，同比增加10.39%，风电128.62万千瓦，同比增加 45.05%。
水电业绩承压，毛利率和净利率有所下降，资产周转率带动ROE 提升。2022年度，公司毛利率 54.05%，较上年同期降低了 2.22pct，主要系上网电价同比下降所致，净利率 25.00%，较上年同期提高了 1.06pct。2023Q1，公司毛利率为50.03%，较上年同期降低了 5.81pct，净利率为 18.45%，较上年同期降低了8.21pct。主要系来水不佳，水电电量下滑所致。公司 ROE 为 9.30%，较上年同期提高了2.98pct。公司净利率、资产周转率均有提升，权益乘数有所下降。其中资产周转率提升幅度较大，从 0.08 提升至 0.10。
风光水协同互补，消解新能源季节性波动影响。公司水电业务覆盖常规水电和抽水蓄能，风电业务覆盖海上风电和陆上风电，光伏业务覆盖集中式光伏和分布式光伏。从季节要素来看，公司可利用的风能资源和水能资源的季节分布可形成互补：水电所处流域枯水季与风电多发季节重合；风电和光伏发电量减少的雨季则是水电发电高峰期。风光水协同发展，抵御了新能源季节性波动对公司整体业绩的影响，降低电量偏差考核风险，保障了公司业绩稳定增长。
金开新能：积极参与电力市场化交易，推进数字化电力运维
装机容量不断提升，在手项目充足。截至 2022 年底，公司并网装机容量合计375.4万千瓦，其中，光伏项目并网容量 253.7 万千瓦，风电项目并网容量121.7万千瓦。2022 年新投产机组的并网装机容量合计 23.3 万千瓦；公司核准装机容量5566MW，在建项目装机容量合计 1456.90MW；2023 年公司筹备待建及在建项目24个。未来风光新能源项目投运将推动公司业绩持续增长。发电量和市场化交易电量持续增长，平均上网电价下调。2022 年公司总上网电量62.0 亿千瓦时，同比增长 66.94%；市场化交易总电量18.92 亿千瓦时，占比达30.51%，同比提高 14.31pct。2022 年公司平均上网电价0.556 元/千瓦时，近三年上网电价下行趋势有所放缓。电价下调主要系受光伏电价影响，公司在西北、华北、华东等区域光伏上网电价加权均价均有下降。毛利率小幅增长，净利率大幅改善，ROE 进一步提升。2022 年，公司毛利率为62.71%，同比增加 0.19pct；受费用率下降影响，公司净利率由2021 年同期的22.43%增加 3.18pct 至 25.61%；2022 公司 ROE 为 12.67%，同比增加1.15pct，公司盈利能力进一步增强。
成立运维子公司开展电力交易，电力外购获取套利。鉴于电力交易常态化，公司从电量管理过渡到收入管理和利润管理阶段，以“精细化管理+智能运维+智慧交易”为定位，新设二级子公司金开智维，主要业务为新能源资产运维、电力交易、数字化及智能化应用。2022 年公司外购电量 0.43 亿千瓦时，较上年同期增长85%。随着公司推进数字化转型、持续提升电力数字化交易能力，未来有望提升电力交易套利空间，助力业绩增长。
南网能源：工商业综合能源运营龙头服务商，分布式光伏持续增长
装机规模持续稳定增长，在手项目充足。截至 2022 年底，公司总装机容量183.1万千瓦，其中在运光伏项目装机容量约为 170.3 万千瓦，其他类项目装机容量月12.7 万千瓦。2022 年新投产机组的装机容量 31.7 万千瓦，与上年的31.8万千瓦持平。核准项目的计划装机容量为 257.3 万千瓦，在建项目计划装机容量68.8万千瓦。 发电量持续增长，光伏电价有所下降。2022 年度公司发电量合计23.8 亿千瓦时，同比提升 12.1%，其中光伏项目发电量 16.6 亿千瓦时，其他类项目发电量7.2亿千瓦时；上网电量合计 23.07 亿千瓦时，占比 97.1%，较上年提高0.8pct。公司光伏项目平均上网电价 0.71 元/千瓦时，同比降低0.09 元/千瓦时，其他类项目平均上网电价 0.76 元/千瓦时，同比提高 0.04 元/千瓦时。
生物质拖累业绩，投资收益助力 ROE 触底回升。2022 年度，公司毛利率为37.41%，同比降低 3.02pct，其中生物质综合利用项目受房地产市场低迷、煤价上涨等因素影响，生物质燃料价格上涨，运营情况不及预期，毛利率仅7.89%，较上年同期减少 13.16pct。公司净利率为 21.02%，同比提高0.99pct，主要系投资收益增加所致。公司 ROE 为 8.56%，同比增加 0.6pct，主要系净利率改善所致。经营性现金流改善，维持投资规模。2022 年，经营性净现金流12.17 亿元，同比增加 70.29%，主要得益于报告期内公司收到税务部门返还的增值税留抵退税资金3.48 亿元，其次是公司加大应收账款催收力度，再次可再生能源电价补贴回款情况好于上年；公司维持较大项目投资，投资性现金净流出23.2 亿元，同比增加10.45%；融资净现金流 10.6 亿元，同比下降 37.65%。
立新能源：风光资源禀赋良好，电力外送优势明显
风光发电规模扩大，平均上网电价小幅上涨。截至2022 年底，公司已投产控股装机容量 125.1 万千瓦，其中风电 62.1 万千瓦，光伏63.0 万千瓦，2022 年公司新投产机组的装机容量未 15.0 万千瓦。公司已核准在建和拟建风光电项目装机规模为153.9万千瓦，在手项目较上年同期大幅增长。2022年度，公司累计发电量19.90亿千瓦时，同比提高 8.51%；上网电量 19.30 亿千瓦时，同比提高8.12%；平均利用小时数 1586 小时，同比提高 8.48%；平均上网电价（含税）0.46 元/千瓦时，较上年提高 0.01 元/千瓦时。 2022 年度净利率明显提高，ROE 小幅提升。2022 年度，公司毛利率59.45%，较上年同期降低了 1.30pct；净利率 22.22%，较上年同期提高了4.37pct，主要系财务费用率同比明显降低所致；公司 ROE 为 8.36%，较上年同期提高了0.47pct，主要系净利率明显提高所致。2022 年 7 月 27 日，公司在深交所主板上市，2022年度经营性现金流、投资性现金流和融资性现金流同比均有明显提高，经营情况改善。
风光条件好，聚焦“西电东送”电源项目。公司运营的风电场、光伏电站主要位于新疆，区位优势明显。其中哈密国投新风三塘湖200MW 风电项目、哈密新风能源烟墩 200MW 风电项目、哈密新风光红星二场 50MWp 光伏项目、哈密国投新光山口 50MWp 光伏项目和伊吾淖毛湖 49.5MW 风电项目均为国家实施“疆电外送”的首个特高压输电项目“天中直流”工程的外送项目；吉木萨尔合计360MW 光伏发电项目为“吉泉直流”外送项目。公司发电项目依托特高压外送线路，消纳条件良好，并网优势明显，助力业绩持续增长。
中闽能源：海风资源禀赋优越，风电业务毛利率居高
风电装机规模福建省居前，区域竞争优势较强。截至2022 年底，公司控股并网装机容量 95.7 万千瓦，其中风电项目装机容量 90.7 万千瓦，包括61.1 万千瓦陆上风电和 29.6 万千瓦海上风电，光伏发电项目装机容量2 万千瓦，生物质发电项目装机容量 3 万千瓦。分地区看，公司在福建省内风电装机容量79.8 万千瓦，约占福建省风电装机规模的 11%。 发电量持续增长，上网电价小幅降低。发电量 28.7 亿千瓦时，占比约89%；上网电量 31.2 亿千瓦时，占比约 97%，同比降低 0.26pct。平均上网电价0.6406元/千瓦时，较上年降低了 0.018 元/千瓦时。
毛利率、净利率、ROE 均有所下降。2022 年，公司毛利率为61.68%，较上年同期降低了 3.28pct，主要系上网电价同比下降所致；净利率为43.83%，较上年同期降低了 2.58pct；ROE 为 13.53%，同比降低了 2.78pct，主要系净利率和权益乘数同比下降所致。
海风资源禀赋优越，风机利用小时数高。福建陆地海岸线长度全国第二，海岸线曲折率全国第一。在武夷山脉和台湾山脉形成的“狭管效应”下，台湾海峡海风强劲掠过，叠加东南沿海常年受冬夏季风、海陆风和热带气旋的影响，福建沿海风能资源丰富，全年 7 级以上大风的天数可达 100 多天。海上风力资源优越，助力大容量风电机组的应用推广。2022 年，公司权属海上风电项目平均利用小时数为 4038 小时，同比减少 186 小时；福建省内陆上风电项目平均利用小时数为3328小时，同比增加 298 小时，远高于全国风电平均利用小时数的2221 小时。
芯能科技：自发自用模式捍卫电价，储能有望改善余电上网收益
装机规模持续增长，项目储备充足。截至 2022 年底，公司并网的自持分布式光伏电站总装机容量约 72.6 万千瓦，其中 2022 年新增装机容量12.1 万千瓦。从地区上看，公司装机容量主要集中在江浙地区，浙江省装机容量63.2 万千瓦，占比约87%；江苏省装机容量 5.3 万千瓦，占比约 7%。公司在手已核准总装机容量85.5万千瓦，项目储备充足，未来业绩增长有保障。 2022 年度光伏发电量、价、利齐升，盈利能力显著增强。电价方面，2021年下半年至今，全国绝大部分省份陆续上调大工业电价，公司2022 年度光伏发电平均综合度电收入（不含补贴）同比提升 0.1 元/度（+21%）。电量方面，自持电站实现光伏发电量 6.75 亿千瓦时，较上年同期增加 1.10 亿千瓦时。
自发自用电量占比高，“分时电价”等政策驱动收益提升。2021 年下半年起，全国各省陆续出台分时电价政策，调整峰谷电价及峰谷时段，大工业平均用电价格提高；各地“能耗双控”政策致部分企业被停产限电。公司自持电站采用“自发自用，余电上网”的消纳模式，可以节约业主用电成本，缓解限电压力，发展前景向好；自用部分电费结算价格以业主大工业实时电价为基础，给予一定的电价折扣，度电收入紧扣大工业电价。2022 年公司自用电量5.17 亿千瓦时，占比达76.58%，高比例自用电量保障公司电价水平。
2022 年公司毛利率略微提升，净利率有所增长，ROE 持续提升。2022 年公司毛利率 54.90%，较上年同期提高 0.08pct，其中光伏电站投资运营（光伏发电）业务毛利率达 65.54%，较上年同期提高 5.32pct。光伏发电业务毛利大幅增加主要系公司“自发自用”部分电费受大工业电价同比上调影响，综合度电收入（不含补贴）比上年同期增加约 0.1 元/度所致。2022 年公司净利率29.47%，较上年同期提高 4.76pct，主要得益于管理费用率和财务费用率有所降低。2022 年公司ROE为 11.37%，同比提升 4.34pct，净利率、权益乘数、资产周转率均有提升，其中资产周转率增幅最高，2022 年资产周转率 0.20，同比提升33.33%。
分布式光伏叠合工商业储能，有望通过“虚拟电厂”模式实现购售电套利。依托公司在分布式光伏业务中积累的优质客户资源，公司储能业务具备先发优势，可为用户提供一体化用电解决方案，并形成“虚拟电厂”业务模式。随着电力现货交易推进，当电力现货价格较低时，“虚拟电厂”可从电网购电，补充自用电量或通过储能储存起来，待电力现货价格较高时再将余电出售。公司已实施多个“网荷光储充智能微网”示范项目，并已开发两款逆变器产品，未来有望打开储能市场。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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