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2021年06月16日发布

事项：

2021 年 6 月 11 日，国家发展改革委印发《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》（以下简称《通知》），明确了 2021 年光伏发电、风电等新能源上网电价政策。《通知》提出， 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（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网。《通知》明确， 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。《通知》规定， 2021 年起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电、陆上风电、海上风电、光热发电等新能源产业持续健康发展。

国信环保与公用事业源观点： 1、 “碳中和”确立新能源高增赛道，我们测算 2020-2030 年风电、光伏发电量 CAGR 分别为 12%、 17%； 2、技术持续进步，成本稳步下降，大直径和大容量风机提升风力发电效率，光伏电站造价将随电池转换效率提升而持续降低；新增项目补贴不新欠带来稳定现金流， ABS、 ABN、保理、确权贷款等金融工具盘活存量应收账款，新能源运营商的现金流将迎来改善； 2021 年新建项目不竞价，电价好于预期，市场化交易，充分释放新能源电力绿色价值。 我们推荐有资金成本优势、资源储备优势的新能源运营龙头三峡能源、龙源电力。

评论：

2021 年起，对于新建项目，中央财政不再补贴，实行平价上网《通知》提出， 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（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网。随着产业技术进步、效率提升，近年来新建光伏发电、风电项目成本不断下降，当前已经具备平价上网条件，行业对平价上网也形成高度共识。据测算，在执行各地燃煤发电基准价的情况下， 2021年新建光伏、陆上风电项目全生命周期全国平均收益率均处于较好水平，资源条件好的省份的新建项目、技术和效率领先的新建项目能够实现更好的收益。

2021 年新建项目不竞价，有利于调动各方面投资积极性

《通知》中明确， 2021 年新建项目上网电价按当地燃煤发电基准价执行，不再通过竞争性方式形成具体上网电价。 5 月，发改委下发的《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》）中，新建项目上网电价继续按“指导价+竞争性配置”方式形成，指导价统筹考虑 2020 年各地燃煤发电基准价和市场交易平均价分省确定，除青海省外，其他省份指导价均低于当地燃煤发电基准价，价差在 0-0.0172 元/千瓦时。除青海省外，《通知》中 2021 年各省份新建项目上网电价均高于《征求意见稿》中的指导价，这释放出清晰强烈的价格信号，有利于调动各方面投资积极性，推动风电、光伏发电产业加快发展。

同时，吉林省能源局也于近日下发《吉林省风电、光伏发电项目分配实施细则》，十四五期间，吉林省将通过三种方式：采用自带负荷、直接配置、竞争配置相结合方式，确定风电、光优发电项目建设计划。其中竞争配置重点对项目单位综合能力、对吉林省能源产业发展贡献、项目设备技术先进性、前期工作开展情况，不对项目的上网电价进行竞争。

市场化交易，充分释放新能源电力绿色价值

考虑到部分用电企业希望与新能源发电企业直接开展市场交易购买绿电并支付更高价格，《通知》明确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。市场化交易并不天然意味着低价交易，新能源电力完全可以凭借其环境正外部性获得高于化石能源电力的价格。在“双碳”背景下，用电企业对零碳排放的绿色电力需求越来越旺盛和迫切，部分企业即使为绿色电力支付更高的价格，也是具有经济性。相较于全国发电行业平均排放水平，新能源发电减排约 0.9kg/kWh，全国各试点碳配额最新成交均价在 9-70 元/吨波动，新能源电力绿色价值约0.8~6.3 分/kWh。 当前欧盟市场最新碳交易价格在 50 欧元/吨， 随着全国碳交易市场启动，覆盖碳配额占比越来越大，碳交易价格有望持续上行， 新能源电力绿色价值也将随之提升

地方定价，鼓励地方支持海上风电和光热发电

《通知》规定， 2021 年起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。海上风电、光热发电的定价权交给地方，一是地方政府可以结合当地资源条件、能源转型需要以及财力状况，合理制定上网电价政策；二是鼓励地方出台有针对性的扶持政策，各地可根据实际情况，制定高于当地燃煤发电基准价的海上风电电价，超出基准价的部分，由省财政统筹解决。

投资建议： 2021 年新建项目电价好于预期， 推荐具有资金成本优势和充沛现金流的龙头企业

“碳中和”确立新能源高增赛道。“双碳”背景下，我们测算 2020-2025 年，风电、光伏发电量 CAGR 分别为 16%、 20%；2020-2030 年风电、光伏发电量 CAGR 分别为 12%、 17%； 2020-2060 年风电、光伏发电量 CAGR 分别为 6%、 8%，同期 GDP 年均复合增速预计为 3.3%左右，新能源发电行业将成为确定的高增速行业。

技术持续进步，成本稳步下降。 2010-2019 年，我国陆上风电平均装机成本由 1482 美元/kW 下降为 1222 美元/kW，下降 18%； LCOE（平准化度电成本）由 0.07 美元/kWh 下降至 0.047 美元/kWh，下降 33%；大直径和大容量风机提升发电效率，主流风机单机容量不断提升，单瓦价格呈下降趋势。 2010-2019 年，我国光伏发电平均装机成本由 3947 美元/kW下降为 794 美元/kW，下降 80%； LCOE（平准化度电成本）由 0.301 美元/kWh 下降至 0.054 美元/kWh，下降 82%；光伏电站造价将随电池转换效率提升而持续降低， CPIA 在《中国光伏产业发展路线图（ 2020 年版）》中预测， 2020-2030年， PERC P 型单晶电池效率将从 22.8%提升至 24.1%， N 型单晶异质结电池效率将从 23.8%提升至 25.9%；之电池转换效率提升，我国地面光伏系统初始全投资也将从 2020 年的 3.99 元/W 降至 2030 年的 3.15 元/W。

新增项目带来稳定现金流，金融支持政策盘活存量应收账款。 可再生能源发电补贴政策坚持以收定支原则，新增项目不新欠，带来稳定现金流； 2021 年 3 月，国家发展改革委等五部门联合印发《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》提出，各类银行金融机构均可在依法合规前提下向具备条件的可再生能源企业在规定的额度内发放补贴确权贷款，并通过核发绿色电力证书方式适当弥补企业分担的利息成本。以龙源电力为例，为了盘活存量资产，公司成功发行一期、二期 ABS，分别募集人民币 7.13、 10.3 亿元；通过保理等业务， 2020 年出表 34.4 亿元。随着新建平价/竞价机组的投产， ABS、保理、确权贷款等金融工具的利用，新能源运营商的现金流将迎来改善。

2021 年新建项目不竞价，电价好于预期， 除青海省外，《通知》中 2021 年各省份新建项目上网电价均高于《征求意见稿》中的指导价，这释放出清晰强烈的价格信号，有利于调动各方面投资积极性，推动风电、光伏发电产业加快发展。市场化交易，充分释放新能源电力绿色价值，随着全国碳交易市场启动，覆盖碳配额占比越来越大，碳交易价格有望持续上行，新能源电力绿色价值也将随之提升。我们推荐有资金成本优势、资源储备优势的新能源运营龙头三峡能源、龙源电力。

风险提示

1、产业政策发生重大变化； 2、新能源消纳不及预期； 3、上网电价低于预期； 4、利率上行增加资金成本。