绿电行业深度分析报告：陆风，海风，光伏（28页）

行业报告下载 2022年09月05日 07:43 管理员

光伏发电方面，2011 年光伏标杆上网电价出台，除西藏仍执行 1.15 元/kWh 的上网电价外，其余省（区、市）上网电价均按 1 元/kWh 执行。2013 年 8 月发改委发布通知，将全国分为三类太阳能资源区，规定 I-III 类资源区光伏电站标杆上网电价分别为 0.90、0.95、1.00 元/kWh。2015-2020 年，根据国家发改委每年出台的相关政策文件，普通光伏电站上网电价和常规分布式发电补贴标准逐年降低。2021 年出台的《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》提出对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目不再补贴，全面实现平价上网。除福建外，其他部分省份也在其出台的有关风电、光伏项目竞争性配臵文件中，将申报上网电价纳入了投资主体的评分标准，开启向下竞价模式。2021 年 5 月，甘肃发改委出台《关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知》，提出项目申报电价项占总得分比重 20%，申报电价不得高于国家规定的同类资源区指导价，同时不设竞争最低限价。2022 年 1 月，上海市发布的《金山海上风电场一期项目竞争配臵工作方案》中，申报电价得分占比高达 40%。今年 3 月 23 日上海市发改委公布三峡集团、上海绿能、中海油融风能源联合体为金山海风一期项目第一中标人，申报电价低至 0.302 元/kWh，远低于 0.4155 元/kWh 的上海市燃煤基准价。部分地区绿电电价受向下竞价影响，降幅较大。从成本端看，大部分省份对新建绿电项目提出配臵储能要求，导致建设成本上升。自2021 年起，全国超过 23 个省份对于新建的光伏和风电项目都提出了相关配储能要求，其中部分省份在竞争性配臵细则中将配储能列为明确得分点。例如，根据天津市《2021 年保障性并网项目竞争配臵评分细则》，规模超过 50MW 的项目要求承诺配套建设储能设施，光伏为 10%，风电为 15%，且储能设施须在发电项目并网后两年内建成投运。

承诺配套建设储能的绿电项目也更受鼓励与优先支持，例如，《辽宁省新增风电项目建设方案》（征求意见稿）提出优先支持承诺配套储能设施 10%以上的项目。绿电配套建设储能的要求提高了整体绿电项目建设成本。尽管新能源项目收益率受到一些负面因素影响，但也存在竞配政策规范化、绿电交易、全国统一电力市场推进、海风地方补贴等正向刺激因素，不可一概而论。随着各地区竞配政策更加规范，隐性投资成本有望降低。2021 年 5 月，甘肃省发改委下发《关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知》，明确提出市、县级政府不得以企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，增加项目投资经营成本。2022 年 7 月，云南省能源局发布的《关于印发云南省 2022 年新能源建设方案的通知》，同样要求不得附加不合理费用和捆绑额外条件增加投资企业非工程建设成本。各地愈加重视竞配的规范度，有望降低绿电项目额外隐性投资成本。绿电交易市场为新能源电力带来溢价。绿色电力交易是在现有电力中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种，并提供相应的绿色电力消费认证，目的是引导有绿色电力需求的用户直接与发电企业开展交易。2021 年 9 月 7 日，绿色电力交易试点启动会在北京召开，这是继国家发改委、国家能源局批复《绿色电力交易试点工作方案》后，启动的首次绿色电力交易，共 17 个省份 259 家市场主体参与，达成交易电量 79.35 亿千瓦时，成交均价较中长期协议溢价 0.03-0.05 元/kWh。2022 年 1 月，国家发改委在《促进绿色消费实施方案》中提出进一步激发全社会绿电消费潜力，统筹推动绿色电力交易、绿证交易，推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿电消费比例。根据北京电力交易中心披露的数据，截至 2022 年 4 月 1 日在国家电网公司经营范围内累计组织开展绿电交易 94.83 亿千瓦时。随着绿电交易逐渐进入常态化，新能源上网电价有望得到一定的溢价，从而提高项目收益率。