燃煤发电标杆电价改革专题报告：定价之锚切换，新能源平价影响几何.pdf

请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 Table_Main 行业研究 电气设备 证券研究报告 行业深度报告 电源设备 2019 年 11 月 22 日 Table_Invest 投资评级：优于大市 Table_Author 证券分析师 韩伟琪 资格编号： S0120518020002 电话： 021-68761616-6160 邮箱： hanwqtebon Table_Contact 联系人 冯俊 电话： 021-68761616-6361 邮箱： fengjuntebon Table_Quote 市场表现 资料来源： 德邦研究所 Table_DocReport 相关研究 Table_Title 定价之锚切换 新能源平价 影响几何 燃煤发电标杆电价改革专题报告 Table_Summary 投资要点： 燃煤电价改革，标杆电价改为“基准 +上下浮动” 。 2019 年 10 月 24 日， 国家 发改委发布了关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见，文件 宣布 我国不再实行固定的煤电标杆上网电价制度，改为“基准 +上下浮动”制度。 从 2020年开始，每个省市自治区的基准价等于原来的煤电标杆，上浮不超过 10%，或下浮不超过 15%。 定价之锚切换，新能源平价大受影响。 燃煤发电上网电价是不同电源、环节电力定价的“锚” 。 其 电价改革对于 2021 年后平价上网的风电、光伏项目有很大的影响。全面平价的风电、光伏项目 将与煤电直接竞争，上下浮动的燃煤电价将导致新能源平价项目投资价值的重估，为行业整体发展空间的估计引入新的变量。 投资意愿 模型可以很好解释近年风电装机变化。 我们建立 了基于 IRR 测算的投资意愿模型， 并 利用 2015-2018 年的风电数据对模型进行了回测， 我们 发现 计算得出的装机意愿的变化与实际装机数据的变化是比较吻合的。 风电投资成本相对较高，建设投入需进一步改善。 由于风电机组占风电项目总成本构成的一半左右，风机价格的变化对于风电项目建设成本的影响非常大。 我们的模型表明，当风机价格接近 3000 元 /kW，风电项目 投资成本低于 6000 元 /kW时， 燃煤电价下调对于平价风电项目装机意愿的影响约为 5%15%。 光伏 更接近平价临界点，降本增效后平价无忧。 光伏投资成本相对较低，当 光伏建设成本在 3.5 元 /W 以下或发电能力提升 5%以上时，燃煤电价下调对于光伏平价项目的影响不超过 10%。 投资建议。 随着消纳的改善和技术的进步，新能源平价项目受燃煤电价下行的影响越来越小，且影响幅度基本可控。 我们继续看好风电光伏产业链相关龙头企业，建议关注：风机龙头金风科技、风塔龙头天 顺风能、海上风电零件供应商振江股份、光伏单晶龙头隆基股份、光伏逆变器龙头阳光电源。 风险提示。 电价下调 幅度 超预期； 全社会用电需求不及预期 ； 新能源政策执行不及预期。 Table_StockInfo 行业相关股票 股票代码 股票名称 EPS（元） P/E 投资评级 2018A 2019E 2020E 2018A 2019E 2020E 上期 本期 002202 金风科技 0.88 0.71 1.04 13.78 17.22 11.76 未评级 未评级 002531 天顺风能 0.26 0.43 0.56 23.15 14.09 10.84 未评级 未评级 603507 振江股份 0.48 1.08 1.49 38.71 17.20 12.47 增持 增持 601012 隆基股份 0.93 1.31 1.67 23.62 16.83 13.16 未评级 未评级 300274 阳光电源 0.56 0.76 0.88 17.11 12.61 10.89 买入 买入 资料来源： Wind， 德邦研究所 -10%0%9%19%28%38%11/18 02/19 05/19 08/19 11/19电源设备 沪深 3002 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 Table_Page 行业研究 电源设备行业 目 录 1. 燃煤电价改革 定价之锚切换 . 5 1.1 燃煤电价是电力价格的定海神针 . 5 1.2 电价改革剑指市场化 平价风光项目直面竞争 . 7 2. 新能源投资意愿的量化评估模型 . 9 2.1 模型简介与基本假设 . 9 2.2 模型验证： 2018 年风电光伏投资回报 . 14 2.3 模型验证： 2014-2018 年风电装机趋势 . 16 3. 风电：对成 本更敏感 冲击难以抵消 . 17 3.1 平价风电的投资收益测算 . 17 3.2 消纳改善与技术进步提升发电能力 . 18 3.3 建设成本是影响投资收 益的主因 . 19 4. 光伏：对电价更敏感 技术进步促平价 . 21 4.1 平价光伏的投资收益估计 . 21 4.2 降本增效 平价无忧 . 22 5. 投资建议：全面平价可期 继续看好风电光伏 . 24 5.1 风电整机龙头：金风科技 . 25 5.2 风电塔筒龙头：天顺风能 . 25 5.3 海上风电零件核心供应商：振江股份 . 25 5.4 光伏单晶龙头：隆基股份 . 26 5.5 光伏逆变器龙头：阳光电源 . 26 6. 风险提示 . 26 3 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 Table_Page 行业研究 电源设备行业 图 表 目录图 1 我国电力定价政策历史（ 2004 年以前） . 5 图 2 历史我国火电装机占比与发电量占比 . 5 图 3 2019 年前三季度我国发电量统计分布 . 5 图 4 燃煤上网电价的组成 . 6 图 5 华北地区燃煤标杆电价的变化（不含脱硫、脱硝、除尘） . 6 图 6 我国市场化交易电量占全社会用电量的比例 . 7 图 7 新能源投资模型的基本框架 . 9 图 8 项目投资 IRR 与临界决策 IRR . 10 图 9 2018 年我国各地累计 风电并网容量 . 10 图 10 2018 年我国各地新增风电并网容量 . 10 图 11 2018 年我国各地累计光伏并网容量 . 11 图 12 2018 年我国各 地新增光伏并网容量 . 11 图 13 中国平均风功率地图（ 100 米高度） . 12 图 14 中国光伏发电潜力地图 . 12 图 15 我国光伏项目单位建造成本 . 13 图 16 我国陆上风电项目单位建造成本 . 13 图 17 2018 年我国各省（区、市）风电平均利用小时数 . 14 图 18 2018 年各省（区、市）风电投资项目估算 IRR . 15 图 19 2018 年我国各省（区、市）光伏平均利用小时数 . 15 图 20 2018 年各省（区、市）光伏投资项目估算 IRR . 16 图 21 国内风电投资成本与风电标杆上网电价的变化 . 16 图 22 利用装机意愿模型（消纳权重）回测 2014-2018 年的风电新增装机数据 . 17 图 23 风电投资成本 6 元 /W，基准电价下浮 15%时各省（区、市）投资 IRR 估算 . 17 图 24 全国及重点地区弃风率情况 . 18 图 25 全球风电大型化趋势， 2010-2018 . 18 图 26 全球陆上风电容量因子持续攀升 . 19 图 27 风电项目成本构成 . 20 图 28 我国风电主机招标价格变化趋势 . 20 图 29 风电运营企业披露的风电单位投资与风机单价 . 20 图 30 光伏投资成本 3.5 元 /W，基准电价下浮 15%时各省（区、市）投资 IRR 估算 . 21 图 31 全国光伏消纳逐季改善 . 22 4 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 Table_Page 行业研究 电源设备行业 图 32 未来各种主流光伏电池技术效率提升趋势 . 23 图 33 光伏运营企业批露的光伏单位投资与主要设备单价 . 23 图 34 我国 风电已开发与未开发资源（ GW） . 24 图 35 我国光伏已开发与未开发资源（ GW） . 24 表 1 燃煤电价改革对其他电源的影响 . 8 表 2 2018 年全国各省市燃煤标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘） . 11 表 3 其他参数的基本假设 . 13 表 4 2018 年新建陆上风电标杆电价 . 14 表 5 2018 年普通光伏电站 标杆上网电价 . 15 表 6 风电建设成本为 6 元 /W 时，燃煤电价浮动对于装机意愿的影响 . 18 表 7 风电建设成本为 6 元 /W 时，发电能力提升 5% . 19 表 8 风电装机意愿敏 感性分析 . 21 表 9 光伏建设成本为 3.5 元 /W 时，燃煤电价浮动对于装机意愿的影响 . 22 表 10 光伏装机意愿敏感性分析 . 24 表 11 新能源行业相关标的 . 25 5 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 Table_Page 行业研究 电源设备行业 1. 燃煤电价 改革 定价之锚切换 1.1 燃煤电价是电力价格的定海神针 在电力行业的发展期，为 了 保证电厂收回整体建设和运营成本，电力的批发和零售价格受到 政府管制。中央政府按照各省的发电成本和经济发展水平制定 相应的标杆电价。 目前 我国 统一的标杆上网电价是在 2014 年首次实施的，在此之前，我国 上网电价采用的是“一厂一价”和“经营期电价”等 定价政策。 图 1 我国电力定价政策历史（ 2004 年以前） 资料来源： 发改委， 德邦研究所 由于 煤电在中国 的电力结构中占比最大 ， 无论是装机容量 还是 发电量， 都远超其他发电方式 。 燃煤电价 的制定 对于电力行业 的定价至关重要，堪称是电力价格体系的定海神针。 图 2 历史 我国 火电装机占比与发电量占比 图 3 2019 年前三季度我国发电量统计分布 资料来源：中电联， 德邦研究所 资料来源：中电联， 德邦研究所 煤电标杆上网电价由省级政府拟定，各省之间不尽相同。例如，在 经济 较为落后且富含煤炭资源的甘肃省， 2018 年煤电的标杆上网电价是 0.2978 元 /千瓦时，而在经济 发达但缺少煤炭资源的广东省，煤电的标杆上网电价为 0.4505 元 /千瓦时。 目录价格20世纪 80年代以前，中国所有的电厂都是由中央政府出资建设的。上网电价按照中央政府批准公布的目录价格制定，但目录价格只考虑了运行成本，未考虑建设成本。一厂一价20世纪 80年代 开始 ，面临经济的快速增长、电力严重短缺，以及预算不足等问题，中央政府开始放开多种投资渠道，鼓励 对 电力进行投资。为增加发电行业的投资吸引力，新建电厂能够获得国家批复的、较之老机组更高的电价，用于回收成本并获取固定的资金回报率。这种所谓的“一 厂一价”的政策允许不同的新建发电机组采取不同的价格；并在贷款还清后设定新的价格。经营期电价1998年中央政府引入了新的定价政策，即“经营期电价”，鼓励提升效率降低成本，考虑利用现有机组满足电力供应。“经营期电价”政策采用电厂的预期寿命而非还贷期作为电价核定标准。新电厂的成本按照同类电厂的平均成本核定，投资回报率假定为长期贷款利率上浮 2-3%。5560657075808590951949 1970 1981 1986 1991 1996 2001 2006 2011 2016火电装机占比 (%) 火电发电占比 (%)71.78%16.87%4.85% 4.79%1.71%火电 水电 风电 核电 太阳能发电6 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 Table_Page 行业研究 电源设备行业 此外，煤电还需承担其他税费，主要用于改善空气质量和减排。对于安装了污染物脱除设施的机组，其额外的脱硫（自 2004 年起征）、脱硝（自 2011 年起征）和除尘（自2013 年起征）成本将计入其标杆上网电价。 国家发改委负责发布标杆上网电价和额外的环保电价。 2013 年的环保电价中，脱硫附加费用为 0.015 元 /千瓦时，脱硝附加费用为 0.010 元 /千瓦时，除尘费为 0.002 元 /千瓦时。 图 4 燃煤 上网 电价的组成 资料来源：发改委， 德邦研究所 为确保减排设施 正常运行，地方环保机构负责监督所有燃煤发电厂每日的排放数据。在该制度的激励下，截至 2017 年底，所有燃煤发电厂均已安装脱硫设施和除尘设施，92%的燃煤发电厂安装了脱硝设施。 最新一轮的电价调整是 2017 年 7 月。 在对煤电执行上网电价后，标杆电价经历了数轮调整。主要原因是平均发电成本发生了很大变化，而影响因素可能是煤价变化、施工成本、年发电小时数、固定成本、长期贷款利率、折旧率或还款期。 以华北地区为例，我们可以发现，燃煤标杆电价的变化整体呈现下降趋势。北京的燃煤标杆电价由 2013 年的 0.3717 元 /kWh， 下 降至 2017 年的 0.3328 元 /kWh， 降幅超过 10%。 图 5 华北地区燃煤标杆电价的变化（不含脱硫、脱硝、除尘） 资料来源： 德邦研究所 2004 年以来，燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制逐步建立，并成为上网侧0.280.290.30.310.320.332004年制定 2004年起征 2011年起征 2013年起征 目前标杆电价 脱硫附加费 脱硝附加费 除尘费0.230.280.330.380.432013/09 2014/03 2014/09 2015/03 2015/09 2016/03 2016/09 2017/03元/kWh北京 天津 冀北 冀南 山西 山东 蒙西7 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 Table_Page 行业研究 电源设备行业 电价形成的重要基准，对规范政府定价行为、促进不同类型上网电价合理形成、优化电力行业投资、引导电力企业效率改善、推动电力上下游产业健康发展发挥了重要作用。 1.2 电价改革剑指市场化 平价风光项目 直面竞争 然而“煤电联动”机制 存在着一些问题。 首先，煤电联动机制无法及时有效地调整电价。电价的调整往往是在煤价上涨之后，而发电企业则需要承担煤价变化带来损失的 30%。 其次，这一机制的应用很可能导致煤价和煤电价格周期性上涨。 第三， 2015 年的一份煤电联动机制修订版文件规定只能在次年年初对电价进行调整，这和其他可行的行政手段相比效果似乎不够明显。如今中国的煤价已经市场化，煤炭价格波动频繁，但这一行政机制仅允许对煤价进行定期调整。煤价上升时，发电企业可能很难保持盈利。 图 6 我国市场化交易电量占全社会用电量的比例 资料来源：中电联， BNEF， 德邦研究所 近年来，随着电力市场化改革的不断深化，竞争性环节电力价格加快放开，现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展，突出表现为不能有效反映电力市场供求变化、电力企业成本变化，不利于电力上下游产业协调可持续发展，不利于市场在电力资源配置中发挥决定性作用。 2015 年是本轮改革的肇始。当时 政策是允许电力大用户与发电企业签订“直购电”协议，中间可有售电公司作为中介，而不再通过传统的电网公司统购统销。这被认为是致力于供给侧改革的一个方面，旨在降低工商业用户用电成本。 到 2018 年，全国全社会用电量当中已有 32%实现了市场化（即电价不采用政府指定的标杆 电价 ，而由市场决定），但由于种种原因仍然 低于预期的 40%目标。 2019 年 10 月 24 日， 国家发改委发布了关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见（发改价格规 2019 1658 号）。 文件 宣布 我国 不再实行固定的煤电标杆上网电价制度，改为“基准 +上下浮动”制度。 根据指导意见 ， “基准价”和浮动空间均将由国家发改委决定。从 2020 年开始，每个省市自治区的基准价等于原来的煤电标杆（除浙江省 2019 年更新之外，其它省份0%5%10%15%20%25%30%35%020,00040,00060,00080,000100,0002014 2015 2016 2017 2018 2019E亿度坐标轴标题市场化交易电量 /亿度 全社会用电量 /亿度 市场化电量占比8 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 Table_Page 行业研究 电源设备行业 最近 更新是在 2017 年），上浮不超过 10%，或下浮不超过 15%。 各 省级政府今后将可以决定自己的浮动幅度（在国家规定的范围以内），并于每年11 月 15日前向国家发改委报送审批。而为了实现中央政府此前承诺的降电价的总目标，2020 年暂不允许上浮。 浮动标杆新机制实际上是一项旨在实现全面市场化的过渡性政策，只适用于尚未市场化的煤电发电量。 发改委发布文件正文的同时，也发布了 发展改革委就深化燃煤发电上网电价形成机制改革答记者问，作为官方解读。无论是文件正文，还是解读文件，都提到：燃煤发电上网电价是不同电源、环节电力定价的“锚” 。 将现行“燃煤发电标杆上网电价”机制改为“基准价 +上下浮动”的市场化价格机制，对于包含风电光伏 在内的可再生能源电价的影响，就是“定价之锚”发生了变化。 改革之前，可再生能源 的定价之锚是“燃煤发电标杆上网电价 “，改革之后， 新的“锚”变成“基准价”，而“基准价” 仍然包含脱硫、脱硝、除尘电价 ，即等同于原来的“燃煤发电标杆上网电价”。 综上所述， 新的电价机制对于其他电源的影响可以 总结如下： 2020 年 底 前已经运行和实现并网的 有补贴的 风电、光伏项目，仍会按照基准价从电网获得电费收益，也会从国家可再生能源发展基金获得补贴； 2020 年底前已经运行和实现并网的无补贴风电光伏项目， 根据 2019 年 1 月实施的关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知 ， 省级电网企业承担收购平价上网项目和低价上网项目的电量收购责任，按项目核准时国家规定的当地燃煤标杆上网电价与风电、光伏发电项目单位签订长期固定电价购售电合同（不少于 20 年） ，也不会受到影响。 水电仍将按原有的上网电价执行； 今后新投产的核电机组将获得煤电基准价或核电标杆上网电价（ 0.43 元 /kWh）中的较低者； 燃气发 电上网电价将控制在各省的煤电基准价上 0.35 元 /kWh 以内。 表 1 燃煤电价改革对其他电源的影响 电源类型 2020 年底前并网 的项目 2021 年及以后并网的项目 风电、光伏 不论有无补贴，均 无影响 ； 全面平价 ，与煤电直接竞争 ； 水电 水电仍将按原有的上网电价执行； 核电 延续原有政策，新投产的核电机组将获得煤电基准价或核电标 杆上网电价（ 0.43 元 /千瓦时）中的孰低价 ; 气电 气电上网电价将控制在各省的煤电基准价上 0.35 元 /kWh 以内 。 资料来源：发改委， BNEF， 德邦研究所 9 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 Table_Page 行业研究 电源设备行业 我们认为，本次燃煤电价是深化电力市场化改革的关键步骤， 虽然着力点在于燃煤发电，但对于 2021 年后平价上网的风电、光伏项目也有很大的影响。全面平价的风电、光伏 项目 将与煤电直接竞争 ，上下浮动的燃煤电价将导致新能源项目投资价值的重估，为行业整体发展空间的估计引入新的变量。 2. 新能源投资意愿的量化评估模型 2.1 模型简介与基本假设 新能源项目开发商一般通过测算内部收益率（ IRR）来进行投资决策。 通过假设项目的一些 具体 条件，如上网电价、年利用小时数等，可以计算出发电收入，投资成本，财务成本，得到每年的现金流 ，从而计算出该项目的 IRR。 图 7 新能源投资模型的基本框架 资料来源： 德邦研究所 传统的 IRR 决策规则是： 接受 IRR 大于公司要求回报率的项目； 拒绝 IRR 低于公司要求回报率的项目。 这样分析得出企业的投资可能性只有离散的 0 或 1 两种结果。 由于我们的 IRR 测算模型假设了太多的参数，我们计算得出的 IRR 存在一定的误差，如果误差导致测算的 IRR 刚好可以大于（或小于）企业要求的临界回报率，在传统的 IRR 决策规则下就会 得出 完全相反的 结论。 一方面，我们希望可以更加细致地量化企业对于项目地投资意愿，使得出的结果在0 到 1 之间可以连续变化。另一方面，我们希望结果对 IRR 误差的敏感性 更弱一些，即模型稳定性更强。 10 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 Table_Page 行业研究 电源设备行业 图 8 项目投资 IRR 与临界决策 IRR 资料来源： 德邦研究所 假设我们计算得出的投资 IRR 是一个正态分布，那么公司对于项目的投资意愿可以用此分布中高于临界 IRR 的概率表示。 该正态分布的均值即是我们的计算的 IRR 值。考虑到一般企业决策的临界 IRR 是8%，当项目 IRR 等于 8%时，意味着公司基本可以实现盈亏平衡， 此时我们认为公司的投资意愿有 50%。 实际上，新能源项目开发商一般在 IRR 为 10%时才有比较大的投资意愿。统计上，两倍标准差是一个较为显著的差异。这样，我们假设正态分布的标准差是 1%，则当临界 IRR 为 8%，项目 IRR 为 10%时，企业的投资意愿为 97.7%，与实际的情况相吻合。 我国不同地区的自然资源禀赋，政策条件之间存在 很大的 差异，当我们考虑全国整体的投资可能性时需要对各地的情况分开 计算 并进行汇总。 由于数据获取 的难度，我们将地区划分的颗粒度具体到省（区、市）。 这里我们采用加权平均的方法来计算全国的装机意愿，我们可以利用 2018 年我国各省（区、市）的累计和新增并网数据来给不同的地区赋予权重。 可以发现，累计装机数据和新增装机数据的分布存在很大的差异。这是因为，累计装机数据 为历史装机量的总和，主要体现出资源禀赋的优劣。累计装机量较高的地区一般为资源条件较好的区域。 图 9 2018 年我国各地累计风电并网容量 图 10 2018 年我国各地新增风电并网容量 资料来源：能源局， 德邦研究所 资料来源： CWEA， 德邦研究所