新能源发电细分板块历史行情复盘

国内煤价中枢快速回落。

1.火电：峰回路转，价值重估正当时

1.1火电历史行情复盘

1.1.1行情走势复盘

火电一季度行业情况复盘。根据火电（中信）成分标的经营情况进行分析，2022 年和 2023 年 Q1 营收分别达 1.27 万亿和 0.33 万亿，分别同比增长 16.23%和 4.78%，主要 系火电发电电量和电价上浮带动，据我们统计，2022 年多个省份地区年度交易电价近似 顶格 20%上浮。2022 年由于燃料成本明显增长，火电板块营业成本同比增长 10.67%， 2023 年一季度营业成本增幅显著回落。整体来看，2022 年火电行业受成本大幅增长拖 累业绩，归母净利同比下降 103.4%，2023 年一季度随煤价持续下行成本下降，归母净 利同比增长 227.48%。

煤电历史行情走势多次背离“顶牛”相关性，煤价并非驱动火电行情走势和估值提升的 单一决定性要素。对于火电公司业绩而言，煤价是影响业绩的最主要要素，煤价波动直 接影响电厂利润表现。但复盘历史，实际火电行情多次背离传统认知中的煤电“顶牛” 格局，例如在 2011-2013 年，煤价下行需求收缩，同样联动影响火电电价与利用小时数， 火电行情与煤价同降，煤价并非是驱动火电行情走势和估值提升的核心因素。

目前火电板块具备安全边际，且具备“逆周期”属性，相对收益持续扩大。复盘火电历 史行情，2002-2004 年，在电力供应紧缺和电改 5 号文发布的背景下行业迎来资本开支 快速扩张，带动行情上涨；2011-2015 年，伴随煤价下行，成本修复，但是煤价联动下 削弱火电盈利空间；2018-2019 年，火电体现出逆周期属性；2021 年后，在双碳目标牵 引下，火电再度迎来资本开支扩张时期。当前，火电行业正处于基本面向好抬升区间， 在经济复苏较弱的预期下，煤炭需求弱复苏，价格下行带动成本修复，火电逆周期特性 突出。

1.1.2电改复盘

1978~1985：政企合一模式导致供给短缺，引入多元化主体。1997~2001 年，政企分开改革。1997 年国家电力公司挂牌成立，随后承接了原 电力工业部所属的全部企事业单位，实行发、输、配、售一体化经营，从中央层面 实现了政企分开。2002 年 2 月，国务院正式批准《电力体制改革方案》（电改“5 号文”），确立“厂 网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的十六字方针，为我国电力体制改革指 明方向。2004 年底，提出煤电联动机制，2005 年 5 月首次执行。将煤电电价形成机制由成 本加成法（一机一价）改为标杆电价，由省级价格主管部门根据全省基准煤价和合 理收益确定省级统一的电价，解决了一机一价模式下成本越高收益越高的问题；同 时提出当煤价涨幅超过 5%时进行电价调整，每次调整周期不低于 6 个月，70%的 煤价涨幅传导至电价，即“煤电联动”。

2008 年，煤电联动滞后，之后大幅上调电价。2008 年 11 月，四万亿出台，导致 2009 年煤价迅速攀升，电价滞后调整。按照之前煤电联动规律，市场普遍期待 2010 年底或 2011 年初上调电价，但是直到 2011 年 4月电价才迎来上调且幅度及其有限。 随着煤价继续攀升，煤电行业 2011 年出现继 2008 年之后的第二次大范围亏损，多 地出现电荒。在多方压力下，国家发改委于 2011 年 12 月再次上调煤电标杆电价并 引入脱硫脱硝电价合计约 3 分/千瓦时，为我国煤电联动历史上单次上调幅度最大的 一次。火电公司盈利能力迅速提升，华能国际扣非 ROE2013 年达到历史最高点 19.79%。2015 年改革：矛盾交织下的市场化发电企业单边让利。

2015 年 12 月，我国发布 《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，给出了完善后的煤电标杆电价联 动公式，并按机制下调电价 3 分/千瓦时。至此，我国电力市场再次进入计划与市场 并存的双轨制时代。 2019 年，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。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不 超过 10%、下浮原则上不超过 15%。2021 年 10 月 11 日，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化 改革的通知》（1439 号文），提出燃煤发电量原则上全部进入市场，浮动范围扩大 至正负 20%，高耗能行业电价不受限制。

1.2煤价下行，火电盈利修复空间巨大

国内煤价中枢快速回落，海外能源价格持续下行。海外煤价加速下行，挫伤国内贸易商 挺价情绪，北港 5500 卡现货价格目前在 800 元/吨左右震荡，（截至 6 月 15 日至 805 元/吨）。同时，港口库存保持高位。从电厂库存来看，相比历史情况，电厂陆续做好迎 峰度夏准备，电厂库存持续高位上行，有力支持后续市场博弈。目前已至 Q2 末，此时 港口、电厂的较高库存，和持续下行跌势，电煤大概率出现“旺季不旺”，后市反弹力度 难有支撑，火电修复仍有空间。 长协煤保障力度持续加强，进一步支持盈利修复空间。国家发展改革委先后发布了《关 于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》和《关于进一步完善煤炭市场价格 形成机制的通知》，其中，1439 号文明确放开全部燃煤发电量上网电价和“基准价+上 下浮动不超过 20%”的机制，303 号文规定秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易 价格范围为每吨 570~770 吨（含税），并设置了山西、陕西、内蒙古三个重点产煤省区 的出矿环节中长期交易价格合理区间。今年长协落实力度再加强，有望进一步支持电企 盈利修复空间。

1.3电改有望兑现火电价值重估，政策陆续出台强化预期

火电长期价值：作为“压舱石”为电力系统提供容量支持和核心调峰资源。电力系统运 行需要实时平衡，包括电力平衡和电量平衡，可用装机需满足区域内尖峰负荷需求。随 着风、光等新能源比例提升，需要同步增加稳定出力、受阻系数低的装机容量（有调节 能力的水电、火电、核电、抽蓄、储能），以提高电力系统的可用容量，应对用电负荷的 增长。2022 年全国电力最高负荷约达 13 亿千瓦时，顶峰容量约 14 亿千瓦时，两者差 值空间逐渐缩小。据国家能源局预测，2023 年全国最大电力负荷可能超过 13.6 亿千 瓦，迎峰度夏电力供需仍将偏紧。

火电价值重估，根本在于电力体制改革，兑现火电容量支撑和调峰调频价值。建立并推 广电力市场，提升电力商品价值属性和市场化定价机制，目前火电已经全部开展市场化 交易，包括年度长协、月度长协和现货市场。其中，现货市场随行就市，电价最易受到 供需关系而波动，就目前的现货试点结算结果来看，火电结算价格都有较大涨幅。容量 电价是对于现货市场的有效补充，能够保证煤电电源成本回收，在未来火电电量主体让 位于新能源后仍对于火电的容量支持给予价值兑现。未来电力市场改革的方向，我们预 计或进一步推广现货市场范围，上调或放开年度长协 20%的比例限制，进一步深化电力 市场化改革。

“源网荷储”各个环节多管齐下，电改政策陆续出台，强化市场预期。近期，第三监管 周期输配电价、调节性电源摸排和电力需求侧、负荷管理等政策短期内陆续出台，政策 更多针对于网测和负荷侧，但实际上是从机制上为电改深入推进铺垫，向市场释放了电 改持续深化的积极信号。容量电价等政策有望推进，坚定市场对火电价值重估信心，直 接利好火电及火电灵活性改造，以及需求侧响应相关行业。

1.4火电进入新一轮资本扩张，相对/绝对估值提升

火电处于资本扩张周期，提升估值。构建新型电力系统，新能源是电量增量主体，也是 未来电源侧投资的主要阵地，但在大规模建设新能源的过程中，由于电力系统对安全稳 定的需要，火电凭借其容量支持和调峰特性，作为“压舱石”同样迎来了资本扩张时期。 政策端释放信号。2021 年新增火力发电容量仅为 2803 千瓦，2022 年到 2023 年国家发 改委每年核准 8000 万千瓦煤电项目。火电投资增速迎来拐点。2021 年全国火电投资完 成额提升至 672 亿元，同比增长 21.5%，2022 年增长趋势更加明显，全年实现火电投 资完成额 736 亿元，同比增长 38.3%。 新增核准煤电装机规模不断提升。2021 年全国新增核准煤电装机约 18.55GW，同比减 少了 57.66%，比“十三五”期间每年的平均核准装机减少了 34.91%。但在 2021 年 9 月限电频发后，Q4 火电核准进度明显加快，Q4 装机量比前三季度总和还要高出 45.85%。 2022 年 1-11 月火电项目核准规模已超 65GW，超过 2021 年核准总量三倍以上。

2.水电：优质稳健，源远流长

2.1水电历史行情复盘

水电板块具备较强防御属性，业绩具备长期稳态优化和相对独立性。水电无需考虑商品 价格，业绩的主要影响因素是来水和投产装机，商业模式决定了水电业绩的稳定性与相 对独立性，较少受到商品价格的影响。因此，在几次大盘下跌的行情中，往往能走出绝 对收益。2008 年金融危机，水电当年汛期来水偏丰，跑出超额受益；2011—2014 年， 市场震荡下行，水电因历经几次来水偏丰和装机投产扩张，超额收益一路向上；2021 年 12 至今，经济基本面受冲击至弱复苏，虽然来水波动较大，但不乏来水同比偏丰时段， 同时亦有新增装机扩产，综合来看防御属性依然突出。

2.2我国水电资源增量有限，大水电凸显稀缺价值

中国水能资源技术可开发装机容量约为 6.87 亿 kW，年均发电量约为 3 万亿 kWh，其中 西南地区水电技术可开发量占全国的 69.3%。截至 2021 年底，我国主要流域乌江、大 渡河、红水河、长江上游、金沙江水电开发程度达到 80%以上，雅砻江、黄河上游水电 开发程度超过 70%，增量空间稀缺，并以川、滇、藏为重点。此外，大水电价值凸显稀 缺价值，受自然条件等多种因素限制，大型水电站开发增量有限。截至 2023 年一季度， 全国常规水电装机 3.68 亿千瓦，抽水蓄能装机 4699 万千瓦。水电基本面有望改善，厄尔尼诺或迎来明年来水大年。2023 年下半年可能出现厄尔尼诺现象。在 2023 年 5 月至 7 月期间，从 ENSO 中 性转变为厄尔尼诺现象的可能性为 60%，6 月到 8 月将增加到约 70%，7 月至 9 月将增 加到 80%。据研究，厄尔尼诺当年我国北方夏季易发生高温、干旱，南方低温，易发生 洪涝；厄尔尼诺发生后的次年，在我国南方，包括长江流域和江南地区，容易出现洪涝， 上世纪我国长江流域发生的 3 次特大洪涝灾害均发生在厄尔尼诺事件的衰减期，即 2024 年我国各流域来水或有明显改善。

2.3.现金流稳定，高分红高ROE高投资价值

水电企业盈利模式清晰，高分红高 ROE。水电项目前期投入大，成本主要为资产折旧和 贷款利息，其中折旧费用占总营业成本的 40-50%。随着资产折旧陆续完毕，成本将相 应降低，盈利规模将逐步提升。在运营期间，大多数水电企业使用的是直线折旧法，固 定资产折旧相较于其他成本费用而言呈现水平状态，随着贷款逐步归还，利息呈下降趋 势，在剔除电价、电量变化等因素后，企业的收入不会有多大的变化，因此，收入曲线 总是一条相对平稳的曲线。目前我国水电资产进入运营中期，折旧期限即满；同时水电 企业通过财务管理、优化资本结构，财务费用逐年减少。

可以预见水电企业利润创造能 力进一步加强。 以三峡电站为例，自 2003 年 8 月首批机组投产发电以来，已运行多年，其中折旧年限 为 18 年的水轮发电机组自 2021 年起陆续到期，将为公司带来一定的业绩增量贡献。此 外，大坝（折旧年限 40-60 年）等固定资产折旧到期后，电站折旧费用将显著下降，公 司价值创造能力将进一步提升。水电企业现金流量充裕，且稳定增长。现金流质量高，收现比基本大于 1，资金周转良 好。在此背景下，推动了水电企业高分红高 ROE。水电企业上市以来分红率呈现平稳上 升趋势。其中水电龙头长江电力 2022 年经营活动产生的现金流量净额为 309.13 亿元， 收现比达到 1.13，上市以来分红率维持在 60%以上，ROE 维持在 15%左右，保持高盈 利水平。

2.4电价市场化带动收入增长，水电盈利能力提高

在 2004 年以前，我国水电站的上网电价按照“还本付息电价”或“经营期电价”两种 方式制定，基本为“一厂一价”，此后，水电的电价政策经历了从标杆化、到去标杆化、 再到标杆化的三次调整。目前，我国水电有四种定价方式：成本加成、标杆电价、落地 电价倒推以及市场化定价。其中，落地电价倒推定价的方式依然可参考市场化电价浮动； 在电力供需偏紧叠加电价市场化趋势，水电电价有望上行。

云南&四川：水电市场化电价上涨。据昆明电力交易中心统计数据，2022 年市场化电厂 省内市场累计成交电量 1582.24 亿千瓦时，同比增长 16.66%，其中水电成交电量 1011.64 亿千瓦时，占总成交电量的 70.26%，平均成交价每千瓦时 0.208 元，价格较 2021 年提高了 11.73%。2023 年云南电力市场化交易规模将继续保持增长，预计 2023 年市场化交易电量(含电网代理购电)将超过 1700 亿千瓦时。 随着四川电力市场化交易规模扩大，水电市场化电价经历短暂了下降后，2021-2022 年 再次迎来电价上涨。2022 年发电侧直接参与年度交易成交电量 1258.62 亿千瓦时，交易 均价 0.22698/千瓦时，其中水电企业直接参与年度交易的交易电量 1219.02 亿千瓦时， 交易均价 0.22378 元/千瓦时，较上年同比增长了 2.75%。电价上涨直接增厚水电企业 利润空间，提高水电盈利能力。

送苏电价机制完善，电价上浮带来盈利增长预期：江苏省发改委对雅砻江锦官电源组和 白鹤滩送苏落地电价按照“基准落地电价+浮动电价”确定，2023 年 1 月 1 日开始执行。 通知明确雅碧江锦官电源组送苏上网电价为 0.3195 元/千瓦时，其中 2022 年雅砻江水 电平均上网电价为 0.279 元/千瓦时，跨省送电定价上浮 14.52%。按照“基准落地电价 +浮动电价”的定价模式，白鹤滩电站送苏落地电价 0.4388 元/千瓦时较基准落地电价 0.391 元/千瓦时上浮了 12.23%。电价提升有望带动企业盈利增长。

3.绿电：高歌猛进，风光正好

3.1绿电行情复盘

绿电历史行情表现出较强的成长性。绿电的大行情主要始于双碳政策的提出，2021 年随 着“双碳”政策的传导，风电、光伏装机历史性大规模扩张，同时逐渐具备平价上网能 力，行业快速发展，新能源发电板块的成长性和确定性得到印证，从而带动绿电板块估 值快速提升，并跑出绝对收益。

3.2风光装机突破8亿千瓦，发电增量主体仍将快速扩容

风光装机持续增长，突破 8 亿千瓦。截至 2023 年 4 月底，我国风电装机 3.8 亿千瓦， 光伏发电装机 4.4 亿千瓦，风电光伏发电总装机突破 8 亿千瓦，达到 8.2 亿千瓦，占全 国发电装机的 30.9%。2023 年 1-4 月，风光新增装机 6251 万千瓦，占全国新增装机超 过七成。2021 年，国务院就“双碳”目标提出工作意见，到 2030 年风电、太阳能发电 总装机容量目标达到 12 亿千瓦以上。因此在未来 7 年左右的时间内，风光装机最少仍 有近一倍的增长空间。2023 年 4 月，国家能源局发布《2023 年能源工作指导意见》，提 出 2023 年风光发电量占全社会用电量的比重达到 15.3%，风光装机增加 1.6 亿千瓦左 右。“双碳”目标下，各省市提出了十四五期间风光建设规划，风光装机有望持续增长。

风光装机增长推动利用小时数和发电量的提高。2023 年 1-4 月，全国风电光伏发电量达 到 4828 亿千瓦时，同比增长 26.8%，占全社会用电量的 17.2%，较上年同期增长 3 个 百分点。其中风电发电量同比增长 18.8%，光伏发电量同比增长 7.5%。利用小时数方 面，2022 年风电利用小时数 2221 小时，较同期下降了-0.5%，主要原因是风资源减少， 光伏利用小时数 1337 小时，同比增长 4.4%。2023 年 1-4 月，风电利用小时数超出历 史同期水平的 11.3%。2022 年 6 月，发改委印发的《“十四五”可再生能源发展规划》 中提出，到 2025 年风电和太阳能发电量实现翻倍。随着风光逐渐成为发电增量主体， 装机扩张推动发电量和利用小时数提高。

3.3硅料加速降价带动投资成本下降，提升利润空间

硅料产能过剩促进硅厂降价清库存。据硅业分会统计，2022 年底国内硅料已投产产能 118.7 万吨(实际达产后真实产出量将超出 2~3%)，已经完全满足全年全球组件交流侧 350GW 装机总需求，考虑 2022 年 7 万吨以上库存结转、2023 年 9 万吨进口、东南亚 近 2 万吨硅料消耗、2023 年 1-2 季度硅料新产能持续投产 45.8 万吨以上、年度内淡旺 季需求差异等因素，2023 年一季度硅料出现过剩。 从开工率来看，2022 年 5 月，两家一线企业开工率维持在 85%和 80%。一体化企业开 工率维持在 80%-100%之间，其余企业开工率降至 70%-100%之间。受硅厂停工成本 高的影响，行业仍保持较高的开工负荷，因此可以预测硅料产能将持续扩张。下游需求 无明显变化，上游库存持续提高，部分硅厂采取降价的方式来减少库存。据中国光伏行 业协会预测，2023 年随着多晶硅企业技改及新建产能的释放，产量预计将超过 124 万 吨，产能将超过 200 万吨。

硅料价格、组件价格持续下跌，长期来看产业链价格上行空间有限：2022 年年初至 11 月，硅料价格逐步走高导致上游成本高企，拖累光伏项目投产建设。从 2022 年 11 月开 始，硅料价格松动，2 月份有短期回弹，但目前降幅明显。从今年 2 月至今，硅料价格 持续下跌，截至 6 月 7 日硅料价格下跌至今年最低水平 100 元/kg，较 2022 年 11 月高 点 303 元/kg 跌幅高达 67%。长期来看随新增硅料产能投放以及硅料价格下行趋势，产 业链价格上行空间有限。

光伏组件价格下降加速利润流向运营商。从中环、隆基硅片的最新报价可以发现，硅片 报价有不同程度的下降，其中中环两次报价降幅在 16%-24%。InfoLinkConsulting 指出， 上游环节供过于求的形势持续发酵，硅料供应量保持增加而且现货库存水平仍在堆高。 当前硅片厂家皆以去库存化为首要目标，但减产力度不大，硅片价格有望持续下降。从 本周光伏项目开标和中标价格来看，价格都出现较大程度的下降。6 月 1 日，华电集团 2023 年第二批光伏组件集采开标，标段 1 出现最低报价 1.42 元/W。随着运营商大规模 采购光伏组件，叠加光伏组件价格下降，有利于运营商改善项目收益率，利润向运营商 回流，推动装机规模扩张。

风电方面，长叶片、高塔筒、大功率风机的使用进一步推动风电产业链降本。继抢装潮 过后，风力装备制造行业竞争加剧，带动下游风力发电装备价格下降。同时 2022 年 4 月开始，我国钢材综合价格指数下降，风机价格在此影响下呈下降趋势。据金风科技数 据统计，2021 年 6 月 30 日，3S 平台机型全市场各整机商的投标均价为 2616 元/千瓦； 4S 平台机型全市场各整机商投标均价为 2473 元/千瓦。但到了 2023 年 3 月，全市场风 电整机商风电机组投标均价已跌至 1607 元/千瓦。风机大型化将持续推动风电成本下降， 风电经济性日益凸显，装机投资吸引力增加。叠加平价时代的到来，风电装机将保持较 快增速。

3.4补贴回收带动资本开支，现金流支撑装机扩容

绿电补贴回收速度加快。2021 年，绿电板块应收账款余额 1964.96 亿元，同比增长 35.08%，2022 年随着国补下发，应收账款余额增长率较上年下降了 20.37%。2022 年 3 月，发改委、财政部、国家能源局联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自查工作 的通知》，下发 500 亿元为已经完成核查的部分项目拖欠补贴。7 月，国家电网发布《关 于 2022 年年度预算第 1 次可再生能源电价附加补助资金拨付情况的公告》，财政部共预 计拨付公司可再生能源电价附加补助资金年度预算 399.4 亿元，其中：风力发电 105.2 万元、太阳能发电 260.7 万元。11 月，财政部印发《关于提前下达 2023 年可再生能源 电价附加补助地方资金预算的通知》，补贴合计 47.1 亿元，其中光伏 25.8 亿元，风电 20.5 亿元。2022 年 8 月国家发改委、财政部、国务院国资委联合发文设立北京、广州 可再生能源发展结算服务有限公司，承担可再生能源补贴资金管理业务，对补贴资金缺 口按照市场化原则进行专项融资，统筹解决可再生能源发电补贴资金缺口问题。因此在 疫情结束后，政府推动绿色复苏，发行绿色债券、设立专项基金等举措将进一步解决国 补拖欠问题。

风光发电企业现金流改善，支持装机快速扩张。2022 年绿电板块经营活动现金流入总额 达到 120.94 百亿元，同比增长 21.22%。2022 年三峡能源回收补贴约 80 亿元，龙源电 力回收补贴 207.72 亿元。由于新能源项目补贴电费回收增加，三峡能源 2022 年经营活 动产生的现金流量净流入同比增长 91.05%，龙源电力同比增长 63.39%。补贴加快回收 有利于改善公司现金流情况，对公司未来新能源项目投资提供资金支持。2022 年龙源电 力新增风光装机 240.96 万千瓦，三峡能源新增风光装机 352.52 万千瓦。三峡能源 2023 年预计新增装机 500 万千瓦以上。龙源电力 2021-2022 年累计取得开发指标 36.74GW， 补贴回收将推进项目落实。

3.5.绿电交易+碳交易，兑现绿电环境价值

CCER 重启在即，绿电有望兑现环境价值。5 月 30 日全国人大环资委委员、生态环境部 气候司司长李高表示，目前正在抓紧启动全国统一的温室气体自愿减排交易系统各项工 作，争取今年内重启 CCER。2017 年审批暂停前 CCER 审定项目共 2871 个，备案项目 861 个，减排量备案项目 254 个，减排量备案约 5000 多万吨，其中光伏和风电占比最 高，审定项目数 1780 个，占比超 60%。全国碳市场第一个履约周期(2019-2020 年度) 以发电行业为首个重点行业，通过抵销机制，全国碳市场第一个履约周期为风电、光伏、 林业碳汇等 189 个自愿减排项目的项目业主或相关市场主体带来收益约 9.8 亿元。目前 全国碳市场第二个履约周期正稳步推进。

随着 CCER 重启，风电、光伏参与 CCER 收益 将明显提升，且项目规模越大其碳减排收益增幅约明显。 2023 年 6 月 7 日，上海市生态环境局发布《上海市生态环境局关于调整本市碳交易企业 外购电力中绿色电力碳排放核算方法的通知》，调整外购绿电排放因子：外购绿电排放因 子调整为 0 tCO2/104kWh，其他外购电力排放因子仍统一为 4.2 tCO2/104kWh，以促进 碳排放权交易与电力交易之间的衔接与协调。这意味着上海外购绿电碳排放核算量为 0，提高绿电采购积极性。目前 CCER 需求远大于市场存量，2023 年碳市场有望扩容，碳交 易市场向更多行业开放已成趋势，CCER 价格有望持续上行，为绿电企业带来更多的环 境价值收益。同时碳市场在某种程度上起到了倒逼电厂进行低碳化转型的作用，价值引 导绿电扩张发展。

绿色电力交易量价齐升，兑现绿电环境价值。2021 年 9 月，国家发展改革委、国家能源 局批复《绿色电力交易试点工作方案》后，我国绿电交易正式启动。截止 2022 年底， 我国绿电交易已完成 227.8 亿千瓦时。2023 年 4 月，《南方区域绿电绿证市场建设工作 方案》制定了 15 项措施，健全绿电消费激励机制，扩大绿色电力供给，积极推动平价 风电、光伏项目全部参与绿电交易，稳步推进享受中央政府补贴的风电、光伏项目直接 进入市场参与绿电交易，促进市场规模持续增长。

从电价来看，绿电交易成交电价普遍 高于当地中长期市场均价，溢价幅度为 20.53-105.52 元/兆瓦时。宁夏、福建、重庆、 天津、上海、浙江、江西七省成交价格均高于当地燃煤基准价上浮 20%后的水平。随着 电力交易市场对绿色能源发展的激励逐步提高，绿色电力交易全面反映绿电的电能价值 和环境价值，促进可再生能源外部性（环境属性等）在能源行业的内部化，有效提升绿 电收益水平。

绿证消费增长迅速，绿电环保价值认可度逐步提高。2017 年 2 月，国家发改委、财政 部、能源局三部委联合发布了《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易 制度的通知（发改能源》，标志着我国可再生能源绿色电力证书制度正式施行。2022 年 8 月，发展改革委、统计局、能源局联合印发《关于进一步做好新增可再生能源消费不 纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，明确将绿证作为可再生能源电力消费量认定的 基本凭证。

发电企业可以通过出售绿证获得独立于可再生能源电能量价值的额外绿色环 境收益，有利于调动市场主体投资建设可再生能源的积极性。2022 年，全年核发绿证 2060 万个，对应电量 206 亿千瓦时，较 2021 年增长 135%；交易数量达到 969 万个， 对应电量 96.9 亿千瓦时，较 2021 年增长 15.8 倍。截至 2022 年底，全国累计核发绿证 约 5954 万个，累计交易数量 1031 万个。强制配储或对风光经济性形成挑战。2021 年 7 月，国家能源局印发的《关于鼓励可再生 能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，提出为鼓励发电企业市场化参 与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率 15%的挂钩比例 （时长 4 小时以上）配建调峰能力，按照 20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。

2021 年 7 月，发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出要大力推 进电源侧储能项目建设，结合系统实际需求，布局一批配置储能的系统友好型新能源电 站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑 及一定调峰能力。目前已有多省市明确要求“强制配储”。而强制配储带来的直接结果是发电侧初始投资成本提高。阳光电源光储事业部副总裁汪 东林表示，一座光伏电站配建装机量 20%、时长 2 小时的储能项目，其初始投资将增加 8-10%；而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加 1-20%。当前配储 成本主要由发电侧承担，为发电企业带来较大的运营压力，风光建设经济性下降。