2023年新能源行业专题报告：绿色转型，风光无限

全球范围内给予新能源政策支持

平价上网前，补贴政策是促进可再生能源发展的有力手段

到2015年底，全球有146个国家出台了促进可再生能源发展的政策，其中有100多个国家对可再生能源采用不同类型的经济政策。在化石能源外部性成本尚未纳入成本核算和电价形成机制的情况下，针对可再生能源实施上网电价或电价补贴政策，是促进可再生能源市场并进而带动全产业链发展的最有效的手段。但随着成本下降，退补和提高市场化程度是可再生能源发展的必然趋势。

碳市场推进加速，释放绿电环境价值

碳排放权交易本质上是一种金融活动，在我国主要针对两类交易标的进行交易：碳排放权-碳配额与国家核证自愿减排量（CCER）。7月7日，生态环境部就《温室气体自愿减排交易管理办法(试行)》公开征求社会意见，CCER重启在望。

7月11日，中央全面深化改革委员会审议通过了《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》、《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》。“碳排放双控”打破了“能耗双控”对可再生能源利用的约束，同时从能耗双控转变为碳双控，有利于绿电使用比例的提升，尤其为西部省份依托绿电发展高耗能释放空间，利好源网荷储一体化；中期来看，这提高了对碳体系的要求，利于碳市场交易的推动，配合CCER的推进，将释放绿电更多的环境价值。

全球电力装机与发电量现状

光伏和风电是新增装机主力

根据Ember数据，截至2022年底，全 球电力总装机为8156GW（同比 +4.1%），可再生能源装机为3353GW （同比+9.4%），占比达41.1%（同 比+2pct）；其中光伏、风电、水电 累计装机为1052、899、1254GW（同 比+22.1%、+9.1%、+1.6%），占比 为12.9%、11.0%、15.4%（同比+1.9、 +0.5、-0.4pct），光伏和风电占比 不断提高。 2022年全球新增装机达到324GW，其 中光伏、风电、水电新增装机为190、 75、19GW，同比+35%、-19%、-13%， 光伏及风电占新增装机的82%。

欧美和亚洲是可再生能源装机主要市场

可再生能源装机增长持续集中在亚 洲、欧洲和北美。根据IRENA数据， 2022年亚洲、欧洲、北美可再生能 源新增装机占比合计达到89%，是 全球可再生能源增长的主要区域， 上述地区2022年分别新增175、57、 29GW可再生能源装机，同比+14%、 +36%、-22%。 分析欧洲、美国过去20年的装机数 据，我们发现其火电装机在2015年 左右达到峰值，之后整体呈下降趋 势，到2022年火电总装机相比历史 峰值分别下降6%、4%。

全球风光发电量占比持续提升

根据Ember数据，2022年全球发电量 28524TWh，同比+2.5%（2010-2021年 发电量年均复合增速为2.6%），其中 风电、光伏、水电、核电、火电发电 量占比为7.6%、4.5%、15.1%、9.2%、 60.9%（相比2015年分别+4.1、+3.4、 -1.2、-1.4、-5.2pct），风光发电量 占比持续提升，达到12%，清洁电力占 比为39%。 目前，超过60个国家/地区风光发电量 占比超过10%，2022年德国、英国、欧 盟、美国、中国风光发电量占比为 31.8%、28.9%、22%、14.9%、14.0%， 由于欧洲最早开始能源转型，其风光 发电占比较高。

风光发电量保持高增速

2022年，风电、光伏、水电、核电发 电量同比+17%、+24%、+2%、-5%（核 电下降主要由于法国核电站停产）， 与2015-2021年平均增速基本一致 （2015-2021年年均复合增速为14%、 26%、2%、2%），风光发电保持高增 速，而其他清洁电力近两年增速在放 缓。  2022年，全球、中国、美国新增发电 量的80%、69%、68%来自风光发电。 Ember预测，全球化石燃料发电量的 首次下降将发生在2023年，发电量增 长将全部来自清洁能源。

中国：2023年非化石能源累计装机功率将超过火电

根据中电联数据，2022年，我国新增 发电机组200GW，同比+12%，其中风电、 光伏、水电、核电和火电分别新增38、 87、24、2和45GW，同比-21%、+60%、 +2%、-33%和-9%，风电及光伏占新增 装机的63%。根据风能专委会和光伏行 业协会预测，2023年我国将新增风电 装机70-80GW，光伏新增装机或达 120GW。 截至2022年底，我国累计装机2564GW， 煤电占比44%，非化石能源占比接近 50%（同比+2.6pct），预计2023年底 非化石能源比重将上升至52.5%。

全球用电量分析与预测

全球用电量增速放缓，工业部门占比基本保持不变

全球来看，电力消费部门主要为工业、 商业服务、居民、交通等。根据IEA数据 计算得出，2019年全球工业、商业服务、 居民部门用电量占比分别为38%、19%、 24%，2000-2019年的20年里，工业部门 占比基本保持不变，商业服务、居民部 门占比下降1.8pct、0.9pct，由于疫情， 2020年商业服务、居民部门占比同比分 别-1.0pct、+1.0pct。 2010-2019年用电量增速相比之前10年放 缓，全社会用电量及工业、商业服务、 居民用电量年均复合增速分别为2.6%、 2.8%、1.7%、2.3%（2000-2010年3.4%、 3.3%、3.4%、3.4%）。

中印用电量增速高于全球水平，工业部门占比较高

中印工业用电量占比较高，商业服务、 居民部门用电量占比呈上升态势。 新兴和发展中经济体以中国、印度为 例，其工业部门用电量占比较高， 2020年为55%、39%（与2000年基本一 致），与前5-15年相比有所下滑。  中国、印度的商业服务及居民部门用 电量占比较低但呈上升态势，2019年 商业服务占比分别为6%、8%(相比2000 年+0.8、+2.7pct)，2019年居民用电 量占比为15%、23%（相比2000年+3.3、 +4.5pct）。 2010-2019年中国、印度用电量年均复 合增速为6.9%、6.4%，显著高于全球 平均水平。

美英日德商业服务及居民部门用电量占比较高

发达国家以美国、英国、日本、德国 为例，在2019年，其工业部门用电量 占比分别为18%、29%、34%、41%（相 比2000年-12、-3、-7、+2pct）；商 业服务部门占比为33%、28%、32%、 24%（相比2000年+3、+3、+4、 +1pct）；居民部门占比为34%、32%、 25%、23%（相比2000年+3、+1、+1、 -1pct）。相比发展中国家，美英日 德商业服务、居民用电量占比较高； 除德国外，美英日工业用电量占比呈 下降趋势。 美、英、日、德2010-2019年用电量 年均复合增速为+0.1%、-1.3%、- 1.3%、-0.9%，增速明显低于中印。

电力消费与经济运行密切相关

我国知名电力专家胡兆光此前研究显示，1950-2000年美国全社会用电量与GDP的相关系数高达0.9943；1952-2006年中国全社会用电量与GDP的相关系数高达0.993，二产用电量与其产值的增加值的相关系数高达0.994，三产用电量与其产值的增加值的相关系数高达0.995。基于IEA及世界银行2000-2020年数据，我们通过计算可得出用电量增速与GDP增速还具有以下几个特点：（1）整体来看，用电量增速变化幅度大于GDP增速；（2）发达国家GDP增速普遍高于全社会用电量增速，我国2007年后也呈现出此特点，行业用电单耗下降、居民用电量占比提升、经济结构调整为主要原因；（3）相比于全社会用电量增速，德国、日本的GDP增速与工业部门用电量增速更相关，我国GDP增速也与工业用电量增速有较强的相关性。

全球电力装机展望

全球：2050年可再生能源装机占比或达80%

IEA探讨的三大情景主要根据对政府政策的不同 假设划分。既定政策情景（STEPS）描述当今政 策环境下的发展轨迹；承诺目标情景（APS）假 设政府宣布的各项目标都按时足额实现；2050年 净零排放情景（NZE）提出将全球平均升温稳定 在1.5℃。三种情景下，到2100年气温升幅将分 别保持在约2.5、1.7、1.5℃。

NZE情景中，未减排的煤炭发电量占比在2021、 2030、2040年为36%、12%、0，可再生能源发电 占比将从2021年的29%增至2030年的60%+，到 2050年接近90%，其中风光2021、2030、2050年 发电占比为10%、40%、70%；可再生能源总装机 容量到2030、2050年为10349GW、27304GW（约为 2021年的3倍、8倍）；可再生能源新增容量到 2030年接近1200GW（约为2021年的4倍），2031- 2050年年均新增超过1050GW。

风光发电需保持高增速

未来三年可再生能源及核能将主导电力供应的增长。根据IEA预测，未来三年全球发电量年均复合增速为2.8%，到2025年发电量达到31135TWh；全球化石能源发电量基本保持不变；能源危机影响下全球核电站加速部署，2023-2025年核电发电量年均复合增速达到3.6%，远高于2015-2019年2%的增速；可再生能源发电量年均复合增速达到9.0%，发电量占比将从2022年的29%上升到2025年的35%。

“2050年净零排放”场景要求2030年风光发电量占比达到41%，风光发电需保持高增速。IEA的“净零排放方案”显示，随着电气化加快，电力需求将大幅增长，2021-2030年年均复合增速需达3.2%（高于2015-2022年年均复合增速2.7%），其中2021-2030年风光发电量需提高约5倍（光伏7倍、风电4倍），风光发电占比将从2022年的12%上升至2030年的41%（风电、光伏需分别达到21%、20%），这要求2021-2030年风、光发电年均复合增长率达到17%、25%（2022年同比增速分别为17%、24%），风光发电将继续保持高增速；2021-2030年其他清洁电力需增长54%，燃煤发电量需要下降54%，天然气发电量需要下降24%。若要实现“2050年净零排放”目标，全球需继续加快能源转型步伐。

美国：预计到2050年风光装机容量增长超过3倍

根据EIA预测，到2050年，在Reference情景中，风光、煤、气、核发电占比为55%、5%、22%、11%；在Low ZTC情景中，分别为69%、1%、11%、12%，绿色电力占比更高。 在Reference情景中，2022-2050年，预计可再生能源装机量将大幅增加约380%，到2050年达到1700GW，年均新增约48GW；化石燃料装机量增加约11%，达到900GW。在High Economic Growth-Low ZTC情景中，可再生能源装机量增长幅度最大，增加约600%，达到约2500GW，年均新增约75GW。 到2050年，在所有情景中，与2022年相比，太阳能装机容量增长约325%-1019%，达到480-1300GW，年均新增约13-41GW；风电增长约138%-235%，达到330-500GW，年均新增约7-12GW。

扩大同步电网规模是未来方向

根据《同步电网发展趋势与中国能源互联网发展研究》，为提高电网的资源配置能力、安全可靠性和规模经济性，世界主要国家电网的发展趋势是同步电网规模逐步扩大、数量逐步减少。中国电网发展经历了省级电网发展、区域电网发展和全国联网3个重要阶段，联网规模从小到大。在中国电力需求仍将快速增长、清洁能源开发力度进一步加大以及“西电东送、北电南送”规模将进一步扩大的发展趋势下，为从根本上解决西部、北部地区清洁能源大规模开发和消纳难题，保障清洁能源高效利用，扩大同步电网规模是关键，我国要加快建设以特高压为骨干网架的东部、西部两个同步电网。

我国特高压跨区跨省输送电量增长幅度加大

根据北极星输配电网，我国特高压工程累计线路长度从2016年的16937千米快速提升至2022年446134千米。据国家电网统计，2016-2022年国家电网特高压跨区跨省输送电量逐渐增长，增长幅度有所加大，2022年达28346亿千瓦时。特高压输送清洁能源比重也在不断上升，2021年17条直流特高压线路年输送电量4887亿千瓦时，可再生能源占比为58.7%，同比提升12.8pct。

我国特高压工程有望迎来新一轮建设高峰

特高压输电工程将成为“十四五”电网重点投资方向。据中国电力报，我国已建成“17交20直”37个特高压工程。根据《“十四五”现代能源体系规划》， “十四五”期间，我国将完善华北、华东、华中区域内特高压交流网架结构，为特高压直流送入电力提供支撑，建设川渝特高压主网架，完善南方电网主网架。“十四五”期间，国家电网规划建设特高压工程“24交14直” ，南方电网规划1条特高压直流通道，我国特高压工程有望迎来新一轮建设高峰。

发电企业装机分析

国内外发电企业电力装机对比

选取7家国内发电企业及7家国外对标企业，可以看到发电装机容量方面，国内企业近两年稳居前五位，且国内企业2022年装机容量增速高于国外对比企业，2022年绝大多数企业新增装机主要由可再生能源提供；可再生能源装机占比方面，仅国投电力、国家电投排在前五位，国内企业仍需继续提高可再生能源装机比重。

国外发电企业电力装机情况

选取7家国外先进能源企业进行分析，除韩国电力外，其余企业可再生能源装机占比均呈逐年上升趋势。德国莱茵、意大利电力、伊维尔德罗拉可再生能源装机占比提升较快，到2022年占比达33%、62%、66%，10年间提升了25、26、35pct。巴西电力可再生能源装机占比最高，2022年达到96%，其中水电占比达95%，符合巴西电力结构特点（2000-2022年间巴西水电装机占比从87%降至54%）。

发电成本分析

光伏发电成本下降速度最快，风光优势持续增强

自2010年以来，在所有可再生能源中，光伏成本下降速度最快。2010-2021年间，光伏加权平均LCOE下降了88%，从0.417美元/kWh降至0.048美元/kWh，陆上风电、海上风电加权平均LOCE分别下降了68%、60%，陆风从0.102美元/kWh降至0.033美元/kWh，海风从0.188美元/kWh下降至0.075美元/kWh。 风光相比化石燃料越来越具备竞争力，陆上风电和光伏的加权平均LCOE分别于2018、2020年低于G20化石燃料的最低成本。2021年，约有163GW（占比73%）的新增可再生能源的电力成本低于G20化石燃料最低价，其中陆风、光伏分别为69、67GW。

光伏发电成本下降分析

分析光伏成本下降原因，可以看到2010-2021年间，组件成本下降对于光伏LCOE的降低贡献了45%，EPC成本与其他软成本的降低使得LCOE下降了26%。 比较部分国家/地区的光伏装机成本，可以看到2021年印度光伏总装机成本最低，为590美元/kW，俄罗斯的最高，为1695美元/kW，最高成本为最低的2.9倍（2019年为3.5倍），这指向主要市场安装成本趋同。

风光相比火电成本优势显著

基于运营商发电成本数据，分析可得 光伏度电成本降幅较大，且风光发电 成本相比火电更具竞争力。 根据华能国际数据，我们发现火电受 燃料成本影响近几年度电成本上升， 而光伏和风电度电成本整体呈下降趋 势，相比于火电，风光成本优势持续 增强。 通过研究4家样本公司数据，可以看 到光伏度电成本整体上高于风电，但 由于近几年光伏发电成本下降速度更 快，两者差距不断缩小。从度电毛/经营利润来看，风光利润 显著高于火电，盈利能力更强。

（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。）