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1、 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 Table_Info1 电力设备电力设备 Table_Date 发布时间：发布时间：2024-05-13 Table_Invest 优于大势优于大势 上次评级:优于大势 Table_PicQuote 历史收益率曲线 Table_Trend 涨跌幅（%）1M 3M 12M 绝对收益 1%12%-24%相对收益-3%3%-16%相关报告 金刚线：钨丝进入经济性拐点，龙头凸显 -20240509 2024 年锂电行业投资策略：静待产业拐点，关注出海进程与新技术放量-20240219 拐点渐显，看好新技术、新领域放量-20240209 锂电新

2、技术从 0 到 1，复合集流体产业化加速落地-20231114 人形机器人零部件系列（一）-20231110 Table_Author 证券分析师：韩金呈证券分析师：韩金呈 执业证书编号：S0550521120001 Table_Title 证券研究报告/行业深度报告 绿电运营：绿电运营：消纳潜力释放消纳潜力释放，IRR 提升提升可期可期 报告摘要：报告摘要：Table_Summary 风光供给过剩背景下，产业链价格持续走低风光供给过剩背景下，产业链价格持续走低。我们测算 2024 年全球光伏新增装机为 500GW，对应组件/电池片/硅片环节需求分别为650/657/6

3、83GW，各环节均存在不同程度的产能过剩。IRR 角度，角度，建立典型集中式地面光伏站盈利建立典型集中式地面光伏站盈利预测模型进行测算，预测模型进行测算，当前组当前组件价格下，光伏电站项目件价格下，光伏电站项目 IRR 超过超过 10%，伴随组件价格进一步走低，伴随组件价格进一步走低，绿电运营商收益率有望持续攀升。绿电运营商收益率有望持续攀升。按照组件采购价格 0.96 元/W、单位投资 2.2 元/W、利用小时 1300 小时以及上网电价 0.37 元/kWh、贷款利率 4%、所得税率 25%等关键参数假设，得到装机容量 1GW 的光伏发电项目全投资 IRR 超过 10%，项目投产后十年平均

4、净利润为 2.95 亿元。且随着组件价格的下降，全投资 IRR 和利润均大幅上升。从量的角度而言，过去市场较为担心电网整体消纳能力从量的角度而言，过去市场较为担心电网整体消纳能力有限，受益于灵有限，受益于灵活性资源、特高压、储能等环节发展，活性资源、特高压、储能等环节发展，消纳或已不是限制新能源装机快消纳或已不是限制新能源装机快速渗透的主要矛盾速渗透的主要矛盾。理论上新能源消纳空间取决于“负荷+联络外送功率”曲线与常规机组最小技术出力曲线之间的差值，即 t 时刻的负荷功率 Pa（t）加上联络外送功率 Pt（t）减去常规最小技术出力功率(Pg,i,max Pg,i,min)Ii。考虑我国灵活性资

5、源、特高压、储能的快速发展，我们测算 2024 年我国光伏可消纳新增装机有望介于 260-300GW 之间，消纳或已不是限制新能源装机快速渗透的主要矛盾，良好的项目回报率有望驱动业主扩大新能源装机规模。绿电价值绿电价值=电能价值电能价值+环境价值环境价值-非自身支出辅助服务成本非自身支出辅助服务成本，绿证交易拓绿证交易拓宽绿电运营商的盈利空间宽绿电运营商的盈利空间，对标海外，长期而言绿电运营商，对标海外，长期而言绿电运营商 I IRRRR 有望持有望持续走强续走强。随着绿证交易体系及电力辅助交易市场的不断健全，绿证交易进一步凸显了绿电的环境价值，目前绿证的环境溢价预计在每度电0.004-0.0

6、05 元之间，丰富了运营商的盈利空间。对标海外，美国 NEE 公司因绿电市场化交易净利润回升，我们认为中国绿电运营商也有望迎来新的增长机会。风险提示：风险提示：上游原材料价格反弹；模型测算不及预期上游原材料价格反弹；模型测算不及预期 -50%-40%-30%-20%-10%0%10%2023/52023/8 2023/11 2024/2电力设备沪深300 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 2/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 目目 录录 1.绿电运营商业模式推陈出新，市场格局有所改变绿电运营商业模式推陈出新，市场格局有所改变.4 1.1.绿电交易机制：优先支持市

7、场化运作.4 1.2.绿电运营商竞争格局集中度提升.4 2.度电度电成本下降成本下降&消纳能力提升，双轮驱动装机规模上升消纳能力提升，双轮驱动装机规模上升.6 2.1.风光上游原材料价格急速下降.6 2.1.1.光伏上游供需比增大压低原材料价格.6 2.1.2.风电零部件成本压力平稳减轻.8 2.1.3.风光度电成本优势显现.9 2.2.消纳影响到底有多大.10 2.2.1.风光装机节节攀升，引起消纳能力担心.10 2.2.2.多举措提升电网消纳能力，打破风光装机承载上限.12 3.原材料价格改善绿电运营经济性（以光伏电站为例）原材料价格改善绿电运营经济性（以光伏电站为例）.15 3.1.典型

8、集中式地面光伏站盈利预测模型.15 3.1.1.光伏利用小时数.16 3.1.2.上网电价.17 3.1.3.投资成本.18 3.2.全国平均参数假设下，光伏电站单 GW 盈利能力提升幅度.19 3.3.各省平均电价利用小时数据假设下，光伏电站全投资 IRR 随组件价格下降而上升.21 4.对标海外，市场化交易拓宽绿电运营商的利润空间对标海外，市场化交易拓宽绿电运营商的利润空间.21 4.1.我国形成绿证、绿电、碳市场并行的市场交易格局.21 4.2.电力辅助交易和绿证交易.22 4.2.1.最新政策支持电力辅助交易市场发展.22 4.3.他山之石，市场化后期，绿电运营商 IRR 回升.25

9、5.风险提示风险提示.27 图表目录图表目录 图图 1：绿电运营商交易机制绿电运营商交易机制.4 图图 2：2019-2022 年各风电运营商装机规模（年各风电运营商装机规模（MW）.5 图图 3：2022 年核心绿电运营公司营业收入（亿元）年核心绿电运营公司营业收入（亿元）.5 图图 4：2022 年绿电运营公司净利润情况（亿元）年绿电运营公司净利润情况（亿元）.6 图图 5：2022 年绿电运营公司资产负债率情况年绿电运营公司资产负债率情况.6 图图 6：2024 年光伏各环节需求测算年光伏各环节需求测算.6 图图 7：2019-2024 年光伏组件产能（年光伏组件产能（GW）.6 图图

10、8：2019-2024 年光伏电池产能（年光伏电池产能（GW）.7 图图 9：2019-2024 年光伏硅片产能（年光伏硅片产能（GW）.7 图图 10：多晶硅致密料价格走势：多晶硅致密料价格走势.7 图图 11：182mm Topcon 双玻组件价格走势双玻组件价格走势.8 图图 12：182mm perc 组件均价组件均价.8 图图 13：陆上风电项目机组：陆上风电项目机组(含塔筒含塔筒)中标情况统计中标情况统计(3 月月 4 日日-3 月月 8 日日).9 图图 14：2022-2023E 光伏地面电站光伏地面电站 LCOE 趋势（元趋势（元/w）.10 图图 15：光伏地面电站成本结构

11、拆分：光伏地面电站成本结构拆分.10 图图 16：2020-2060 年各类型发电方式度电成本对比（元年各类型发电方式度电成本对比（元/度）度）.10 图图 17：2011-2023 年我国光伏装机量年我国光伏装机量.11 图图 18：2011-2023 年我国风电装机量年我国风电装机量.11 图图 19：某地四季典型日负荷曲线：某地四季典型日负荷曲线.11 aVeZcWeUaVaVcWaY8O8Q8OpNoOpNrNlOmMtOfQnMtNaQrRyRuOsPpMuOtQyR 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 3/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 图图 20：

12、我国部分：我国部分省份弃风弃光率省份弃风弃光率.12 图图 21：电网侧消纳逻辑：电网侧消纳逻辑.13 图图 22：电网侧消纳计算过程：电网侧消纳计算过程.13 图图 23：风电出力分布特性：风电出力分布特性.14 图图 24：光伏出力分布特性：光伏出力分布特性.14 图图 25：2024 年我国电网消纳光伏能力测算（年我国电网消纳光伏能力测算（GW）.14 图图 26：集中式光伏电站运营模式集中式光伏电站运营模式.15 图图 27：光伏电站成本构成：光伏电站成本构成.16 图图 28：全国光伏重点地区年利用小时数情况：全国光伏重点地区年利用小时数情况.17 图图 29：2023 年年 12

13、月各省燃煤标杆电价（元月各省燃煤标杆电价（元/kwh）.18 图图 30：集中式地面光伏站典型参考造价（元集中式地面光伏站典型参考造价（元/w）.19 图图 31：国内典型集中式地面光伏项目：国内典型集中式地面光伏项目 IRR 测算核心假设测算核心假设.20 图图 32：不同组件价格下光伏项目全投资：不同组件价格下光伏项目全投资 IRR 和单和单 GW 利润测算利润测算.20 图图 33：集中式地面光伏站典型参考造价（元集中式地面光伏站典型参考造价（元/w）.21 图图 34：绿证交易发展历程：绿证交易发展历程.22 图图 35：电力辅助服务分类：电力辅助服务分类.24 图图 36：绿证交易机

14、制：绿证交易机制.24 图图 37：各省份绿证累计交易量：各省份绿证累计交易量.25 图图 38：NEE 业务结构业务结构.26 图图 39：2013-2023 年年 NEE 总收入和归属母公司净利润（万美元）总收入和归属母公司净利润（万美元）.26 图图 40：2023 年年 NEE 收入构成收入构成.26 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 4/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 1.绿电运营商业模式推陈出新，市场格局有所改变绿电运营商业模式推陈出新，市场格局有所改变 1.1.绿电交易机制：优先支持市场化运作 绿电交易支持市场化运作。绿电交易支持市场化运作。绿色

15、电力交易是在现有中长期交易框架下，独立设立的绿色电力交易品种，引导有绿色电力需求的用户直接与发电企业开展交易，绿色电力在电力市场交易和电网调度运行中优先组织、优先安排、优先执行、优先结算。目前，参与绿色电力交易的市场主体，目前以风电和光伏发电为主，将逐步扩大到水电等其他可再生能源。图图 1：绿电运营商交易机制绿电运营商交易机制 数据来源：前瞻产业研究院、东北证券 交易机制有两种，一是通过电力直接交易方式购买绿电产品交易机制有两种，一是通过电力直接交易方式购买绿电产品，二是向电网企业购买，二是向电网企业购买其保障收购的绿电。其保障收购的绿电。前者由电力用户(含售电公司)与发电企业直接通过双边协商

16、、集中撮合、挂牌等方式达成交易。后者省级电网企业、电力用户可以以集中竞价、挂牌交易等方式进行。直接交易价格由发电企业与电力用户通过双边协商、集中撮合等方式形成。向电网企业购买的绿电产品以挂牌、集中竞价等方式形成交易价格。完全市场化绿电附加收益归发电企业，向电网企业购买且享有补贴的绿电附加收益用于对冲政府补贴，其他保障上网的绿电附加收益专款用于新型电力系统建设工作。1.2.绿电运营商竞争格局集中度提升 光伏运营行业的格局经历了光伏运营行业的格局经历了“集中集中-分散分散-再集中再集中”的过程的过程：从光伏电站装机量来看，截至 2022 年年底，第一至四名分别为国电投（装机 53.3GW）、三峡集

17、团（14.1GW）、中核集团（13.7GW）、华能（17.4GW）。“五大四小”与民营企业有望实现差异化竞争。“五大四小”与民营企业有望实现差异化竞争。由于绿电运营属于高杠杆加持下的重资产模式，资源与资金壁垒高筑，央国企具有天然的资源禀赋。但与此同时，深耕某一地区/能源类型的垂类民营企业依托精细化管理，同样具有较好的利润与较高的 IRR，比如嘉泽新能 2022 年实现归母净利润 5.35 亿元，净利率水平达到 29.1%，中闽能源 2022 年实现归母净利润 7.29 亿元，资产负债率仅为 49.1%。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 5/29 电力设备电力设备/行业深

18、度行业深度 图图 2：2019-2022 年各风电运营商装机规模（年各风电运营商装机规模（MW）数据来源：各公司官网、iFind、东北证券 图图 3：2022 年核心绿电运营公司营业收入（亿元）年核心绿电运营公司营业收入（亿元）数据来源：iFind、东北证券 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 6/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 图图 4：2022 年绿电运营公司净利润情况年绿电运营公司净利润情况（亿元）（亿元）图图 5：2022 年绿电运营公司年绿电运营公司资产负债率情况资产负债率情况 数据来源：iFind、东北证券 数据来源：东北证券 2.度电成本下降度电成

19、本下降&消纳能力提升，消纳能力提升，双轮驱动双轮驱动装机规模上升装机规模上升 2.1.风光上游原材料价格急速下降 2.1.1.光伏上游供需比增大压低原材料价格 光伏主材产业链各环节供过于求。光伏主材产业链各环节供过于求。随着光伏产业链的快速扩张，供需比不断增大。需求端来看，受益于美国、拉美等新兴市场的驱动，我们测算 2024 年全球光伏新增装机为 500GW，对应组件/电池片/硅片环节需求分别为 650/657/683GW，各环节均存在不同程度的产能过剩。图图 6：2024 年光伏各环节需求测算年光伏各环节需求测算 图图 7：2019-2024 年光伏组件产能年光伏组件产能（GW）202420

20、24 年光伏各环节需求测算年光伏各环节需求测算 2024 年全球新增光伏装机量（GW）500 容配比 1.3 2024 年全球新增光伏组件需求（GW）650 2024 年全球新增光伏电池片需求（GW）657 2024 年全球新增光伏硅片需求（GW）682.5 N 型电池渗透率 70%N 型硅耗（万吨/GW）0.21 P 型电池渗透率 30%P 型硅耗（万吨/GW）0.23 N 型硅料需求（万吨）100.3 P 型硅料需求（万吨）47.1 2024 年全球新增光伏硅料需求（万吨）147.4 数据来源：CPIA、Wood makenzie、东北证券 数据来源：CPIA、东北证券 0%10%20%3

21、0%40%50%60%70%80%02004006008002019 2020 2021 2022 2023 2024E全球组件产能同比 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 7/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 图图 8：2019-2024 年光伏电池产能年光伏电池产能（GW）图图 9：2019-2024 年光伏硅片产能年光伏硅片产能（GW）数据来源：CPIA、东北证券 数据来源：CPIA、东北证券 光伏上游各环节价格迅速下行，产业链出清加速。光伏上游各环节价格迅速下行，产业链出清加速。由于产业链阶段性产能过剩，光伏产品价格迅速走低，硅料、组件等环节甚至已跌破部分

22、二三线企业成本线。根据PV Infolink，2024 年 3 月 21 日报价，多晶硅致密料价格为 68 元/kg，较 23 年初下降 65.8%。182 版型 N 型硅片价格 1.85 元/片，182 版型 P 型硅片价格为 1.9 元/片，分别较 2023 年三季度进一步下降 1.62 元/片、1.45 元/片，价格接近于腰斩。Topcon电池片价格 0.47 元/w，perc 电池片价格 0.38 元/w，较 2023 年中分别下降 0.53 元/w、0.51 元/w。182 版型 Topcon 双玻组件价格 0.96 元/w，较 2023 年中下降 0.76 元/w，182mm 单晶

23、 perc 价格为 0.90 元/w，较 2023 年中下降 0.72 元/w。图图 10：多晶硅致密料价格走势：多晶硅致密料价格走势 数据来源：PV Infolink、东北证券 0%20%40%60%80%02004006008000202120222023 2024E全球电池产能同比0%20%40%60%80%100%120%020040060080009202020224E全球硅片产能同比0500300350多晶硅致密料均价（元/kg）请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后

24、的声明及说明 8/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 图图 11：182mm Topcon 双玻组件价格走势双玻组件价格走势 图图 12：182mm perc 组件均价组件均价 数据来源：PV Infolink、东北证券 数据来源：PV Infolink、东北证券 2.1.2.风电零部件成本压力平稳减轻 风电机组中标价格持续下行。风电机组中标价格持续下行。2023 年陆风机组平均中标价格约 1584 元/千瓦（不含塔筒），同比下降约 14%。根据国际能源网数据，2024 年 3 月 11 日-3 月 15 日陆上风电含塔筒中标单价 2065 元/kW，不含塔筒中标单价 1252 元/kW

25、，较去年同期略有下降。风电机组制造依赖原材料，其中钢材是最为关键的材料，占整机总重量的约90%，核心零部件如齿轮箱、叶片、轴承等，由于专业化程度和技术壁垒高，一般采取定制化集中采购。原材料成本随着大宗商品价格变动，2022 年全球通胀走低背景下，大宗商品价格下跌，风电零部件成本压力减轻；2023 年以来，大宗商品价格趋于稳定，零部件成本逐步平稳。头部零部件公司有望继续享受风机大型化带来的结构性需求红利，包括陆风大机型和海风起量，以及海外市场的增长，同时下游整机企业也有望在机组大型化降本的同时受益于原材料下降带来的成本降低效应。0.00.51.01.52.02.5182mmTOPCon双玻组件(

26、元/w)0.00.20.40.60.81.01.21.41.6182mm单面单晶PERC均价（元/瓦）请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 9/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 图图 13：陆上风电项目机组陆上风电项目机组(含塔筒含塔筒)中标情况统计中标情况统计(3 月月 4 日日-3 月月 8 日日)陆上风电项目机组(含塔筒)中标情况统计(3 月 4 日-3 月 8 日)序号 开发商 项目名称 项目类型 省份 装机规模(MW)中标整机商 单机容量 投标价格(万元)中标单价(元/kW)是否含塔筒 1 中国能建 赤峰高新技术开发区松山产业园绿色供电项目风力发电机组(含

27、塔筒)采购项目 陆上风电 内蒙古 150 运达股份 6.25MW 25860 1724 含塔筒 2 华润 华润邱县二期100MW 风电场项目(50MW)风力发电机组(含塔筒)设备采购、运输及服务 陆上风电 河北 50 运达股份 5MW 10995 2199 含塔简 3 华润 华润饶阳 100 兆瓦保障性风电场项目风力发电机组(含塔筒)设备采购、运输及服务采购 陆上风电 河北 100 运达股份 5MW 21500 2150 含塔筒 4 华润 华润阜城 50 兆瓦市场化 风电场项目风力发电机 组(含塔筒)设备采购、运输及服务采购 陆上风电 河北 50 运达股份 5MW 10995 2199 含塔筒

28、 合计 350 数据来源：国际能源网、东北证券 2.1.3.风光度电成本优势显现 受益于上游原材料，风光度电成本或低于煤电，经济性显现。受益于上游原材料，风光度电成本或低于煤电，经济性显现。据 SMM 测算，风电、光伏、煤电三种发电方式度电成本分别为0.25、0.25-0.3、0.26-0.30 元，风光相对煤电有成本优势：非民用按照目前国内发电厂效率计算，度电消耗 300-350 克标准煤，如果每1000 克煤按照 0.74 元计算，则煤电燃料费在 0.22 到 0.26 元，因而火力发电费用大概在 0.26 到 0.30 元/千瓦时之间。风电发电的成本相对较低，每度电的成本大约在 0.1

29、元，再考虑其他因素后的完全成本大约是每度电 0.25-0.3 元，实际目前风电成本基本不超过每度 0.25 元；随着光伏组件价格大幅度走低，光伏发电的成本逐降，每度电的发电成本大约在 0.25-0.3 元之间，通威集团董事局主席刘汉元在 2022 年指出，我国光伏发电成本已经降到 0.3 元/KWh 以下，预计“十四五”期间降到 0.25 元/KWh 以下。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 10/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 图图 14：2022-2023E 光伏地面电站光伏地面电站 LCOE 趋势趋势（元（元/w）图图 15：光伏地面电站成本结构拆分：光伏

30、地面电站成本结构拆分 数据来源：CPIA、东北证券 数据来源：CPIA、东北证券 图图 16：2020-2060 年各类型发电方式度电成本对比年各类型发电方式度电成本对比（元（元/度）度）数据来源：中国电力“碳达峰、碳中和”目标下的电力系统成本及价格水平预测、东北证券 2.2.消纳影响到底有多大 2.2.1.风光装机节节攀升，引起消纳能力担心 风光装机节节攀升，增长速度快。风光装机节节攀升，增长速度快。根据国家能源局数据，2023 年太阳能发电装机容量约 609GW，同比增长 55.2%，新增装机容量 219GW，同比+152%；全国风电累计装机容量约 441GW，新增装机容量 75.9GW，

31、同比+102%；其中海上风电新增装机容量 6.8GW，同比+67.8%；陆上风电新增装机容量 69.1GW，同比+105.8%。0.0000.1000.2000.3000.4000.5000.6000.7000.8000.9001.000202020252030203520402045205020552060火力发电风电发电光伏发电 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 11/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 图图 17：2011-2023 年我国光伏装机量年我国光伏装机量 图图 18：2011-2023 年我国风电装机量年我国风电装机量 数据来源：国家能源局、东北

32、证券 数据来源：国家能源局、东北证券 当前市场对于风光装机的最大担心在于消纳能力。当前市场对于风光装机的最大担心在于消纳能力。在装机量节节攀升的同时，我国的电力系统是否能够足额消纳新增的新能源装机、是否会因新能源的开发和电力系统的消纳能力不匹配，导致出现大规模弃风弃光现象，从而影响后续新增新能源开发和装机，这些问题受到市场的广泛关注。与传统煤电不同，风光风电具有高波动性和间歇性，电力系统的调节能力提出了更高的挑战，主要体现在发电与用电在时间的错配和空间的错配上：风光出力与负荷之间存在时间与空间维度的双重错配风光出力与负荷之间存在时间与空间维度的双重错配。我国 80%以上的风能资源分布在“三北地

33、区”，太阳能资源也是西部、高原多于东部、平原。但我国 75%以上的电力需求却在中东部。西北部总负荷仅占全国总负荷的 36%，却集中了全国 75%的新能源装机。2023 年我国光伏发电利用率为 98%、风电利用率为 97.3%，受制于省内电力消纳能力及电力外送通道不足，部分西北部地区弃光率仍维持高位，根据全国新能源消纳监测预警中心发布的2023 年全国新能源并网消纳情况，2023 年 1-12 月西藏弃光率为 22%，青海为 8.6%，高于全国 2%的弃光率。时间维度来看，日内风光发电的峰谷与需求曲线同样存在错配。图图 19：某地四季典型日负荷曲线某地四季典型日负荷曲线 数据来源：基于电网聚合模

34、型的新能源接纳能力评价与分析、东北证券 00000400005000060000700002016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023光伏装机量（万千瓦）0000040000500002016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023风电装机量（万千瓦）请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 12/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 图图 20：我国部分省份弃风弃光率我国部分省份弃风弃光率 数据来源：全国新能源消纳监测预警中心、东北证券 2.2.2.多举措提升电网消

35、纳能力，打破风光装机承载上限 为适配新能源大发展，国家电网加大电网侧投入为适配新能源大发展，国家电网加大电网侧投入，2023 年国家电网总投资超 5200亿元，同比增长约 4%。投资围绕输电端升级改造、智能电网、长时储能三大主线，将大幅提高电网承载能力。相比十三五，十四五期间的特高压直流规划建成数量达12 条，同比增加 50%。特高压远距离电能传输旨在解决电力在空间上的供需错配；通过提升电网智能化水平，可以实现能源互联、提升电网可预测水平，是解决分布式新能源消纳问题的重要举措；长时储能提高电力系统的灵活性，解决新能源发电在时间上的错配。电网系统消纳能力提升取决于储能、负荷、灵活性电源以及联络线

36、外送能力。电网系统消纳能力提升取决于储能、负荷、灵活性电源以及联络线外送能力。根据系统平衡的原则，常规电源调节出力要跟随负荷变化，保持动态平衡。但是新能源高比例接入后，由于新能源出力波动大，系统调节负担加重，常规电源调节不仅要跟随负荷变化，还要平衡新能源出力波动。理论上新能源消纳空间取决于“负荷+联络外送功率”曲线与常规机组最小技术出力曲线之间的差值，即 t 时刻的负荷功率Pa（t）加上联络外送功率 Pt（t）减去常规最小技术出力功率(Pg,i,max Pg,i,min)Ii。风电最大可消纳空间新能源消纳意味着常规电源最小技术出力满足净负荷曲线的最低点。在现实电力系统中，除常规电源的调节和联络

37、外送能力以外，还要综合考虑储能和需求响应的作用。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 13/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 图图 21：电网侧消纳逻辑：电网侧消纳逻辑 图图 22：电网侧消纳计算过程：电网侧消纳计算过程 数据来源：新能源消纳关键因素分析及解决措施研究、东北证券 数据来源：新能源消纳关键因素分析及解决措施研究、东北证券 根据系统实时平衡原则以及风电的出力特征可得，光伏最大出力=午间用电负荷+需求响应（填谷）-常规电源最小出力+储能充电-午间风电出力，由此可以估算出光伏最大出力空间。推导出对应的新能源装机量。负荷侧：负荷侧：预计 2024 年全年全社会

38、用电量达 9.8 万亿千瓦时，最高用电负荷14.5 亿千瓦，需求响应能力到 2025 年达最大用电负荷的 3%-5%，若 2024 年按 4%计算为新增 58w。假设光伏最大发电时用电负荷为最大用电负荷的 80%（光伏大发时往往是日内用电次高峰即午间），即 1304GW，此时电力发电根据湖北新能源出力特性分析及对电网的影响研究可知为风电最大与最小出力系数为 0.2/0.45，由风电最大出力可估算午间风电出力。电网侧：电网侧：按照十四五规划，24-25 年进入后半程特高压建设提速，2024 年预计输电能力新增 100120GW；电源侧：根据中电联报告，预计 2024 年末核电装机 63.5GW，

39、最小技术出力为 56.9GW；预计 2024 年水电装机 427.5GW，其中常规水电装机仍维持 370.6GW 不变，考虑到丰水期和枯水期波动，假设常规水电的最最小出力系数为 0.5，则 2024 年常规水电的最小技术出力为185.3GW；预计 2024 年煤电装机 1,200GW，根据十四五规划的煤电灵活性改造假设 2024 年存量煤电灵活性改造完成 200GW 目标；2024 年气电机组的最小技术出力为 28GW；储能端：新型储能新增出力 55w，抽水蓄能出力56.9w。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 14/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 图图 23：

40、风电出力分布特性：风电出力分布特性 图图 24：光伏出力分布特性：光伏出力分布特性 数据来源：湖北新能源出力特性分析及对电网的影响研究、东北证券 数据来源：湖北新能源出力特性分析及对电网的影响研究、东北证券 考虑我国灵活性资源、特高压、储能的快速发展，我们测算考虑我国灵活性资源、特高压、储能的快速发展，我们测算 2024 年我国电网系统年我国电网系统所能消纳的所能消纳的光伏装机超过光伏装机超过 260GW，消纳或已不是限制新能源装机快速渗透的主要矛盾，市场化竞争与经济性成为业主新扩新能源装机的主要考量。风电、光伏出力大多数时间远小于其装机容量，所以一定的消纳空间下可允许更多装机容量接入系统，光

41、伏允许装机容量一般为按消纳空间/0.6，由此我们测算得出 2024 年我国光伏可消纳新增装机有望介于 260-300GW 之间。图图 25：2024 年我国电网消纳光伏能力测算年我国电网消纳光伏能力测算（GW）影响因素影响因素 光伏光伏 负荷：负荷：用电负荷 1160 需求响应 58 常规电源最小出力：常规电源最小出力：796.2 核电 56.9 常规水电 185.3 煤电(新建)15.1 煤电(存量改造)60 煤电(存量未改造)454.8 气电 24.1 电网侧：电网侧：跨区输电能力 120 储能：储能：166.9 抽水蓄能 56.9 新型储能 55 午间出力：午间出力：186.1 可消纳累

42、计装机量可消纳累计装机量（剔除风电后）（剔除风电后）871.0 20232023 年底总装机量年底总装机量 609 2424 年可消纳新增装机量年可消纳新增装机量 介于介于 260-300 数据来源：湖北新能源出力特性分析及对电网的影响研究、国家能源局、中电联 2023-2024 年度全国电力供需形势分析预测报告、能源蓝皮书：中国能源发展前沿报告东北证券 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 15/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 3.原材料价格改善绿电运营经济性原材料价格改善绿电运营经济性（以光伏电站为例）（以光伏电站为例）3.1.典型集中式地面光伏站盈利预测模型

43、 绿电项目绿电项目收益率主要取决于上网电价、利用小时数、与初始投资成本。收益率主要取决于上网电价、利用小时数、与初始投资成本。风电和光伏项目的盈利主要取决于三个关键因素：上网电价、发电设备的利用小时数以及项目的初期投资成本。项目建设成本为集中式电站规模和单位建设成本的乘积，项目年发电量是集中式电站规模与光伏利用小时数的乘积，项目年电费则是项目年发电量与单位上网电价的乘积，得到这些数据就可以计算项目 IRR。根据 CPIA数据，光伏电站最主体的成本构成为组件。图图 26：集中式光伏电站运营模式集中式光伏电站运营模式 数据来源：晶科科技招股说明书、东北证券 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正

44、文后的声明及说明 16/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 图图 27：光伏电站成本构成：光伏电站成本构成 数据来源：CPIA、东北证券 3.1.1.光伏利用小时数 我国将光资源区分为三类。我国将光资源区分为三类。根据 2013 年国家发改委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知，依据光伏电站年等效利用小时数对太阳能资源区域进行划分，其中：类光资源区年等效利用小时数大于 1600 小时，有宁夏，青海海西，甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌、新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依，内蒙古除赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔以外地区。类光资源区年等效利用小时数在 1400-1600 小时之

45、间，有北京，天津，黑龙江，吉林，辽宁，四川，云南，内蒙古赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔，河北承德、张家口、唐山、秦皇岛，山西 大同、朔州、忻州，陕西榆林、延安，青海、甘肃、新疆除 I 类外其他地区。类光资源区年等效利用小时数在 1200-1400 小时之间，除上述省份的其他地区被划分为类光资源区。根据国家能源局关于 2021、2022 年度全国可再生能源电力发展监测评价结果的通报，本文列出全国光伏重点地区年利用小时数情况。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 17/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 图图 28：全国光伏重点地区年利用小时数情况全国光伏重点地区年利用小时

46、数情况 数据来源：国家能源局、东北证券 3.1.2.上网电价 各地区标杆电价差异较大。各地区标杆电价差异较大。3060 目标的逐步推进实施，我国光伏产业快速发展，根据国家能源局公布相关数据：2023 年，全国光伏新增装机 216GW。截至 2023 年底，光伏发电累计装机 6.1 亿千瓦。目前已经进入平价时代，对于集中式光伏电站，通过查阅中国各省市光伏电站最佳安装倾角、发电量及年利用小时数速查表，得到 省省（区）（区）资源资源区区 地区地区 2020 年实际年实际利用小时数利用小时数 2021 年实际年实际利用小时数利用小时数 2022 年实年实际利用小际利用小时数时数 内蒙古 I 类 除赤峰

47、市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外其他地区 1626 1568 1616 II 类 赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市 1619 1562 1608 新疆 I 类 哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依 1655 1597 1526 II 类 除 I 类外其他地区 1414 1455 1364 甘肃 I 类 嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌 1535 1562 1514 II 类 除 I 类外其他地区 1263 1389 1393 青海 I 类 海西 1436 1474 1430 II 类 除 I 类外其他地区 1387 1248 1538 宁夏 I 类 宁夏 1390 1471 1539 陕西 I

48、I 类 榆林、延安 1466 1455 1421 黑龙江 II 类 黑龙江 1507 1503 1644 吉林 II 类 吉林 1477 1537 1588 辽宁 II 类 辽宁 1388 1327 1459 河北 II 类 承德、张家口、唐山、秦皇岛 1485 1343 1501 山西 II 类 忻州、朔州、大同 1470 1424 1520 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 18/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 了 2023 年 12 月各省燃煤标杆电价作为上网电价。南部地区燃煤标杆电价普遍较高，其中广东、广西、湖南、湖北、上海、浙江、江西、四川、重庆、海

49、南几个省市标杆电价超过 0.4 元/kWh，而风光资源普遍较好的三北地区例如甘肃、内蒙古、宁夏、青海等省份标杆电价相对较低，其中宁夏和新疆两省标杆电价仅为 0.25 元/kWh 左右。图图 29：2023 年年 12 月各省燃煤标杆电价月各省燃煤标杆电价（元（元/kwh）3.1.3.投资成本 组件等设备为光伏电站初始投资的主体成本。组件等设备为光伏电站初始投资的主体成本。在光伏站容量为 300MW 的情况下，工程费用约占静态投资的 75%-80%，且随着光伏电站容量的增加，该比例也会增大。工程费用又包含设备、建筑工程、安装工程、开关站/升压站和其他工程的费用，设备里主要是组件的费用占大头，价格

50、在 0.96 元/w 左右。静态总投资范围在2.6-3.3 元/w。00.050.10.150.20.250.30.350.40.450.5北京天津河北山西山东内蒙辽宁吉林黑龙江上海江苏浙江安徽福建湖北湖南河南四川重庆江西陕西甘肃青海宁夏新疆广东广西云南贵州海南 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 19/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 图图 30：集中式地面光伏站典型参考造价（元集中式地面光伏站典型参考造价（元/w）集中式地面光集中式地面光伏站典型参考造价伏站典型参考造价 成本拆分 单位 价格 工程费 元/w 1.98 设备 元/w 1.51 组件 元/w 0.

51、96 支架 元/w 0.276 逆变器 元/w 0.13 汇流箱 元/w 0.02 线缆 元/w 0.12 建筑工程 元/w 0.146 安装工程 元/w 0.15 开关站/升压站 元/w 0.16 其他工程 元/w 0.013 外线工程（含清赔）元/w 0.06 光伏+农林牧渔治理 元/w 0.02 储能工程 元/w 0.41 其他费用 元/w 0.1 不可预见费 元/w 0.06 静态总投资 元/w 2.63 数据来源：阳光工匠论坛、东北证券 3.2.全国平均参数假设下，光伏电站单 GW 盈利能力提升幅度 以全国平均水平的电价、光伏利用小时数等基础数据，我们用典型的集中式光伏电以全国平均水

52、平的电价、光伏利用小时数等基础数据，我们用典型的集中式光伏电站盈利预测模型进行模拟测算站盈利预测模型进行模拟测算，我们认为组件价格下行大幅提升了运营商的，我们认为组件价格下行大幅提升了运营商的 IRR，0.96 元元/w 的组件价格下，光伏电站的组件价格下，光伏电站 IRR 或高达或高达 12.01%。按照组件采购价格 0.96 元/W、单位投资 2.2 元/W、利用小时 1300 小时以及上网电价 0.37 元/kWh、贷款利率 4%、所得税率 25%等关键参数假设，我们测算得到此集中式光伏发电项目的全投资 IRR 为 12.01%，该项目装机容量假设为 1GW，项目投产后十年平均净利润为

53、2.94 亿元。电站项目电站项目 IRR 与组件价格之间高度敏感。与组件价格之间高度敏感。而假设组件采购价格下降到 0.94 元/W 后，该项目的全投资 IRR 为 12.19%，项目投产后十年平均净利润为 2.95 亿元；若组件采购价格进一步下降到 0.92 元/W 后，该项目的全投资 IRR 为 12.37%，项目投产后十年平均净利润可达 2.96 亿元；若组件采购价格上升到 0.98 元/W，该项目的全投资 IRR 为 11.84%，项目投产后十年平均净利润下降至 2.94 亿元；若组件采购价格进一步上升到 1.0 元/W，该项目的全投资 IRR 为 11.66%，项目投产后十年平均净利

54、润下降至 2.94 亿元。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 20/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 图图 31：国内典型集中式地面光伏项目国内典型集中式地面光伏项目 IRR 测算核心假设测算核心假设 单位单位 数值数值 年利用小时数 小时数 1300 上网电价 元/kwh 0.37 衰减率 -0.80%初始投资 万元 220000 组件成本 元/w 0.96 逆变器成本 元/w 0.13 光伏支架成本 元/w 0.276 汇流箱&线缆 元/w 0.14 外线工程（含清赔）元/w 0.06 光伏+农林牧渔治理 元/w 0.02 储能工程 元/w 0.41 其他费用

55、 元/w 0.1 不可预见费 元/w 0.06 单瓦投资单瓦投资 元/w 2.156 折旧年限 年 20 所得税率 25%贷款利率 4%数据来源：阳光工匠论坛、东北证券 图图 32：不同组件价格下光伏项目全投资不同组件价格下光伏项目全投资 IRR 和单和单 GW 利润测算利润测算 数据来源：阳光工匠论坛、东北证券 11.20%11.40%11.60%11.80%12.00%12.20%12.40%12.60%292002925029300293502940029450295002955029600296500.92元/w0.94元/w0.96元/w0.98元/w1.00元/w利润（万元）IRR

56、 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 21/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 3.3.各省平均电价利用小时数据假设下，光伏电站全投资 IRR 随组件价格下降而上升 在基本假设下，根据测算，各省全投资在基本假设下，根据测算，各省全投资 IRR 随组件价格下降而上升。随组件价格下降而上升。受各省光资源及当地电价差异影响，不同省份光伏项目盈利能力差异较大。从决定新能源项目盈利能力三要素利用小时、上网电价以及组件价格三方面进行分析，其他核心假设数值均保持不变（参考上述国内典型集中式地面光伏项目 IRR 测算核心假设表）。据我们测算，不同省份在同样的初始投资成本下盈利能力差

57、异巨大，在组件价格为 0.96 元/W、总投资成本为 2.2 元/W 的背景下，黑龙江和吉林省项目盈利能力最强，全投资 IRR 分别为 16.96%和 16.18%；而宁夏、新疆等几个省份受利用小时数低或上网电价偏低影响，全投资 IRR 较小，在 10%以下，低于全国平均水平。图图 33：集中式地面光伏站典型参考造价（元集中式地面光伏站典型参考造价（元/w）数据来源：阳光工匠论坛、东北证券 4.对标海外，市场化交易拓宽绿电运营商的利润空间对标海外，市场化交易拓宽绿电运营商的利润空间 4.1.我国形成绿证、绿电、碳市场并行的市场交易格局 从“补贴“到“绿证”，电力市场化交易跨过历史飞跃。从“补贴

58、“到“绿证”，电力市场化交易跨过历史飞跃。早在 2006 年，我国就通过了中华人民共和国可再生能源法，在可再生能源电价补贴、保障性收购等政策支持下，可再生能源电力市场快速发展，补贴规模和缺口也在加大。伴随着风电、光伏发电项目补贴退坡速度的不断加快，为引导电力市场健康发展，缓解补贴压力，绿证在 2017 年作为我国可再生能源参与电力市场交易的第一种模式，开始试行核发、自愿认购，并于 2019 年将风电、光伏发电平价上网项目纳入绿证交易范围，进一步扩大绿证覆盖面。绿色证书交易体系在建立初期推行缓慢，权威性和通用性的增强提高市场活跃绿色证书交易体系在建立初期推行缓慢，权威性和通用性的增强提高市场活跃

59、度。度。从 2017 年 7 月到 2020 年底，全国累计核发绿证约 3017 万个，累计认购数量 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 22/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 约为 6700 个，认购率仅有 0.02%，市场活跃度较为低迷。为提升绿证消费需求，2021 年，绿证作为配额制的重要组成部分从自愿购买转为强制购买，当年即核发绿证 876.6 万个，认购率升至 7%。尤其是 2022 年 8 月的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了绿证是可再生能源电力消费量认定的基本凭证，且原则上可以转让，有效刺激了绿证市场的需求和

60、流动性。2023 年的关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知，进一步明确了绿证的权威性、唯一性和通用性，并实现了对可再生能源电量绿证核发的基本全覆盖，我国绿电消费的公信力持续提升。从从 2017 年首次启动至今，在年首次启动至今，在 16、17 年先后建立的配套双控政策支持下，我国绿年先后建立的配套双控政策支持下，我国绿证市场大体上经历了自愿认购、消纳责任履行、消费量核算三个阶段证市场大体上经历了自愿认购、消纳责任履行、消费量核算三个阶段，其中 2017-2020 年是自愿认购阶段；2021 年开始实施配额制下的绿证交易，我国绿证市场也进入了消纳责任履行阶段，同

61、年，绿色电力交易试点启动；进入 2022 年后，绿证市场进入消费量核算阶段，其重要性、交易方式等得到了一系列国家政策文件的明确认可，市场规模及经营主体积极性实现大幅提升。图图 34：绿证交易发展历程绿证交易发展历程 数据来源：东北证券 4.2.电力辅助交易和绿证交易 4.2.1.最新政策支持电力辅助交易市场发展 电力辅助服务市场是电力市场体系的重要组成部分。电力辅助服务市场是电力市场体系的重要组成部分。电力市场相较传统商品交易 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 23/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 市场最为关键的不同点，在于电能交割依赖电力系统进行，因此保证电

62、力系统的稳定运行就成为重中之重，电力辅助服务就成为必需品。2024 年 2 月 7 日，国家发改委、国家能源局印发关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知，从交易机制、价格机制、确定需求、传导和结算、配套政策和管理监督等方面，对辅助服务市场交易、价格形成和费用传导等关键问题提出了指导意见，有助于发现辅助服务的真实价值。通知提出调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价，将新能源消纳成本与其发电价值对比衡量，提高了资源配置的经济性。绿电价值绿电价值=电能价值电能价值+环境价值环境价值-非自身支出辅助服务成本。非自身支出辅助服务成本。计算绿电价值需要考虑辅助服务支出的成本。电力辅助

63、服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消纳提供的服务，分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务。市场化交易阶段，碳排放控制越强，辅助服务成本越低，绿电运营商收益率越高。绿电运营商要提高收益率，需控制辅助服务分摊的成本。绿证作为可再生能源电力消费凭证绿证作为可再生能源电力消费凭证，由国家可再生能源信息管理中心发放，用于可再生能源电力消费量核算、电力消费认证等，其中，可交易绿证还可通过参与绿证绿电交易等方式在发电企业和用户间有偿转让。绿证交易市场依托中国绿色电力证书交易平台，以及北京电力交易中心、广州电力交易中心开展交易。绿证的卖方为在交易平台资源注册，并发布绿证

64、出售信息的可再生能源发电企业，买方为市场主体，包括售电企业、电力用户和发电企业。经过双边协商，买卖双方可自主协商签订一次性划转协议，通过交易平台完成绿证交割。绿证交易将清洁能源的能量属性与环境属性分开来，企业购买的绿证仅拥有清洁能源电力的环境属性，电力供给还需与电网公司购买电力，不过在绿证能够覆盖的电力内，仍会被视为使用清洁能源。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 24/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 图图 35：电力辅助服务分类电力辅助服务分类 数据来源：中国储能网、东北证券 图图 36：绿证交易机制：绿证交易机制 数据来源：南方能源观察、东北证券 构建“电证

65、碳”衔接联动机制是绿电交易中的一个至关重要的问题构建“电证碳”衔接联动机制是绿电交易中的一个至关重要的问题。在绿电交易中，存在着“证电分离”与“证电合一”两种不同的交易方式。在“证电分离”模式下，绿证可以独立于实际绿电而进行转让。企业购买绿证并不一定意味着它们实际使用了相应数量的绿电，而可能只是为了满足可再生能源配额或满足国外客户的需求。当前，随着新能源发电比例的不断增加，电力系统的安全性和稳定性面临着更大的挑战。而“证电合一”模式则要求电网必须实时消纳和调度 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 25/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 相应的绿电，这无疑会增加运营

66、成本。因此，目前阶段，“证电合一”和“证电分离”两种交易方式仍然并存。随着电网技术的不断发展和电力系统调节能力的提升，“证电合一”模式将逐渐成为主流的绿电交易方式。这种模式有助于提高绿电的实际利用效率，促进可再生能源的发展与利用。图图 37：各省份绿证累计交易量各省份绿证累计交易量 数据来源：中国绿色电力证书交易平台、东北证券 绿证交易拓宽绿电运营商盈利空间。绿证交易拓宽绿电运营商盈利空间。绿色电力的交易设计，从机制上把绿电的价值明确分为两个部分：一个是电能量价值，也就是用 1 度电能量的价值，还有一部分是环境溢价，绿证是这部分价值的证明。每一个绿证，对应的是 1000 度可再生能源电量。目前

67、绿证的环境溢价预计在每度电 0.004-0.005 元之间，如果所有的绿电都进入市场，将降低到 0.002-0.003 元，这是新能源企业可以额外获得的绿证交易收入。绿证交易市场化后，有效地弥补了新能源的调峰成本，高耗能企业对绿证需求大绿证交易市场化后，有效地弥补了新能源的调峰成本，高耗能企业对绿证需求大增，为绿电运营商贡献增量利润。同时通过绿证交易市场，新能源发电商出售绿增，为绿电运营商贡献增量利润。同时通过绿证交易市场，新能源发电商出售绿证，获得额外的收入，绿电运营商盈利空间增强。证，获得额外的收入，绿电运营商盈利空间增强。4.3.他山之石，市场化后期，绿电运营商 IRR 回升 对比海外运

68、营商，我们认为伴随绿电交易走向市场化，绿电运营商对比海外运营商，我们认为伴随绿电交易走向市场化，绿电运营商 IRR 有回升有回升。NEE（新纪元能源）是北美最大的电力和能源基础设施公司之一，也是可再生能源行业的领导者。NEE 有两个主要业务，FPL 和 NEER。FPL 是佛罗里达州最大的电力公司，也是美国最大的电力公司之一。FPL 的战略重点是投资发电、输电和配电设施，以实现其低成本、高可靠性的价值主张，卓越的客户服务和清洁能源解决方案，使其超过 500 万客户受益。NEER 是世界上最大的风能和太阳能可再生能源发电商。NEER 的战略重点是美国和加拿大的长期合同资产的开发、建设和运营，包括

69、可再生能源发电设施、天然气管道、输电设施和电池储存项目。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 26/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 图图 38：NEE 业务结构业务结构 数据来源：公司公告，东北证券 FPL 为 NEE 公司的支柱业务。2023 年报中披露，NEE 公司 2023 年营业收入总计281 亿美元，其中 FPL 业务板块营业收入 184 亿美元，占比 65.32%，是公司的支柱业务，NEER 业务板块营业收入 97 亿美元，占比 34.40%。2013-2023 年，美国NEE 的营业利润总体先降后升。前期主要由于市场化电价下,美国太阳能购电协议（PP

70、A）价格降幅较大，导致利润下降；2021 年，国际环保政策趋紧，碳排放控制加强，PPA 价格回升，营业利润随之回升；同时由于供应链受阻和不确定的立法增加了开发商成本，PPA 在 2022 年四季度继续攀升，推动营业利润创历史新高。图图 39：2013-2023 年年 NEE 总收入和归属母公司净利总收入和归属母公司净利润（润（万万美元）美元）图图 40：2023 年年 NEE 收入构成收入构成 数据来源：NEE 官网、东北证券 数据来源：NEE 官网、东北证券 在当前市场上众多新能源运营企业中，我们认为需要核心关注三大要素：首先，要考虑企业的平台资源。当前新能源运营仍处于竞争激烈的阶段，而能源

71、安全对于国家至关重要，因此国家在这一行业的主导地位至关重要。在这个 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 27/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 阶段，关键是看哪家企业能够获得最优质、最丰富的资源，因为这将意味着更大的成长空间。其次，要关注企业的融资能力。新能源运营是一个投资回报周期较长的行业，需要投入大量资本，通常是 30%的资本金和 70%的银行贷款。因此，企业的融资能力对其发展至关重要，国有企业往往在融资能力上有很强的竞争优势。要考虑企业的运营经验。运营能力是选择投资对象的关键指标之一，虽然一些大型风电项目和集中式光伏项目的运营成本看似较低，但对于分布式光伏项

72、目来说，对运营的要求较高。这种情况可能需要国有企业与民营企业共同合作才能更好地实现项目的运营。5.风险提示风险提示（1）电力市场化改革不及预期电力市场化改革不及预期：电力市场化一定程度上决定了绿电运营商的度电价格以及获取收入的模式，电力市场化改革受到多维影响，不及预期或影响绿电运营商利润水平。（2）融资与利率不及预期融资与利率不及预期：绿电运营商 IRR 中关键假设为所获取的融资利率，若相关企业利率不及预期，其 IRR 或受到影响。（3）新能源上游原材料供应不足以及价格大幅上涨的风险新能源上游原材料供应不足以及价格大幅上涨的风险：尽管光伏组件/风电机组占绿电 EPC 项目初始投资的比例越来越小

73、，但 2023 年依然占据38.8%的比例，原材料价格上行在一定程度上对 IRR 造成冲击。（4）行业竞争加剧的风险行业竞争加剧的风险：目前绿电运营厂商百花齐放，央国企等资源禀赋型厂商与民营精细化运营厂商差异化竞争，但产业依然存在竞争加剧的风险。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 28/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 研究团队简介：研究团队简介：Table_Introduction 韩金呈：复旦大学应用统计硕士，四川大学金融学学士。现任东北证券电新组证券分析师，主要研究方向为风电、光伏和储能等。曾任东方证券股票质押/融资融券岗位。分析师声明分析师声明 作者具有中

74、国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格，并在中国证券业协会注册登记为证券分析师。本报告遵循合规、客观、专业、审慎的制作原则，所采用数据、资料的来源合法合规，文字阐述反映了作者的真实观点，报告结论未受任何第三方的授意或影响，特此声明。投资投资评级说明评级说明 股票 投资 评级 说明 买入 未来 6 个月内，股价涨幅超越市场基准 15%以上。投资评级中所涉及的市场基准：A 股市场以沪深 300 指数为市场基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为市场基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为市场基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普 500指数为市场基准。增持 未

75、来 6 个月内，股价涨幅超越市场基准 5%至 15%之间。中性 未来 6 个月内，股价涨幅介于市场基准-5%至 5%之间。减持 未来 6 个月内，股价涨幅落后市场基准 5%至 15%之间。卖出 未来 6 个月内，股价涨幅落后市场基准 15%以上。行业 投资 评级 说明 优于大势 未来 6 个月内，行业指数的收益超越市场基准。同步大势 未来 6 个月内，行业指数的收益与市场基准持平。落后大势 未来 6 个月内，行业指数的收益落后于市场基准。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 29/29 电力设备电力设备/行业深度行业深度 重要声明重要声明 本报告由东北证券股份有限公司（以下

76、称“本公司”）制作并仅向本公司客户发布，本公司不会因任何机构或个人接收到本报告而视其为本公司的当然客户。本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格。本报告中的信息均来源于公开资料，本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。报告中的内容和意见仅反映本公司于发布本报告当日的判断，不保证所包含的内容和意见不发生变化。本报告仅供参考，并不构成对所述证券买卖的出价或征价。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的证券买卖建议。本公司及其雇员不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资收益，在任何情况下，我公司及其雇员对任何人使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失概不负责。本公

77、司或其关联机构可能会持有本报告中涉及到的公司所发行的证券头寸并进行交易，并在法律许可的情况下不进行披露；可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务、财务顾问等相关服务。本报告版权归本公司所有。未经本公司书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表或引用。如征得本公司同意进行引用、刊发的，须在本公司允许的范围内使用，并注明本报告的发布人和发布日期，提示使用本报告的风险。若本公司客户（以下称“该客户”）向第三方发送本报告，则由该客户独自为此发送行为负责。提醒通过此途径获得本报告的投资者注意，本公司不对通过此种途径获得本报告所引起的任何损失承担任何责任。地址地址 邮编邮编 中国吉林省长春市生态大街 6666 号 130119 中国北京市西城区锦什坊街 28 号恒奥中心 D 座 100033 中国上海市浦东新区杨高南路 799 号 200127 中国深圳市福田区福中三路 1006 号诺德中心 34D 518038 中国广东省广州市天河区冼村街道黄埔大道西 122 号之二星辉中心 15 楼 510630