“十四五”能源规划发布，积极推动能源结构转型。2022 年 3 月，国家发改委与国家能 源局联合印发了《“十四五”现代能源体系规划》，阐明了我国能源发展方针、主要目标和任务 举措，对“十四五”时期我国构建现代能源体系、推动能源高质量发展等工作进行规划和部署。 针对电力行业，在总装机量、非化石能源发电比重、人均年生活用电量、煤电机组灵活性改造 等多个方面均发布了定量目标。
终端用能电气化水平持续提高。2020 年以来，我国不断强化经济社会绿色转型的顶层设 计，为电气化发展营造了良好的政策环境，中国电气化发展进入以绿色低碳电力供应为牵引、 以终端能源消费电气化为主线、以技术创新和体制改革为驱动的新阶段。从消费侧看，终端能 源消费电气化水平稳步提升。根据规划，到 2025 年，全国电能占终端用能比重要达到 30%左 右，我国未来用能端电气化转型潜力巨大。
电源发展动力由传统煤电向清洁能源转变。截至 2021 年末，全国发电装机容量 23.8 亿 千瓦，同比增长 7.9%。其中，非化石能源装机容量 11.2 亿千瓦，同比增长 13.4%，占总装机 容量的 47%，同比提高 2.3 个百分点，历史上首次超过煤电装机比重。根据《“十四五”现代能源体系规划》，到 2025 年，我国发电装机总容量达到约 30 亿千瓦，其中明确常规水电装机 量达到 3.8 亿千瓦，抽水蓄能装机量达到 6200 万千瓦，核电装机量达到 7000 万千瓦。根据以 上数据测算，预计 2025 年风电和光伏合计装机量达 11 亿千瓦左右，非化石能源发电装机容量 将超过总装机容量的 50%。在“双碳”目标催化下，电源发展动力由传统煤电向新能源转变。
新能源利用小时数仍有提升空间。2021 年，全国发电设备利用小时 3817 小时，同比提高 60 小时。其中，水电设备利用小时 3622 小时、核电 7802 小时、并网风电 2232 小时、并网太 阳能发电 1281 小时、火电 4448 小时。预计“十四五”期间水电、核电利用小时数保持稳定， 风电和光伏利用小时数较 2021 年或有下降。风电方面，由于 2021 年来风情况较好，风电利用 小时数较高，后续年份未必能够延续 2021 年的来风情况，但随着高利用小时数的海上风电装 机规模增长，预计 2025 年并网风电利用小时数在 2200 小时左右；光伏方面，随着分布式光伏 发电装机规模的增加，整体光伏发电平均利用小时数可能会小有波动，预计 2025 年并网光伏 发电利用小时数为 1300 小时左右。
各地积极鼓励增加可再生能源建设和消费。2021 年 9 月，国家发改委发布《完善能源消 费强度和总量双控制度方案》，其中明确提到，对于达到该地区激励性可再生能源电力消纳责 任权重的地区，超出最低线以上的消纳量即不计入该地区年度与五年规划当期能源消费总量考 核。而 21 年 12 月召开的中央经济工作会议则提出“新增可再生能源和原料用能不纳入能源消 费总量控制”。对于地方政府和工业企业而言，新建可再生能源项目、增加可再生能源消纳都不会占用区域的能耗指标，对新能源的接受程度也会大大提高。
政策保障下，新能源利用效率维持高位。我国出台多项政策保障可再生能源并网消纳， 国家能源局印发的文件中指出，要建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制，各省（区、 市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网。 2021 年，全国并网风电利用小时数为 2232 小时，同比提高 154 小时，弃风率 3.1%；光伏发电 利用小时数为 1281 小时，与上年总体持平，弃光率为 2.0%。在政策保障下，我国新能源发电 利用效率维持高位。
可再生能源 LCOE 持续下降，新能源发电经济性显著提升。根据 IRENA 发布的数据，2020 年中国光伏发电 LCOE 为 0.044 美元/千瓦时，比全球光伏发电 LOCE 低 0.013 美元/千瓦时，较 2010 年下降 85.6%；2020 年中国陆上风电 LCOE 为 0.033 美元/千瓦时，比全球陆上风电 LOCE 低 0.006 美元/千瓦时，较 2010 年下降 54.8%。随着未来风电规模的增加，技术的更新迭代， 我国新能源发电 LCOE 成本将更具优势，逐渐成为电力供应的主力。
随着成本下降，新能源发电逐步实现平价上网。2021 年 6 月，国家发改委发布《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，其中提到从 2021 年起对新备案的集中式光伏、工 商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴。因此存量补贴风电及光伏项 目在 2021 年完成并网后，2022 年我国新能源将正式全面迈入平价时代。
碳排放管控支撑绿电溢价。2021 年欧洲议会通过了碳边境调剂机制（CBAM）的决议，正 式启动立法进程。2023 年至 2025 年为过渡期，CBAM 将配合欧盟排放交易体系政策于 2026 年 起生效，覆盖行业为水泥、钢铁、铝、化肥、电力等。CBAM 的实施方式为欧盟各成员国主管 部门向各国高排放商品的进口商按需出售 CBAM 凭证，这将会增加我国企业的出口成本，削弱 在欧洲市场的竞争力。因此国内的出口企业更有意愿使用绿电去节约碳边境税带来的成本增 长，绿电溢价将得到支撑。根据一般经验，如果采用绿电代替煤电，度电减排 700-800g 二氧 化碳，我们测算，当碳价在 50 元/吨的时候，企业能够接受的绿电溢价大概在 0.035-0.04 元/ 度之间，随着未来碳价的进一步升高，不使用绿电的消费者承担的碳成本比例就越高，对绿电 的需求和溢价的接受度也就越高。
可再生能源补贴或将加速发放。22 年 3 月，财政部发布文件提到“要推动解决可再生能 源发电补贴资金缺口”，随后发改委、财政部、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》，结合中央政府性基金支出预算中“其他政府性基金支出” 从 2021 年的 928 亿元增加至 4528 亿元，同比增长 487.9%。综合各方判断，长久以来的新能源补贴拖欠问 题或将得到解决。
截止 2021 年底，我国可再生能源补贴拖欠累计达 4000 亿元左右，可再生能源补贴长期拖 欠问题一直以来较为严重，对开发商企业现金流有着很大影响，如果能解决补贴问题，运营商 现金流状况有望显著改善，也可以带动整个产业链的发展。
新能源运营商有望享受量价齐升的红利。“双碳”目标加速能源转型，根据 2022 年 3 月 《“十四五”现代能源体系规划》，我们预计 2025 年全国风电、光伏装机将分别达到 525GW 和 643GW，22-25 年风电、光伏年均新增装机将分别达到 49GW 和 84GW；绿电交易赋予环境价 值，有望增厚新能源运营商利润。从广东、江苏公布的 2022 年电力市场年度交易结果来看， 绿电价格高于煤电基准价 6-7 分。而随着政策支持以及碳排放管控等因素，绿电交易规模有望 进一步扩大。
我们依据当前国内电力行业发展形势，对以风电和光伏为代表的新能源发电进行规模测 算，测算流程如下：
根据国家发改委和能源局发布的《“十四五”现代能源体系规划》中提到的定量目标，关 于用电量，《规划》提出人均年生活用电量达到 1000 千瓦时左右。参考过去经验，居民用电量占全社会用电量比重 14%，则预计 2025 年依然维持该比例，则 2025 年全社会用电量约 10 万亿千瓦时，2022-2025 年复合增速为 4.7%。每年发电量与用电量相近，因此 2025 年发电量 也在 10 万亿千瓦时左右。
关于装机，《规划》提出 2025 年我国非化石能源发电比重为 39%，非化石能源装机中， 常规水电装机 3.8 亿千瓦，核电装机 7000 万千瓦。据此可算出 2025 年风电装机规模将达到 5.25 亿千瓦，22-25 年均新增装机 49GW；光伏累计装机规模将达到 6.43 亿千瓦，22-25 年均 新增装机 84GW。
海上风电较陆上风电具有明显优势。相比陆上风电，海上风电具备风电机组发电量高、 单机装机容量大、机组运行稳定以及不占用土地，不消耗水资源，适合大规模开发等优势。同 时，海上风电一般靠近传统电力负荷中心，便于电网消纳，免去长距离输电的问题，因而全球 风电场建设已出现从陆地向近海发展的趋势。
海上风电装机增速高。2011-2020 年我国海上风电装机 CAGR 高达 44.70%，高于同期风电 整体新增装机量 CAGR（12.77%）。退补抢装背景下，2021 年我国海上风电异军突起，全年新 增装机量 16.90GW，同比增长 452%。截至 2021 年末，我国海上风电累计装机规模达到 26.38GW， 位居世界第一。
近年全球海上风电投资成本和度电成本快速下降。近年来，随着技术进步和规模化发展， 海上风电的投资成本和度电成本均呈现较明显的下降趋势。根据国际可再生能源机构（IRENA） 的统计，2010-2020 年间，全球海上风电的单位千瓦投资下降 32%，度电成本下降了 48%；2020 年我国海上风电总安装成本为 2968 美元/kW，略低于全球平均 3185 美元/kW。
2022 年退补后开启平价时代。2014 年 6 月，国家发改委发布《关于海上风电上网电价政 策的通知》，明确潮间带风电项目含税上网电价为每千瓦时 0.75 元，近海风电项目含税上网 电价为每千瓦时 0.85 元，标杆电价的出台推动了我国海上风电快速发展。2019 年财政部等三 部委印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，明确从 2022 年开始，中央 财政不再对新建海上风电进行补贴，鼓励地方政府自行补贴支持本省海上风电项目的而建设。 目前，广东、山东和浙江已推出地方性补贴支持海风建设。
福建省海风资源优异。福建省地处我国东南沿海，台湾海峡独特的“狭管效应”赋予了 福建地区优越的风力资源。根据《我国海上风电区域开发方案浅析》在 2018 年的统计，福建 省近海海域平均风速为 7.1-10.2m/s，平均利用小时数为 2400-3800 小时，在沿海省份中均位 列第一。随着近年风机大型化带来的利用小时数提高，在福建省内海风资源较好的莆田、福州 等地区，部分项目可利用小时数可达 4000-5000 小时。
福建省海风度电成本低于其他沿海省份。福建省海床结构复杂，且海风施工受台风影响 大，导致福建省海风项目单位造价高于其他沿海省份。但考虑到福建海风资源优异，利用小时 数高，因此其度电成本较其他沿海省份仍具有明显优势。根据《“十四五”中国海上风电发展 关键问题》在 2020 年的统计，福建省海风项目单位造价约为 17500-18500 元/kw，度电成本约 为 0.487-0.588 元/kWh。近年来大型化、规模化带来产业链持续降本，海风项目造价已经有了 明显下降，并带动度电成本随之下降。根据最新的招标数据，2022 年 2 月三峡平潭外海海上 风电项目的单位造价已降至 14000 元/kw，已经初步具备平价上网的条件。
福建省大力支持海风发展，“十四五”规划新增海上风电装机 410 万千瓦。《福建省国民 经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》中提出，要因地制宜发展海海 上风电，加快海上风电装备产业升级，并在能源发展重大工程中列入了长乐外海、平海湾、漳 浦六鳌等海上风电项目。根据最新的《福建省“十四五”能源发展专项规划》，十四五重点推 进风资源较好地区的海上风电项目，稳妥推进深远海风电项目，十四五海上风电新增并网装机 410 万千瓦，新增开发省管海域 1030 万千瓦，力争推动深远海风电开工 480 万千瓦。据此推 算，2025 年末福建海上风电装机或将达到 486 万千瓦。2021 年末福建海上风电装机 314 万千 瓦，预计 22-25 年仍有接近 200 万千瓦的装机增量。
福建省推动风光互补发展，“十四五”规划新增光伏装机 300 万千瓦。根据《福建省“十 四五”能源发展专项规划》，“十四五”积极推进整县屋顶分布式光伏试点，积极发展光照资源 较好地区的建筑一体化项目，同时推进渔光互补、农光互补等项目，力争全省“十四五”全省 光伏发电新增装机容量 300 万千瓦。
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