首页-名人坊娱乐娱乐平台近期市场有些忧虑,产业链价格居高不下,需求会不会受影响。我认为22年的整体风光并网条件会好于21年,核心的因素是气价、煤价的上涨幅度远大于组件涨幅,推高可比能源(燃煤与天然气成本)并且继续推高终端电价。海外电价比较市场化,可以直接传导到风光侧运营商电价提高收益率, 而国内电价虽然市场化弹性弱于海外,但是绿电交易创造了机会, 对应运营商的收益同样显著增加。

　　在各国减排政策力度加大以及配额稀缺的背景下, 日益增长的碳价正成为火 电的另一成本。今年9月,燃煤和天然气发电的碳排放成本已经接近甚至高于风光的度电成本!

　　2.近期火电成本维持高位,风电光伏成本优势明显。疫情后的经济重启推动了 天然气和燃煤等能源的高需求, 叠加供给端的紧张态势,使得天然气及燃煤 价格快速上升, 拉高了火电的燃料成本。叠加碳排放成本后,火电成本明显高于风电光伏。

　　3.从此次欧洲能源危机升级,欧洲天然气供需持续偏紧，天然气价格与电价屡创新高，能源价格波动,低成本的风电光伏将受益。此次欧洲能源危机导致电价飙涨,大幅推高欧美企业生产汲居民生活成本,暴露了火电受能源价格影响的波动性,就成本而言,风电光伏可避免受此影响。

　　光伏组件出口延续高增速。2021 年8月我国组件出口额达到187.8亿元，同比 增长62% ,环比增长36%。1-8 月累计出口1110.6亿元,累计同比增长 31%。单月出口额创历史新高, 20年8月出口基数并不低,考虑电池组件 元价格提升约15-20% ,预计实际单月出口量同比增40-50% ,验证在组件成本上升时,海外光伏装机需求仍持续高景气。

　　国内电价不如海外市场化,但是绿电交易,边际上也在大幅改善。近期,国家发改委、国家能源局正式批复《绿色电力交易试点工作方案》,这是我国首次从顶层设计推动绿电交易的重大机制创新,开启了我国绿电消费的新模式。9月7日,国内首次绿色电力试点交易启动。17个省份259家市场主 体参与, 达成交易电量79.35亿千瓦时。企业购买是历史性的转折点,推出碳配额交易与拉大分时电价差距等政策措施是奠定商业模式经济性的基础。可以预见相关政策将陆续出台,光伏运营商的长期逻辑将越来越清晰。

　　去补贴化提高经营确定性:随着光伏收益端去补贴化，成本端平价化,光伏运营商的经营确定性增加。在补贴阶段运营商面临上网限电与补贴不到位等 问题。2021 年新建项目可以按当地燃煤发电基准价上网,也可通过市场化交易形成上网电价,可以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值,运营商的经营不确定性大幅降低。

　　成本端或将迎来下行: 光伏是强周期性行业,供给的波动大于需求,价格的波动大多来自供给端。未来光伏价格下行,部分超额利润或将从制造业转移至下游运营商,带给运营商超预期业绩弹性的可能性。

　　碳交易市场和绿电交易市场形成互补,有望带来溢价效益。绿电交易引入绿 色电力消费者,用市场化的方式促进绿色电力消费, 长期来看绿电交易的需求将会使得新能源装机量快速增长。

　　按风电平均利用小时数2300小时,光伏1200小时,进行发电量测算。 并参考碳市场成交价格,按碳配额价格50元/吨计算, 1kWh新能源发电大 约减排0.8kg ,绿电体现的溢价理论值为4分/kWh。得到绿电的利润增厚

　　新能源运营商的收益将逐渐体现。以三峡能源为例,公司风光装机共计16.2GW左右,按4分/kWh的绿电溢价计算,带来的利润增量可达超10亿。此外,气价与煤价大涨会推高火电与气电电价,同样会推高新能源上网电价，推荐福能股份！太阳能