静待消纳及环保价值兑现带来估值修复。
绿电主要盈利受初始投资影响，具有类水电属性。绿电成本主要分为前期的初始投资成 本与后续运维成本、管理成本及财务费用，与火电单瓦成本和煤炭挂钩完全不同。因此随着 上网电量上升，绿电利润有望进一步提升。而不同于水电固定成本降本空间较小，绿电随着 组件、风机机组降本以及配套逆变器等成本下降，装机成本弹性较大。
电价政策及消纳带来盈利不确定性。电价方面，由于光伏出力集中在中午及下午，为引 导用户侧消纳新能源，多省市延长谷时，并提升峰谷价差，导致光伏集中发电时段单位电价 下降。同时，多省市就新能源市场化交易电价政策进行调整，新能源市场化交易价格也有下 降趋势。而电量方面，光伏装机大幅上升导致消纳问题突出，弃风弃光问题逐渐突出。2024 年 5 月，全国弃风率、弃光率分别达到 5.20%、2.50%，其中青海弃光率达到 9.30%，新疆 弃风率达到 7.70%。
组件降价已至底部，电站成本下降。2024 年 7 月 3 日，182mm 双面 perc 组件价格 已经由 2022 年 3 月的 1.9 元/w 下降至 0.8 元/w，同时 topcon 溢价极低，国内组件销售 基本处于亏损状态。我国地面光伏系统的初始全投资主要由组件、逆变器、支架、电缆、一 次设备、二次设备等关键设备成本，以及土地费用、电网接入、建安、管理费用等部分构成。 2023 年，我国地面光伏系统的初始全投资成本为 3.4 元/w 左右，其中组件约占投资成本的 38.8%，即 1.32 元/w。在其他成本不变前提下以目前 0.8 元/w 价格测算，装机成本下降 0.52 元/w，同比-15.27%。从实际招标价格来看，今年以来集中式 epc 价格在 3 元/w 附 近，部分项目低于 2.5 元/w，价格较高项目部分为渔光互补等特殊项目。
储能系统价格大幅下降，配储成本同步减轻。出于消纳需求，多地新能源项目要求强制 配储，随着峰谷价差扩大以及储能系统降价，电站配储盈利性有望提升。储能系统项目中标 均价不断下降，已经由 2023 年 2 月 3 日的 1.54 元/wh 下降至 2024 年 7 月 5 日的 0.55 元/wh，下降 64.26%。储能 epc 项目中标均价相应回落，已经由 2023 年 2 月 3 日的 1.57 元 /wh 下降至 2024 年 7 月 5 日的 1.05 元/wh，下降 33.12%。
新能源消纳问题成为重点，电力改革持续助推。2023 年 7 月，中央全面深化改革委员 会审议通过《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》，强调要科学合理 设计新型电力系统建设路径，在新能源安全可靠替代的基础上，有计划分步骤逐步降低传统 能源比重。近期电力改革步伐明显加快，5 月 14 日，国家发改委公开发布《电力市场运行 基本规则》，明确了电力市场成员包括经营主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电 网企业等，规则中还包含了电能量交易、电力辅助服务交易、容量交易等交易类型的详细规 定。 绿证交易推进，环保价值有望兑现。新能源同时兼具电力使用价值及环保价值，但出力 不稳定叠加环保价值得不到兑现影响了新能源电力消纳，造成新能源电力盈利及估值较低的 问题。2024 年 6 月，国家能源局发布了《关于启用国家绿证核发交易系统的公告》，要求切 实提升绿证核发效率，推动绿证核发全覆盖，定于 2024 年 6 月 30 日正式启用国家绿证核 发交易系统。绿证将可再生能源电力环境效益兑换为经济收益的交易工具，绿证核发交易系 统启动有望推进绿证交易，推动清洁能源电力环保价值实现兑换，有望从盈利性角度提升绿 电估值。
