广发公用 | 电改系列之容量电价：“破壁”的开端
容量电价落地，“系统的破壁”才刚刚开始。我们此前提出，消纳问题当前，电力系统的“刚性架构”需要破局，在短期煤硅锂价回落和长期绿电环境溢价的契机下，通过容量电价等方式，可以提升火电盈利稳定性、并且促进绿电加速建设、促进电网相关投资。11月10日，煤电容量电价机制正式落地，对于合规在运的公用煤电机组按照机组固定成本给予比例补偿，正是“系统的破壁”的兑现。电改的大幕将徐徐拉开，容量电价仅是开端，展望未来诸如辅助服务市场、现货市场、分时电价等改革将持续推进，我们此前测算2030年我国综合辅助服务市场空间可达3880亿元，电力的价值挖掘才刚开始。
无需忧虑电量电价的调整，“时间的煤硅”和绿电环境溢价保驾护航。容量电价落地后，市场持续评估对各个电源的影响。我们认为伴随长协煤比例的提升和煤电联动的推进（即电量电价反映用煤成本变化），叠加组件价格的回落，电源侧发电成本正存在回落的空间，即便考虑容量电价等辅助服务成本将持续提升，终端的电价短期也将保持稳定（与发改委解读一致），且未来还可通过环境溢价反映绿电价值。因此，对于各类电源而言，容量电价都在总体盈利稳定的情况下边际改善了各类电源的状态，诸如火电更好的体现了调节价值、绿电利用小时数或提升且配储压力回落。从更长期来看并结合欧洲经验，电量电价和容量电价均将形成各自市场，将有效反映发电和消纳的真实成本。
容量电价落地，短期增强火电盈利稳定性、长期变革商业模型。过去市场对火电股作为周期股的判断深入人心，重心在于判断煤价和电价对盈利的波动。但是立足容量电价落地的时点，未来火电公司的商业模式将向调节性电源转型，自身的盈利也将拆分为电量利润（煤电联动下逐步稳定）、容量及辅助服务利润、绿电利润三部分，而后两者本质上都挂钩我国绿电化进程。从短期来看，容量电价的落地助力了火电公司季度业绩年化的可能，塑造了低估值（火电龙头仅8倍左右的PE估值）。从长期来看，调节价值是未来火电的核心，火电的商业模式开始向火储方向变革，稳定性+分红能力，价值重估的节点已经来临。
系统的破壁刚刚开始，火电商业模式革新、绿电有望建设加速。容量电价落地，火电将彻底从“发电资产”转向“辅助服务资产”，盈利从挂钩煤价转向挂钩我国绿电占比提升，稳定性将大大增强。绿电企业将获得更稳定的项目盈利模型，助力装机增长，估值提升亦可期。
煤价大幅波动；改革不及预期；绿电装机增长不及预期等。
（一）容量电价落地，“系统的破壁”得到证实
容量电价靴子落地、“系统的破壁”如期而至、火电价值重估在即。我们此前提出用一个刚性架构的模型来描述电力系统。即在过去上网电价和销售电价都较为刚性的情况下，电力系统由于消纳问题持续突出而变得愈发不稳定。在短期煤硅锂价回落和长期绿电环境溢价的契机下，通过容量电价等方式，可以提升火电盈利稳定性、并且促进绿电消纳且加速建设。2023年11月10日，全国范围容量电价机制落地，“系统的破壁”得到证实，火电价值重估在即。
容量电价政策出台，稳定煤电企业盈利预期。11月10日，国家发改委、能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，充分认可煤电的调节价值，稳定煤企的盈利预期。
从覆盖范围来看，煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组，煤电机组灵活性改造需达到国家要求，覆盖面较广；从机制来看，将煤电单一制电价调整为两部制电价，体现煤电从发电主体到支撑电源的转变；电价水平上，容量电价绑定煤电固定成本，煤电机组固定成本为全国统一的330元/千瓦·年，各省份回收固定成本的比例有所不同，2024～2025年多数地区为30%，煤电转型较快的地区为50%；2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%；电费分摊上，容量电费属于电网系统运行费用，每月由工商业用户按用电比例分摊，且要求煤电机组保证设备可靠性，才可获取容量费用；电费考核方面，煤电机组需执行电网调度指令，可按照申报最大出力执行，否则将扣除部分或全部容量电费，此举将鼓励火电进行灵活性改造。
煤电转型较快省份回收比例为50%，其余省份为30%，2026年以后仍有提升空间。本容量电价政策自2024年1月1日开始实施，现颁布的电价标准适用于2024-2025年，省级电网中河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西等七个省份煤电机组固定成本回收比例是50%，对应容量电价165元/千瓦·年；其余省份成本回收比例为30%，对应容量电价100元/千瓦·年。预计自2026年起，多数地区的成本回收比例将提至50%，对应容量电价165元/千瓦·年，四川、云南等领先省份将提升至70%以上，对应容量电价230元/千瓦·年，容量电价预期有提升空间。
（二）2026年容量电价近2000亿元市场空间，折火电度电超3分
测算2026年容量电价的整体空间可达1905亿元，对应火电度电收入增厚3.2分。根据中电联披露数据，2022年末我国燃煤机组达1124GW，参考2022全年、2023年前三季度累计新增煤电分别为28.23、27.33GW，考虑火电盈利修复、近年火电核准加快，假设2023-2026年新增煤电机组分别为40、50、50、30GW，后续煤电装机保持1300GW左右。假设燃煤自备电厂基本保持140GW规模不变，则公用煤电机组基本保持在1000~1200GW左右；根据政策指引，补偿固定成本比例由2024~2025的30%逐步提升至2026年的不低于50%，则2024~2026年煤电容量补偿空间分别达1064、1113、1905亿元，折火电发电量度电增收分别为0.018、0.019、0.032元。
云南、四川等清洁能源转型较快的七省（区）容量电价补偿力度大，整体来看容量补偿占各地燃煤标杆电价5%~16%不等。根据国家发改委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》，四川、云南、青海、湖南、河南、重庆、广西七省（区）清洁能源装机比例高，煤电转型较快、机组利用小时数较低，按通过容量电价回收50%煤电固定比例确定容量电价，容量电价为165元/千瓦·年，其余地区容量电价为100元/千瓦·年。我们将2024~2025年容量补偿按照各地区2022年火电利用小时数折算至度电来看，上述七省（区）在0.035~0.055元之间，其余省市区均在0.02~0.03元。从占各地燃煤标杆电价角度而言，上述七省（区）容量补偿折度电后占标杆9%~16%不等，其余省市区为5%~8%。
以2024~2025年容量补偿标准计算，华能国际年容量补偿达100亿元。我们统计华能国、华电国际、国电电力、大唐发电、国投电力、华润电力、中国电力共七家全国性火电公司燃煤机组分布（2022年末，统计覆盖率基本在95%左右），按照《关于建立煤电容量电价机制的通知》中各省市区2024~2025年煤电容量补偿计算，上述七家公司年煤电容量补偿费用分别为99.78、49.69、69.75、44.70、13.47、50.75、12.32亿元，显著增厚煤电机组收益。
二、容量电价落地后将重构电价结构
（一）煤硅锂价的回落为电量电价调整提供契机，终端电价短期稳定
将电价构成拆分为发电成本、消纳成本、输配成本，可以较好理解容量电价对电价的重新结构效果。
1.发电侧电价分为上网电价和系统运行费用（含容量电价）：其中上网电价部分煤电存在上浮比例，水电电价独立、仅少部分与煤电挂钩（市场化较高的省份如云南四川，电价依据为水电本身的供需情况），核电市场化比例提升、且部分与煤电相关，但市场化交易部分存在超额利润回收机制、整体变动范围较低，绿电参与市场化交易的部分挂钩燃煤基准价作一定比例的浮动。上述电源若参与现货，则统一根据现货价格结算（当前现货推进速度慢，比例不足）。系统运行费主要反映调峰、调频、备用等辅助服务动作，容量电价落地标志着系统运行费得到落实。
2.电网侧价格分为输配电价和政府性基金：此前电力系统改革为“管住中间、放开两边”的模式，即输配电价反映成本+合理收益，第三轮输配电价改革后，抽水蓄能的容量电价也不由电网代收，电网逐步变成稳定的输电主体。政府性基金预计仍将保持。
3.用户侧即终端用户电价：主要机制为通过工商业交叉补贴居民、通过工商业分时电价进一步反映终端用电成本（但如不结合现货市场，无法传导至发电侧，分时电价预计未来有望传导至居民侧）、绿电环境溢价未来将进一步反映碳价值，或可通过绿证交易由终端电价直接传导至发电侧。
在《电改系列之框架篇-系统的“破壁”》中，我们设计了电力大模型：终端电价=∑各电源发电成本*发电量占比+发电企业合理利润+电网输配成本及合理利润+调峰等综合辅助服务成本及合理利润。结果显示，若基于煤价保持当前价格稳定的假设下，考虑综合辅助服务后2030年用电成本仅为0.655元/度，较2023年提升6.4%，即在考虑消纳成本、绿电环境溢价、碳排放后，终端电价仍能保持相对稳定。
煤硅价格回落降低发电成本，为容量电价的出台提供空间。经历近两三年的调控及市场机制，煤、硅价格均已出现大幅回落，2023年初至今秦皇岛5500大卡动力煤市场价大幅回落30%左右（百川盈孚数据），硅料价格已降至2020年水平、组件价格已降至1元/瓦附近（PVinfolink数据）。我们认为上述价格分别代表火电发电、绿电建设的成本。上述体系的持续降本，在不考虑大幅提高销售电价的情形下、为电力体制改革提供契机与空间，煤电容量电价机制应声落地。
（二）两部制的电价下，火电盈利将进一步稳定，水电核电影响不大
我们整体预计标杆电价短期将较难形成调整，则大方向来看，容量电价提升，电量电价的上浮比例预计将形成调整。因此对于火电而言，整体的度电收入应当稳中有升，其中电量电价反映用煤成本、容量电价反映消纳价值。对于水电核电而言，各自市场化交易的比例较低，预计对盈利的影响可弱化。对于绿电而言，短期来看组件价格回落保障了盈利模型的稳定，容量电价落地后对配储比例的要求也或将下降，远期亦可展望环境溢价带来的盈利修复。我们认为容量电价的出台对于各类电源主体而言，都明确了其电源价值和消纳属性。
火电：电量电价将反映用煤成本，煤电联动将得到体现。2004年我国首次公布各地燃煤标杆上网电价，而后燃煤标杆上网电价共经历了12次调整，参考历次电价调整说明及动力煤涨跌情况，多于煤电联动机制有关。2020年起，燃煤电价撤标杆、断联动，改为“基准价+上下浮动”；规定基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%；2021年10月，燃煤电价浮动区间扩大至上下20%，给予更大浮动空间。2022年2月，发改委规定秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格合理区间为570～770元/吨（含税），该区间的确定兼顾煤、电上下游利益，并与煤电市场化电价机进行妥善衔接。
水电、核电与火电挂钩程度低，电价没有完全市场化上浮，受容量电价机制的影响不大。对于水电来说，一方面水电市场化比例较低，市场化电价主要存在于四川、云南等水电大省，通过水电之间相互竞价形成的市场化电价与火电无关，如华能水电、川投能源市场化比例高，但是由水电内部竞价形成电价；另一方面电价机制相对独立，成本加成法、标杆电价均与火电无关；仅有少数西电东送电站在售电端参考当地煤电市场化电价，如白鹤滩、锦官送江苏电价、澜上等送广东市场化交易部分，占比较小，对水电整体影响不大。
水电：落地电价倒推机制中，江苏省给予跨省水电落地电价参考市场化电价浮动。江苏发改委对雅砻江锦官电源组和白鹤滩送苏落地电价按照“基准落地电价+浮动电价”确定，浮动电价参考江苏省年度交易成交均价，但本着“收益共享、风险共担”的原则，浮动电价部分由政府和公司各承担一半，因此电价下降部分也仅为一半。
水电：广东省对外送电量给予三种定价方式，长江电力溪洛渡右岸机组和华能水电澜上电站送广东电量均据此定价，分别是保量保价、保量竞价、市场化交易。在保量保价之外，保量竞价和市场化交易均参考广东各月月度市场化交易结果确定，保量竞价部分仅在电价较基准价有折价时扣减，当前火电市场化电价上浮比例较高，对水电保量竞价部分无影响，市场化交易部分占比较少，如华能水电澜上电站2022年送广东市场化交易部分占比仅6.6%，且其市场化程度并不如火电，火电电价变动时影响也不大。
核电：过去核电计划电价定价方式包括一厂一价及核电标杆电价，与燃煤基准价大致持平。2013年以前核电采用一厂一价，根据成本和合理确定收益及税收等核算核电机组上网电价。2013年国家发改委发布《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》，核定全国核电标杆上网电价为0.43元/千瓦时，采用当地核电标杆电价和燃煤标杆电价中的较低值为核电机组上网电价。对于海外引进三代机组台山、三门、海阳核电站，国家发改委发布《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》，核定其试行价格为0.41-0.45元/千瓦时左右，处我国核电机组中较高水平。总体来看，核电机组计划上网电价在0.37-0.45元/千瓦时左右，与燃煤基准价大致持平。
核电：市场化交易比例逐渐提高，电价稳定上行。以中国广核为例，2023年广东岭澳、岭东和阳江共10台机组共安排市场化电量约195亿千瓦时，福建宁德1-4号机组、广西防城港1-3号机组、辽宁红沿河1-4号机组全部上网电量参与电力市场交易，2023H1公司市场化交易电量占总上网电量约55.5%，同比增长0.5pct。但由于核电分成机制的存在，实际核电市场化电价提升幅度远小于火电，当前核电市场化电价仅略高于燃煤基准价，仍然远低于煤电可上浮20%的情况，所以即使煤电电价下降，对核电电价影响也不大。
绿电：从补贴电价到绿电交易，中长期绿电溢价保障新能源项目稳定收益。2021年9月7日我国绿电交易试点正式启动，首批绿电交易共计17个省份259家市场主体参与，成交电量79.35亿千瓦时，2022年3月起绿电月度交易规模扩大，2022全年完成绿电交易227.8亿千瓦时，2023年1-9月完成绿电交易电量292.6亿千瓦时（同比+137.5%）。
绿电交易作为电力中长期市场下的交易品种，能够全面反应绿电的电能价值和环境价值，试点以来持续较当地燃煤基准价溢价交易，其中江苏省22、23年度绿电成交价格分别较燃煤基准价上浮18.4%、19.8%；广东省分别上浮11.0%、14.5%，若23年考虑环境溢价的部分，则较燃煤基准价格上浮19.0%。由此，作为中长期交易的方式，相对于现货交易市场电价的波动而言，绿电交易更能保障新能源参与市场的长期稳定收益，能有效衔接21年以来补贴电价退坡，作为反应新能源综合价值的有利支撑。
绿电：欧洲持续出台碳关税政策，绿电环境价值有望持续增强。欧洲加强对进口产品碳排放要求，2021年7月欧盟委员会提交碳边界调整机制（CBAM）立法草案，后经历多次讨论、修订、投票，2022年6月22日欧洲议会通过CBAM草案修正案。相较于欧委会方案，本次法案范围扩大：新增纳入塑料、有机化学品、氢和氨行业；且新增纳入间接排放考核，即制造商使用的外购电力亦要考虑在排放成本中，在此情况下，绿电的环境价值持续增强。对于绿电而言，短期来看组件价格回落保障了盈利模型的稳定，容量电价落地后对配储比例的要求也或将下降，远期亦可展望环境溢价带来的盈利修复。
（三）电改金字塔：更远期的电能量市场和辅助服务市场的建设将加速
期待消纳价值能够得到度量，现货、辅助服务等市场建设进一步加速。我们认为电改是个金字塔结构，因为电价要素是交易的基础，电力成本的统一是交易的目标。（1）从电价的要素来看，近年来国家持续落地的是峰谷价差的政策，煤电联动也是推进的方向（尤其是若明年浮动比例上下限不重新调整，市场化交易出的煤价上浮比例就将反映煤电联动的事实），容量电价落地后，辅助服务将得到度量，金字塔底座已经稳固；（2）从市场的要素来看，中长期市场目前覆盖范围较广，现货市场交易规则已经出台、其交易试点也将推广，重点是辅助服务市场的建设速度慢，待容量电价推行久期拉长后，预计相关市场化建设速度也将加快；（3）从金字塔的顶端，我们认为伴随绿电环境溢价的出台和辅助服务市场的落地推广，最终将形成电力的统一价格形态。
未来容量和电量两个市场都将加速，但是我们认为要先摸索清楚容量的价值（即政策先决定价格），才能逐步推进市场化。我国电力交易市场可分为中长期交易市场、现货市场、辅助服务市场三大类。当前中长期市场是各省的主要电力交易市场，现货市场交易规则已落地（2023年9月，国家能源局，《电力现货市场基本规则（试行）》），我们认为各省的现货市场建设均将提速，但是现货交易的比例及其中绿电的比例我们认为应当是缓慢提升，若推进力度过大则对电力系统的供需平衡影响显著。我们认为辅助服务市场意义重大，本次落地的煤电容量电价即为体现：相比于现货市场直接决定现货交易比例和绿电纳入比例而言，我们认为辅助服务市场通过赋予价格的形式是更加温和的手段。现货市场的交易机制是通过电源侧和用电侧的直接签约确定价格，但其中绿电的占比若较高则会导致负电价等现象、若较低又无法反映现货价值。辅助服务市场是电源侧的供需交易，主要交易的是消纳需求；本次落地的容量补偿为辅助服务方式之一。我们看好各省市区煤电容量电价落地后，火电稳定调峰、备用等价值的凸显，期待后续通过市场化的方式进行定价。
参考欧盟的辅助服务经历从“固定补偿”向“市场化交易”演绎的过程，预计我国未来亦有望向市场化交易形态过度。从欧盟的容量机制发展的趋势及特点来看，价格市场化有助于发现辅助服务的合理定价；容量使用提高能源使用效率；容量市场持续扩大，火电贡献主要增量。该机制从“基于价格”转向“基于数量”。在基于价格的机制中，决策者设定价格，然后让投资者决定在给定价格下愿意投资多少；在基于数量的机制中，决策者确定所需的容量数量，然后让市场来决定价格（拍卖）。但由于欧盟认为容量机制不应扭曲电力市场的价格，而是由市场对其进行合理定价，因此欧盟通过法律2019/943，规定容量市场“酬金是通过竞争性程序确定的”，确定了欧盟全域容量机制转向基于数量机制。梳理来看，补贴机制更适用于早期无法形成有效价格的阶段，如我国当前落地的固定形式的容量补偿。
三、容量电价落地后，火电价值重塑在即
（一）火电的价值模型重塑，电量电价煤电联动、容量电价反映消纳
容量电价落地，打响火电季度业绩年化能力提升的第一枪，公用事业属性持续增强。过去市场对火电股作为周期股的判断深入人心，重心在于判断煤价和电价对盈利的波动。但是立足容量电价落地的时点，未来火电公司的盈利将拆分为电量利润（煤电联动下逐步稳定）、容量利润、绿电利润，后两者本质上都挂钩我国绿电化进程。我们认为容量电价的落地将夯实火电的盈利稳定性，今年二三季度高业绩的年化能力正持续得到确认，火电的公用事业的属性将在未来得到持续增强，未来又可进一步形成分红的预期，相较于当前龙头公司仅8倍左右的PE估值，我们认为火电公司价值重估的节点已经来临。
在电量部分基本盈亏平衡下，当前容量补偿有望保障煤电机组7%ROE水平。按照机组固定费用3300元/千瓦·年、补偿比例30%、机组建设成本3500元/千瓦计算，当发电部分基本盈亏平衡时（对应上网电价0.42元/千瓦时，标煤采购单价955元/吨），对于一个100GW煤电机组的公司来说，容量补偿有望带来每年99亿元的容量收入增量，对应税后利润约74亿元，ROE保持在7%左右的水平。该部分收入挂钩我国绿电成长，容量电价的落地大大增强火电盈利的稳定性。
容量电价落地后，火电的季度业绩的年化能力持续提升。我们此前提出，立足当前，电价、煤价、电改是三个衡量火电季度业绩年化能力的要素。容量电价落地夯实火电的盈利稳定性，该部分利润不挂钩煤价、挂钩我国绿电增长，可带动火电从煤价周期股走向绿电及储能成长股。从电价方面，当前现货煤价并不支撑中长期电价大幅调整，且在经济持续恢复的过程中电力仍是相对紧缺，市场的过度反应阶段逐步接近尾声，11月中下旬的长协电价签订结果也将落地。煤价方面，三季度在来水改善的情况下，煤价并未出现大幅调整，我们预计与二产高用电行业的恢复有关，着重强调十月、十一月二产用电量数据对煤价的验证及判断，煤价波动幅度或有限。从本质上看，若季度业绩能够年化，火电将回归公用事业价值。
（二）绿电的建设速度有望提升，盈利模型将得到夯实
年内集中式电站建设低预期，消纳问题解决后建设有望加速。10月30日，国家能源局三季度例行新闻发布会上介绍，2023年前三季度，全国光伏新增装机128.94GW，同比增长145%，其中集中式光伏61.80GW，分布式光伏67.14GW；截至2023年9月底，全国光伏发电装机容量达到520GW，其中集中式光伏295GW，分布式光伏225GW。综合来看，尽管硅料、组件价格大幅回落，但年内集中式光伏新增低预期，我们预计在当前容量电价落地、绿电盈利模型清晰，消纳问题解决后绿电建设有望加速。
硅料价格下降释放产业链下游利润，预计将有效加快新增装机投产节奏。根据《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确各地煤电容量电费每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，绿电运营商获得更稳定的项目盈利模型，我们预计装机投产有望加速。测算不同投资水平下光伏项目的IRR水平，主要假设：（1）光伏系统效率首年衰减2.5%，首年以后每年衰减0.6%；（2）运营期25年，折旧年限25年；（3）年利用小时数1300小时（无弃光），上网电价0.4元/千瓦时（含税）；（4）贷款利率4.5%，贷款年限15年。根据以上假设，当光伏单位投资为4.5元/W时，项目资本金IRR为7.5%，若单位投资降低0.5元/W至4.0元/W，IRR提升2.7pct至10.2%。
容量电价由工商业用户分摊、若配储要求进一步下降，则IRR有望提升，绿电利空有望出尽。各省陆续出台强制配储政策，明确绿电调峰成本，假设配储时长2小时，储能电池容量单价1.7元/Wh，折算功率单价5.1元/W，项目生命周期内更换一次储能、成本折现后1.11元/W，则配置储能将提升光伏项目20%-30%左右单位投资成本。在常规光伏项目单位投资4.0元/W时，配储比例15%的情况下，光伏项目资本金IRR为5.6%，相比无储能时降低4.6pct。
储能对光伏项目IRR确存在影响，但伴随各省陆续出台储能容量电价并纳入辅助服务市场，储能自身盈利模式日益清晰下，预计对光伏系统将不完全成为负担，光伏+储能模式在解决弃光的同时也能带来一定收益，叠加电改落地也将提供火电调峰的选项，当前上述成本及盈利模型已基本明确，后续绿电装机成长值得期待。
季度业绩年化能力得到验证，火电资产正处估值低位。容量电价落地，火电将彻底从“发电资产”转向“辅助服务资产”，盈利从挂钩煤价转向挂钩我国绿电占比提升，稳定性将大大增强。绿电企业将获得更稳定的项目盈利模型，助力装机增长，估值提升亦可期。
煤价大幅波动风险：由于火电公司盈利水平受动力煤价格影响较大，虽预计未来一段时间内，随着煤炭行业下游需求的放缓和新增产能的增加，我国煤炭市场供求整体形势将相对宽松，煤炭价格将处于平稳态势，但也不排除煤炭价格的再次大幅上涨挤压火电公司的盈利空间，带来盈利水平波动的风险。
改革不及预期风险：电力体制改革已经从政策层面得到明确，但推进节奏等方面仍存在不确定性，若各省市区政策落地程度及时间不及预期将对电力公司经营盈利模式变化产生一定影响。
风电光伏等绿电装机增长不达预期：大力发展新能源背景下，消纳难度大幅增加；新能源补贴拖欠严重；海上风电短期内难以全面平价，如地方不接力补贴，将造成海上风电新增规模急剧下降；新能源原材料的供应紧张（如硅料）影响了新能源行业的发展速度；配储成本压制了新能源装机意愿，均有可能导致未来行业新增风光装机不达预期风险。