新能源行业专题研究报告：绿电运营商迎来戴维斯双击

新能源行业专题研究报告：绿电运营商迎来戴维斯双击1.投资聚焦新能源运营商乘电力市场化改革东风，核电、绿电有望跟随火电价格上涨，绿电交易试点完成后各省绿电交易发展方兴未艾，十四五期间超300%的新能源装机增长空间为转型运营商不断注入增长性。研究背景2022年初以来，受美联储加息预期影响，以成长风格为标签的新能源赛道出现大幅回调。成长股回调幅度在某种程度上与基金持仓比例相关，前期新能源行业的翘楚—光伏、风电、锂电行业2022年平均累计跌幅达10.96%、10.83%、15.31%。在全球不确定性加剧情况下，成长股的估值体系受到压制。不同于市场的观点市场普遍认为绿电运营商主要靠资本开支驱动，忽略了存量资产的盈利变化。当前市场主流观点是预计十四五期间核电每年新增开工6-8台机组，但忽略了当下绿色电力市场化交易的起点，电力市场化改革背景下，核电价格跟随火电价格上涨，同时绿电的环境价值逐渐展现，绿电需求侧和供给侧通路成功打通，水到渠成之下，正是绿电新基建估值和价值的双重起点。核心逻辑新基建是2022年主要投资方向。两会提出要推进风光大基地建设，稳增长背景下，1月社融大幅增长，新能源作为新基建重要方向获得资金支撑。融资成本下降。央行在2021年11月推出碳减排支持工具，按贷款本金60%支持，1年期利率1.75%，当前已经开始实施。运营商受市场交易风格变化冲击较弱。强加息预期下，纳指下跌，对成长股估值体系产生冲击，绿电运营商持仓比例较低，受交易风格变化影响较小。供给释放推进成本端持续优化。硅料产能陆续释放，风电大型化持续推进，叠加各环节积极扩产，供给紧张状况缓解，产业链利润将向下游传递，光伏、风电成本下降，运营商成本端持续优化。收入端支撑力度强，进入电价上涨周期。上网电价对标火电电价，边际上由煤价决定电价水平，能耗双控下煤价处于高位较难下降，电力需求保持旺盛，尤其是绿电需求，支撑交易电价上行。2.电价上涨提振绿电运营商业绩2.1.外盘高企和进口锐减支撑煤价根据中电联2021年电力工业统计快报，2021年我国火电发电量56463亿千瓦时，占总发电量的67.4%。火电承担着调峰和保供的重任，将在未来很长一段时间内仍为我国主要发电来源。2021年受疫情恢复和外贸出口繁荣驱动，我国全社会用电量激增10.3%。叠加

“双碳政策”执行导致的国内动力煤产量不升反降，从2021年9月上旬开始，我国动力煤价格一路高歌猛进，最高涨至2593元/吨，年内最高涨幅超229%。近期煤价企稳反弹，意味着当前是减碳与保供的平衡点。根据我国往年煤炭进口量变化，在夏季用电高峰之后，我国每月煤炭进口量会逐月递减，但自2021年5月以来，煤炭月进口量呈现上升趋势，电煤供需偏紧，各火电厂电煤库存逐月下降。2021年我国煤炭进口量2.05亿吨，创下2017年以来的新高，约占我国电煤消耗总量的12%。动力煤进口量高点已现，2022年我国煤炭进口量预计将会减少。受俄乌冲突和全球双碳政策引导，海外煤价今年将维持高位，增大国内动力煤进口市场边际价格。2021年，俄动力煤占我国总进口的39.64%，是第一大来源，但仅占我国电煤消费量的1.45%。根据百川孚盈数据，当前俄罗斯动力煤价（Q>5500）为639元/吨。我国动力煤价格处于全球最低水平，海外高煤价将提升我国煤炭进口成本。截至2022年2月16日，秦皇岛山西产动力煤市场价格1000元/吨，广州港印尼煤价1155元/吨，澳大利亚纽卡斯尔动力煤现货价1495元/吨，南非煤理查德动力煤现货价1431元/吨，欧洲ARA港动力煤现货价1238元/吨，我国煤价处于全球低位。2022年电力供需趋于平衡。根据中电联对2022年度全国电力供需形式的测算，预计2022年全社会用电量8.7-8.8万亿千瓦时，同比增长5-6%，政府工作报告给出2022年GDP增速目标5.5%，用电量增速往往略高于GDP增速，且各季度用电量增速总体呈逐季上升态势。2.2.动力煤国家调控空间有限2022年2月24日，国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确提出引导动力煤价格在合理区间运行，完善煤、电价格传导机制，保障能源安全稳定供应，推动煤、电上下游协调高质量发展。文件明确指出秦皇岛港下水煤5500千卡中长期交易含税价格在每吨570-770元之间较为合理，秦皇岛港一月份平仓长协价在725元/吨左右（较指导区间下限570元/吨存在20%下跌空间），完全符合政策要求。在2021年年中限电出现后，2021年7、8月煤炭保供政策开始执行，动力煤价格一路从2593元/吨下降至最低790元/吨，但供给端已经得到充分释放，后续供给端继续放松空间减弱。我们认为这次煤炭长协政策主要是为了压住煤价再次上涨的势头，提高动力煤交易长协履约率，煤价仍有较强支撑，但由于供给端的限制，以及稳增长下用电需求的刚性，煤价调控空间非常有限。2.3.多个外输电大省遭遇发用电增速剪刀差我国东南沿海省份经济相对发达，各类型工业、商业规模庞大，用电量相对较大。因此所有沿海省份均处于本省电力无法满足本省电力需求的情况。在之前电力供应相对宽松的阶段，西南水电、西北风电、光伏成本相对更低，东西互补属于一种合理的经济分工。如2021年江苏省、山东省、广东省、浙江省外输电占比分别高达18.57%、21.33%、22.26%、27.13%。但在2021年煤价飙升阶段，东部各省发电量紧跟用电量增速，而西部传统外输大省发电量远不及其本省用电量增速，从而产生了发、用电增速的剪刀差，外输电量占比陡然下降，边际供给不足造成的供需失衡成为了东部省份电煤成本能够顺利传导至电价的另一重要原因。2.4.电力市场化改革让电煤成本顺利传导2021年10月11日，国家发改委下发《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》指出“燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价”、“将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%”、“高耗能企业市场交易电价、电力现货价格不受20%幅度限制”。电力市场化改革促使动力煤成本顺利传导。通知出台后，各省立即出台相关政策响应。江苏、福建、广东等多个经济发达的省份当月燃煤电价市场化交易从折价状态立马切换至上浮，其中江苏省上浮幅度即到达20%。仅2021年10月单月，江苏省集中竞价电价从平价状态389元/MWh上浮20%至469元/MWh，江苏省市场化交易电价由此开启上浮20%的时代。2.5.火电企业正处于盈亏平衡状态大部分火电企业仍处于微亏状态运营。根据火电企业的典型指标，通过对1000MW的超超临界火电机组盈利进行测算，结果显示，当动力煤价格处于900元/吨左右，机组处于盈亏平衡状态。但由于超超临界机组作为新机组，其效率更高、度电耗煤更低，因此净利率相对较高；而火电企业资产中不乏运行超过20年的老旧机组，人工、运维费用和高耗煤对企业现金流拖累较大。并且在能耗双控向碳排放总量控制转变过程中，由于发电领域中火电碳排放量最高，利用小时数受到压制，高煤价、低利用小时数造成了火电企业盈利大幅缩减。如火电头部公司华能国际和华电国际

1月份发布公告，2021年归母净利润分别预亏98-117亿元、45-53亿元。3.新能源运营商乘市场化改革之风3.1.交易风格变化对运营商冲击较弱2022年初以来，以成长风格为标签的新能源赛道遭受大幅度回调。强加息预期下，纳指下跌，对成长股估值体系产生冲击，。前期新能源行业的翘楚—光伏、风电、锂电行业2022年平均累计跌幅达10.96%、10.83%、15.31%。市场交易风格的切换，个股的回撤幅度在某种程度上与基金持仓比例、赛道拥挤相关。3.2.绿电交易已具备强政策基础2022年1月21日，国家发改委联合其他六部门发布《促进绿色消费实施方案》，从需求侧进一步激发全社会绿色电力消费潜力。2022年1月28日，发改委、国家能源局联合印发《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》指出“到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成”、“到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易”。绿电交易并非政策强制推行，更确切的说法是需求侧和供给侧共同发展下的水到渠成。近年来，越来越多的国内外企业购买绿电需求迫切，如宝马汽车、巴斯夫等跨国企业提出在未来十几年内实现100%绿色电力生产的目标，首钢等传统工业企业期待用绿电生产推动转型升级，我国许多出口型企业也希望用绿电生产来增强产品的国际竞争力。绿电是满足企业绿色转型的刚需，绿电交易是大势所趋。广大企业希望建立长效机制，愿意持续购买体现环境价值的绿电，同时获得权威的绿电认证。2021年作为云计算行业的代表阿里云购买了累计269GWh的绿色电力用以开展业务。腾讯更是披露其在2022年将消费502GWh的绿色电力。3.3.各省市绿电交易方兴未艾继国家改革委、国家能源局批复《绿色电力交易试点工作方案》后，2021年9月7日，绿色电力交易试点启动会在北京召开，这是启动的首次绿色电力交易，共17个省份259家市场主体参与，达成交易电量79.35亿千瓦时，成交价格较当地电力中长期交易价格增加3-5分/千瓦时，之后各省市陆续加入到绿电交易的大军中来。当前国内绿电市场聚焦于引导未纳入国家可再生能源补助政策范围的绿电开展市场化交易。用长远眼光来看，启用绿色债券解决补贴拖欠存在诸多壁垒和资金来源困难，目前实施进度较为缓慢，而通过启动绿证和碳排放交易为新能源运营商提供稳定收入来源，符合当前政策指引，并具有极强可操作性。3.4.绿电交易将充分展现绿电的环境价值过去的电力市场化交易只体现了电能价值，即便有新能源电力参与，环境价值也是被掩盖的。绿电交易在机制上的重大创新，核心就在于充分发挥市场作用，在交易价格上全面反映绿色电力的电能价值和环境价值。我们认为未来绿电交易和绿证将同时存在，运营商择优进行交易，绿电环境价值相较火电溢价在0.05元/kWh以上。根据绿证认购平台数据，当前无补贴风电光伏绿证平均成交价在50元/个左右，一个绿证对应1000kWh的绿色电力，意味着当前绿证交易存在约0.05元/kWh的环境溢价。同时参考全国碳交易市场当前价格，绿电的碳减排价值约为0.04元/kWh（按每度火电排放800克CO2粗略测算）。江苏、广东作为中国经济最为发达的两个省份，其绿电消费需求也尤为强盛。2021年底江苏、广东电力交易中心公示了2022年电力市场年度交易，其中江苏省、广东省绿电相对基准电价溢价0.072元/kWh、0.061元/kWh。2022年2月25日，由南方区域（广东、广西、云南、贵州、海南）各电力交易机构联合编制的《南方区域绿色电力交易规则（试行）》明确指出：绿电交易的售电主体主要是符合绿证发放条件的风电、光伏等发电企业，根据需要，范围可逐步扩大到符合条件的水电。绿色电力价格由电能量价格和环境溢价组成，交易价格通过市场化方式形成。按照保障收益的原则，参考绿色电力供需情况，合理设置绿色电力交易价格的上、下限。我们认为上限应为基准价上浮20%，下限为绿证溢价0.05元/度加上市场化火电价格。绿色电力在交易组织、执行和结算方面的优先地位。绿电直接交易安排在其他电力中长期交易之前组织开展，交易结算按照“月结年清”的原则优先于其他发电计划和市场化交易结算，这意味着供需紧张时期，绿电溢价更容易产生。3.5.新能源建设是十四五规划投资主线国家发展改革委、国家能源局明确了第一批约1亿千瓦大型风电光伏基地项目50个，总规模97.05GW。截至2021年底，第一批大型风电光伏基地项目已开工约75GW，其余项目将在2022年一季度开工。第二批新能源大基地项目已在2021年12月15日上报，国家能源局印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，到2030年共规划新建风光大基地455GW，其中沙漠基地284GW，采煤沉陷区37GW，其他沙漠和隔壁基地134GW，规划十四五建设200GW，十五五建设255GW。2022年政府工作报告中也明确提出要加快推进风光大基地建设，这些大型基地项目将是新基建最具确定性的投资方向。各电力央企集团是新能源建设的主力军，华能、华电、大唐、国家能源集团十四五期间规划新增新能源装机均超70GW。电力上市公司十四五期间新能源装机平均增长空间超340%，低基数、高成长性使得新能源成为传统电力运营商实现转型和保持增长的最重要推动力，新能源装机为运营商不断注入成长性。为实现新能源装机规模的不断增长，运营商需保持在健康财务状况下的高强度的资本开支，我们对绿电运营商财务状况进行了横向对比，央企运营商普遍拥有更强的资本开支能力，这个优势将在未来新能源建设加速下，拉开与民企之间的差距。3.6.碳减排工具进一步降低绿电贷款成本当前我国运营商部分超长期贷款（接近五年或五年以上）的利率水平在5%-6.5%之间，略高于央行公布的五年期LPR利率3.75%和五年期贷款基准利率4.9%。2021年11月8日，人民银行宣布推出碳减排工具这一结构性货币政策工具，完成对可再生能源行业的定向降准，对金融机构向碳减排重点领域内相关企业发放的符合条件的碳减排贷款，按贷款本金的60%提供资金支持，利率为1.75%。碳减排支持工具是再贷款的一种，与支小再贷款和PSL相类似，定向降低了相关绿色贷款的利率，同时绿色贷款中存在的利差提高了银行向运营商贷款的意愿。兼具“宽信用”和“宽货币”，未来新能源运营商电站开发贷款难度和利率进一步降低。根据主要银行碳减排贷款发放数据统计，自碳减排工具实施以来，总贷款金额达2212亿元，加权平均利率4.0%。运营商长期借款中超4%利率借款部分拥有了替代选项，实实在在地减少了运营商的贷款成本。以三峡能源为例，公司测算如果以浮动利率计算的借款利率下降50个基点，而其他因素保持不变，公司的净利润会增加约2.6亿元。3.7.补贴拖欠不会再恶化基本面根据财政部印发的《可再生能源电价附加有关会计处理规定》，可再生能源电价补贴款计入“主营业务收入”和“应收账款”项目，即未发放的补贴款也被计入每年的业绩当中。对于纯新能源运营商来说，其应收补贴款占应收账款比例的90%以上，其中部分运营商累计应收补贴额甚至超过其2020年全年的营业收入。存量风电、光伏项目拖欠补贴或达4000亿，对拥有大量存量电站的运营商财务状况产生了强烈冲击。如果当前补贴款全额发放，将可以实现以下效果：项目IRR提高：成本回收期的变短直接推动了项目IRR的提高。现金流向好转：新能源电站运营产生的额外补贴叠加基准上网收益能够覆盖电站的运维费用，同时能够抹去运营商的应收账款减值风险，新能源运营商充分释放业绩增长性。补贴作为新项目资本金加速开发力度：按照单个项目开发资本金占比30%，单个项目杠杆率可达3倍以上，4000亿补贴款能够撬动1.2万亿的项目投资，按照当前光伏4元/W、风电6元/W建设成本的中位数5元/W进行计算，可以支持240GW风光项目建设。即使补贴款仍然维续延迟发放，绿电运营商能够通过将应收账款委托给集团中的财务或信托公司发行债务融资工具，或者通过ABS、绿色债券收回部分现金流，甚至可以通过出让补贴回收权用以支撑新项目的开发。未来补贴问题的解决是必然，新建平价项目不存在新的补贴拖欠，在补贴问题上运营商不存在风险敞口继续扩大的问题。4.重点公司分析4.1.中国核电：加速向综合绿电运营商转型中国核电是国内核电领域龙头公司，拥有控股机组24台，核电装机容量22.5GW。并且快速推进风电、光伏项目开发，已拥有新能源装机8.9GW，其中风电2.6GW、光伏6.3GW。公司保持着优异的经营能力和稳定的盈利能力，并正在从单一核电运营商，向综合绿电运营商快速转型。第三代核电机组持续投入商运，营收、利润双增长。2021年前三季度，公司实现营收461.21亿元，同比增长21.70%；实现归母净利润65.07亿元，同比大幅增长29.73%。毛利率稳中有进，净利率走出低谷持续回升。受益于老机组折旧持续减少和市场化电价上调，公司毛利率从2016年的41%稳步上升至2021年前三季度的44.78%。随着公司老旧项目贷款趋近到期，财务费用在2019年见顶后回落，推动公司净利率从2019年的18.25%触底反弹至2021年前三季度的24.94%。公司铀燃料有国内铀矿、国外铀矿、国际现货等多个来源、用长期协议确保燃料供应，燃料成本几乎不受国际铀价波动影响。累计200堆年的运行管理实践，费用率下降趋势明显。2021年前三季度公司管理费用率下降至3.09%，为历史最低值。销售费用不是公司重要开支，占比小于0.2%。2021年前三季度公司研发费用率达1.72%，公司在第四代核电机组（高温气冷堆）上有着丰富的技术储备和项目资源。机组运营水平和效率处于全球领先水平。2021年公司核电机组利用小时数达7871小时，同比增加250小时，接近火电机组利用小时数的两倍。2021年19台机组WANO

综合指数满分，WANO综合指数平均值高达98.92，公司核电机组管理水平、运行效率达到全球第一。连续六年保持每股派息适度增长并将延续下去。上市以来，公司每年亿现金分红分配的利润均占当年可分配利润的37%以上，2020年股息率为2.2%。公司仍将保持分红不低于30%的目标，并随着盈利能力的不断提升，股息率有望得到持续增长。我们认为公司发展逻辑正在发生变化，相对于市场对公司的传统认知，拥有比较大的预期差，主要体现在公司盈利能力的快速提升、业务的全面拓展，以及向综合绿电运营商转型带来的估值体系重构。煤炭价格强支撑和电力需求偏紧共振，市场电溢价提振公司净利润。根据浙江发改委2022年浙江省电力市场化交易方案，秦山一期、二期、三期和方家山核电站全年市场化交易电量占其年发电量的50%、50%、40%和50%，三门核电站则为10%。根据2022年江苏、福建电价市场化交易政策，2022年公司电力市场化交易占比有望突破50%，核电上网电价将跟随火电上涨，为公司增厚利润。敏捷端业务将成为公司第三增长点。公司正在积极布局多个方向，通过投资开展先进光伏电池、储能、氢燃料电池等业务，将国内高新技术转换成为产业公司切入高端制造行业。公司核电机组存在供汽改造的潜力，供汽