新能源行业专题研究：再谈绿电运营商与传统电力企业的不同？

1.绿电板块因何调整？

2022 年初以来，绿电板块出现显著调整。截至 2022 年 1 月 28 日，2022 年公用事业（申万）行业指数年涨跌幅为-12.77%，主要绿电公司年涨 跌幅多在-10%至-20%范围内，中广核新能源、华润电力、中国电力、 华能国际等公司跌幅超过 20%。

对于绿电板块调整的原因，我们认为，主要有以下三个方面：

一是 2022 年中央经济工作会议强调“稳字当头、稳中求进”，经济稳增 长预期下，市场担忧能耗双控考核强度有所下降，进而可能导致“双碳” 目标政策落地进度放缓。

二是一些火电企业公布业绩预告，由于煤炭价格上涨导致火电业务产生 较大亏损，市场担忧电力运营商业绩快报披露对其股价带来扰动，使得 市场情绪受到一定程度抑制。

三是板块估值经过此前市场大幅上涨后，估值已有显著抬升，2021 年底， 公用事业（申万）行业 PE（TTM）、PB（LF）分别为 28.56、1.96 倍， 处于近一年来的高位，较高估值引发市场对未来估值调整的预期，部分 资金抢跑。

2.从电力企业收入测算模型说起

一般而言，电力企业收入的核心影响因素在于政策。在电力企业的收入 测算模型中，电力企业的收入主要受装机规模、利用小时数、电价三方面的因素影响。从国内行业实际情况来看，装机规模、利用小时数、电价三因素均会受政策影响。因而，在传统电力企业收入驱动因素中，核 心因素在于政策的影响。

政策无显著变化时，电力企业收入模式即为典型的公用事业模式：收入稳健，而现金流、分红水平较高。核心原因在于，装机规模增长有限， 资本开支下降，资产折旧完成后，利润水平开始提升，现金流充沛，为 高分红提供支撑。因而，传统电力公用企业具备类债属性，没有长期的 成长性，典型的代表公司如长江电力等。

我们认为，对绿电企业，除受政策影响外，技术创新将对其运营效益产 生较大的影响。此外，碳交易、CCER 为绿电企业开辟了新的业绩增长空间。以上因素存在，使得绿电企业摆脱了传统电力公用事业的盈利模式，中期成长性相对更佳。

3.技术创新及环境溢价重塑绿电企业盈利模式，中期成长性向好

3.1.一个有趣的现象：绿电利用小时数呈增长趋势

2016 年以来，风光发电的利用小时数呈增长趋势，而同期内火电的利用小时数呈下降趋势。根据中电联数据，自 2016年以来，风电、光伏的利用小时数分别由 2016 年的 1745、1129 小时增至 2020 年的 2097、 1281 小时；同期内，火电的利用小时数则由 2016 年的 4186 小时降至 2020 年的3827小时，水电的利用小时数稳定在 3600-3700 小时范围内。 微观企业层面，节能风电、三峡能源、晶科科技等绿电运营企业的利用 小时数亦呈上升趋势。

风光绿电利用小时数上升的背后，消纳水平提升政策是重要的驱动力。 2016年，国家发改委、能源局发布《关于做好风电、光伏发电全额保障 性收购管理工作的通知》，核定了部分存在弃风、弃光问题地区规划内的 风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数，并提出确保最低保障收购 年利用小时数以内的电量以最高优先等级优先发电。此后，2018 年，国 家发改委、能源局发布《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》，提 出到2020 年，基本解决清洁能源消纳问题。随着政策鼓励风光可再生 能源电力的本地消纳，风光弃风弃电问题显著改善。此外，特高压输电 线路建设，实现了西北风光电力富足地区的风光可再生能源电力外送和 跨区域交易，进一步推动了风光可再生能源电力消纳。

风光的弃风弃光率显著下降，推动风电、光伏的利用小时数水平增长。 根据全国新能源消纳监测预警中心数据，我国风电的弃风率由 2016 年 的 17%降至 2020 年的 3.5%，下降了 13.5pct；同期内，我国光伏发电 的弃光率由 10.3%降至 2.0%，下降了 8.3pct。2021 年前三季度，我国 弃风率、弃光率分别为 3.1%、2.0%。弃风率较 2020 年同期下降 0.3pct， 对应的是风电利用小时数为 1640 小时，较 2020 年同期增加 91 小时； 光伏的弃光率则较 2020 年同期增加 0.3pct，对应的光伏发电利用小时 数较 2020 年同期减少 4 小时。

整体而言，2016 年风电、光伏发电的利用小时数增长的原因在于，政 策推动风光电力消纳水平提升。我们认为，短期支持风光清洁能源消纳 的政策频发，风光可再生能源消纳水平或可提升，这将推动风光运营企 业的利用小时数进一步增长，进而有效提升新能源发电企业的盈利能力。

推动风光新能源消纳政策频发，风光新能源消纳水平有望稳步提升。 2021 年以来，国家陆续出台了多项利好风光新能源消纳的政策，包括推动新型储能发展、优化峰谷分时电价机制、完善能耗双控制度以及推动 省间电力现货交易等；此外，绿电交易市场开启亦有助于促进风光新能 源电力消纳。

随着政策推动风光新能源消纳，弃风弃光率或将进一步下降，风光新能源运营企业的利用小时数以及新能源电力电价有望提升， 有助于推动绿电企业业绩增长。然而，我国当前风光可再生能源的弃风 弃光率已处于较低水平，进一步降低的边际空间较为有限，政策出台更 多的是维持较低水平。因而，我们认为，未来政策因素推动绿电企业利 用小时数增长的空间可能较为有限，这也是近年来绿电企业利用小时数 难以进一步大幅增长的重要原因。那么，这是否意味着绿电企业的利用 小时数不会再发生显著变化？对于这一问题，我们将在下文进行进一步 的分析。

3.2.政策之外，还有什么因素影响绿电企业的利用小时数？

我们认为，除政策因素影响外，未来长期绿电企业的利用小时数仍会进 一步提升，而这背后的驱动因素则在于绿电企业上游持续技术创新和电 力市场化改革。光伏组件、风电设备的技术创新将有助于更好地利用风 光等可再生能源，提升风光发电效率，而风光发电效率提升的表征指标 则是利用小时数的增长。因而，中期维度来看，风光发电企业利用小时 数有望进一步增长，从收入端利好绿电企业。（报告来源：未来智库）

3.2.1.组件转化效率等多因素共驱，技术创新的乘数效应突出

光伏组件功率不断提升。随着先进激光切割技术、多主栅组件技术、半 片组件技术、叠瓦等技术应用，组件的发电功率呈不断提升态势。根据 中国光伏行业协会数据，2020 年，采用 166、182、210mm 尺寸 PERC 单晶电池的组件功率已分别达到 450W、540W、540W；TOPCon 电池 组件、异质结电池组件可达到 455W、460W。展望未来，根据中国光伏 行业协会预测，随着技术进步，各类型组件功率将以≥5W/年的增速向 前推进，到 2030 年，采用 166、182、210mm 尺寸 PERC 单晶电池的 组件功率将分别达到 480W、570W、575W，TOPCon 电池组件、异质 结电池组件将达到 495W、505W。随着光伏组件的发电功率不断提升， 将有助于提升光伏发电的光电转化效率。

电池光电转化效率呈增长态势，N 型单晶电池光电转换效率提升较大。 随着电池片环节 HJT 技术、TOPCon 技术的应用，电池片的光电转化效 率得到显著提升。中国光伏行业协会数据显示，2020 年，规模化生产的 P 型单晶电池均采用 PERC 技术，平均光电转化效率达 22.8%，较 2019 年提高 0.5pct；采用 PERC 技术的多晶黑硅电池、铸锭单晶 PERC 电池 的光电平均转化效率分别为 20.8%、22.3%；N 型 TOPCon 电池、异质 结电池光电平均转化效率分别为 23.5%、23.8%，二者均较 2019 年有 较大提升。随着技术进一步发展，电池片光电转化效率仍有提升空间。 据中国光伏行业协会预测，到 2030 年，N 型 TOPCon 电池、异质结电 池光电平均转化效率将分别达到 25.7%、25.9%，在所有电池类型中光 电转化效率处于领先水平，尤其是 N 型异质结电池，平均光电转化效率 在所有电池技术中处于最高水平。因而，可以预计的是，随着未来生产 成本下降和良率提升，N 型电池有望成为电池技术的主要发展方向之一。

21 年光伏电池量产效率突破 23%，隆基 HJT 电池转换效率达 26.3%。 根据 CPIA 数据，2021 年，PERC 单晶电池量产的平均转换效率为 23.1%， 较 2020 年增长 0.3pct，最高的转换效率达到 23.56%。此外，隆基硅基 异质结电池（HJT）转换效率高达 26.30%；在 TOPCon 电池领域，隆 基的 N 型 TOPCon 电池和 P 型 TOPCon 电池也分别取得了 25.21%、 25.19%的世界最高转换效率。可以预计的是，随着光伏电池技术创新持 续推进，光电转换效率有望持续提升。

光伏技术创新不止，发电效率提升不断，利用小时数持续提升可期。根据发电量=倾斜面年总辐射量 光伏组件面积 光伏组件转化效率 光伏 电站系统总效率计算公司，并根据《基于综合效率系数的光伏电站发电 量估算方法》、索比光伏网的数据，对光伏电站发电量的测算公式的主 要参数假设。基于测算假设，在不考虑其他因 素变化的情形下，我们计算得出，当组件转化效率由 23.0%增长至 26.5% 时，100MW 的光伏发电站的全生命周期（25 年，下同）的发电量将由 29.51 亿 kWh 增长至 34.00 亿 kWh，发电量增加近 4.5 亿 kWh，增长 率为 15.22%。

据此，进一步测算出，光伏电站全生命周期的年均利用 小时数由 1180 小时增长至 1360 小时，增加 180 小时。由此可以看出， 随着光伏组件的转化效率提升，光伏发电的利用小时数将进一步增加， 而这将有利于光伏运营企业的收入增长。据我们测算，当上网电价为 0.39 元/kWh 时，光伏运营商整个全生命周期单GW 的收入将增加 17.51 亿元，年均增加 7005.89 万元。随着上游光伏组件技术创新持续推进， 光伏运营企业的收入将有望增长，这意味着在装机规模增长高峰期过后， 光伏运营企业收入增长并不会停滞。

组件转换效率外，仍有诸多因素可提升光伏系统的发电效率，如使用跟 踪支架。使用 天合光能双面双玻组件产品搭配跟踪支架应用在不同地表反射率情况下 较单面组件搭配固定安装可有效提升光伏系统发电量约 5%-30%。因而， 我们认为，技术创新对光伏发电效率提升的影响并非是线性的，不同技术创新因素共同影响，使得技术创新对光伏发电效率提升产生乘数效应， 利好光伏运营企业效益提升。

3.2.2.风机大型化趋势推进，风电利用小时数持续提升

风机容量、叶轮直径呈大型化发展趋势。根据 GWEC 预计，到 2025 年，全球新增海上风电机组的平均功率将达到 11.5MW，新增的陆上风电机组的平均功率将增加值 4.5MW。同时，除 风机容量增加外，根据 GWEC 数据，近年来陆上风电风机的叶轮直径 也已突破 160 米，多数风机的叶轮直径超过 120 米。而海上风机叶轮直 径方面，根据 Henrik Stiesdal 预测，下一代风电机组将在 2030 前出现， 叶轮直径可达到 275 米。风机容量、叶轮直径增加，将显著提升风机发 电量，同时促进风电企业降低投资、运维成本。

塔筒高度进一步增加，推动风电发电效率提升。据 IRENA 预测， 2022-2025 年期间，风电塔筒高度有望达到 170 米。而塔筒高度增加有 助于风速提升，根据风能测算公式，塔筒高度与风电机组的输出功率呈 正相关关系，高塔筒有助于风电发电功率提升，从而促进发电效率增长， 表征结果为风电利用小时数增长。CWEA 数据显示，在空气密度给定条 件下，当风切变为 0.3 时，塔架高度由 100 米增至 140 米，年平均风速 则从 5.00m/s 增至 5.53m/s，131-2.2 机组的年等效满发小时数可增长 20.34%。

风机容量及叶轮直径增加驱动发电效率提升，风电机组的利用小时数大 幅增长。根据风电发电量测算公式和风能公式，假设空气密度为 1.225kg/m3，某地区相应风速等级下出现的全年累积小时数假设，且风能利用系数为 45%。基于以上假设，我们分别测算了装 机容量和叶轮直径变化对风电项目利用小时数的影响。测算结果显示， 当风机叶轮直径为 120 米时，3、4、6、8MW 风机对应的利用小时分别 为 1703、1916、2159、2249 小时，6MW 风机较 3MW 风机利用小时 数增加 26.78%，8MW 风机较 4MW 风机利用小时数增加 17.38%。叶 轮直径方面，当风机容量为 3MW 时，叶轮直径 120、130、140、150、160、170 米对应的利用小时数分别为 1703、1849、1982、2105、2213、 2314 小时，170 米叶轮直径时的利用小时数较 120 米时增加 35.88%。

风机制造技术创新带来利用小时数增加外，运维智能化水平提升亦将有 助于风电发电效率增长，如谷歌使用 DeepMind 的机器学习算法，提前 预测风电场未来一天预计可提供的电力总量，并在此基础上对电力输出 进行精细调度，进而更好地利用风能。

3.3.环境溢价：绿电交易、碳交易对绿电企业影响几何？

3.3.1.绿电交易：价格端为绿电企业带来边际收益

绿电交易启动，中期内绿电“溢价”或将在持续存在，价格端有助于绿 电运营企业效益提升。2021 年 9 月 7 日，首批绿电试点交易启动。绿电交易以双边协商为主，成交价格不一，其中国网 区域成交价格较当地中长期交易价格增加 0.03-0.05 元/千瓦时。从参与 绿电交易的需求主体来看，主要以跨国企业、互联网企业以及高耗能企 业为主，如宝马、腾讯、巴斯夫等。绿电交易市场启动，赋予风光新能 源电力“环保价值溢价”，从价格端有利于提升风光运营商收益。与此同 时，电力市场化改革持续推进，绿电交易市场进一步迈向新阶段。国家 发改委于近期发布了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》， 明确了通过开展绿色电力交易，发现绿色电力环境价值，引导有需求用 户直接购买；近期七部委联合发布的《促进绿色消费实施方案》，更是提 出了要激发全社会绿色电力消费潜力的要求。

绿电交易溢价可显著提升风光发电项目收益率。据我们测算，当绿电交 易溢价较燃煤标杆电价增幅在 5%-25%范围区间内时，给定条件下风电 项目资本金 IRR 在 10.29%-15.37%范围内，较燃煤标杆电价下的项目 资本金 IRR 增加 1.20-6.29pct；同样增幅范围内，光伏项目资本金 IRR 在 8.39%-13.40%范围内，较燃煤标杆电价下的项目资本金 IRR 增加 1.19-6.20pct。

我们认为，绿电价格核心仍由其当前供需决定，目前可参与绿电市场交 易的绿电供应量较为有限，而跨国企业及其供应商、国内数据中心等新 兴产业、出口型企业、高载能企业的绿电交易需求较为旺盛。根据《中 国电力统计年鉴 2021》的数据，铝冶炼、化工、钢铁、水泥、石化加工、 互联网相关企业的用电量合计为 17543.28 亿千瓦时，假设上述行业中 企业有 10%的绿电需求，则对应的绿电需求量为 1754.33 亿千瓦时，若 将跨国企业考虑在内，则绿电需求量将会更大。因而，未来一段时间内， 绿电市场交易可能会仍会处于供不应求的态势，绿电的环境价值溢价或 将持续，利好绿电运营企业。2021 年 12 月 23 日，江苏电力交易中心 公布了 2022 年江苏电力市场年度交易结果。结果显示，绿电交易成交 电量 9.24 亿千瓦时，成交均价 462.88 元/MWh，较江苏的燃煤标杆电 价 0.07 元/kWh，较此前的绿电溢价进一步增长，且广东、浙江的绿电 交易存在同样的溢价情形。

《促进绿色消费实施方案》出台，进一步推动绿电交易需求释放。2022 年 1 月 18 日，国家发改委等七部门联合印发《促进绿色消费实施方案》， 《方案》提出，建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制。 同时，加强与碳排放权交易的衔接，研究在排放量核算中将绿色电力相 关碳排放量予以扣减的可行性。此外，《方案》鼓励行业龙头企业、大型 国有企业、跨国公司等消费绿色电力，并加强高耗能企业使用绿色电力 的刚性约束。预计随着《促进绿色消费实施方案》实施，绿电交易需求 或将大幅增加，绿电交易溢价受此提振，或将进一步加大。

3.3.2.CCER 及碳交易：减碳机制为绿电企业带来增量利润来源

风光发电项目有力促进碳减排。选取中国自愿减排交易信息平台披露的 部分风光发电项目，进行风光发单的碳减排效应分析。测算结果表明， 在我们选取的项目中，风电、光伏项目度电碳减排量的均值分别为 0.84、 0.89 kgCO2e。

CCER 交易增厚绿电运营商项目收益。2021 年 10 月 26 日，生态环境 部发布的《关于做好全国碳排放权交易市场第一个履约周期碳排放配额 清缴工作的通知》提出，重点排放单位在全国碳市场第一个履约期中可 使用 CCER（国家核证自愿减排量）抵消碳排放配额清缴，而用于配额 清缴抵消的CCER，应同时满足抵消比例不超过应清缴碳排放配额的5%、 不得来自纳入全国碳市场配额管理的减排项目两个要求。随着全国碳市 场第一个履约周期碳排放配额清缴工作推进，CCER 成交量及价格均有 显著增加。以北京绿色交易所为例，2021 年 10 月以来，CCER 成交价 格由 15 元左右增至 45 元左右，而 10 月以来累计成交量超 615 万吨， 占全年交易量的比例为 99.34%。展望未来，随着水泥、钢铁、化工等 行业纳入全国碳交易市场，对 CCER 交易的需求量有望进一步增加。

CCER 备案申请于 2017 年 3 月暂缓，根据中国自愿减排交易信息平台， 备案的存量项目碳减排量在 5000-6000 吨范围内，而随着未来 CCER 需求量增加，在无新增供应的情况下，CCER 成交价有望提升，价格上 行有望增厚存量 CCER 项目的收益。而未来若 CCER 备案申请重启， 则可供交易的 CCER 量将稳步增加，而 CCER 交易量增加亦将有助于 提升绿电企业收益。

全国碳市场碳价维持高位，市场成交日趋活跃。上海环境能源交易所数 据显示，自 2021 年 7 月 16 日开始交易以来，收盘价在 40-60 元/吨范 围内波动，整体碳交易价格维持高位。成交量方面，随着全国碳排放权 交易市场第一个履约周期碳排放配额清缴时间窗口来临，碳配额成交量 显著增加。截至 2021 年 12 月 28 日，全国碳市场累计成交量达 1.59 亿 吨，累计成交金额达 66.55 亿元。

参考欧盟碳交易市场发展经验，为促成“双碳”目标落地，未来全国碳 交易市场可能通过以下举措来进一步降低碳排放量：1）将更多的行业纳 入到全国碳交易市场中，如钢铁、化工、水泥、交通等；2）采取碳配额 的供应方面限制、采用折量拍卖方案、修正线性减排因子等举措来减少 碳排放配额盈余。若未来上述举措落地，则碳排放权配额的交易需求有 望进一步增长，且碳排放权配额的成交价格有望进一步增加，利好存有 碳排放权配额盈余的绿电企业，为绿电企业带来额外收益。长期视角下， 碳市场交易有望成为绿电企业重要的增量收入来源，推动绿电企业效益 持续提升。（报告来源：未来智库）

4.投资分析

绿电企业与传统电力企业的不同之处在于，其除受政策因素影响外，还 受到技术创新因素的影响。从电力企业收入测算模型来看，风电、光伏 上游供应商持续进行技术创新，将会使得绿电企业发电效率提升，而体 现在收入测算模型中，则是利用小时数的增长。此处值得强调的是，市 场供求关系变化引致的风机价格下降或光伏组件价格下降，亦或是绿电 企业与上游供应商双方市场地位使得上游供应商缺乏议价权，以上因素 对绿电企业成本端的利好和技术创新对绿电企业收入增长的影响相比， 可能会有重合，但并不完全一致，尽管绿电运营商投资、运维成本也受到技术创新的影响。

因而，我们认为，相较于传统电力企业，绿电运营商受上游供应商技术创新的影响，其现金流曲线的斜率将大于传统电力 企业，这意味着同等条件下，绿电企业内在价值会更高，相应的成长性 会更好，而这则决定了对于绿电企业的估值容忍度理应更高。当然，当 前市场对绿电企业成本端的利好或已有所部分兑现，而其中长期维度上 技术创新的影响，则市场可能有所忽视。与市场认知不同，我们强调应 重视技术创新对绿电运营企业中期成长性的驱动，技术创新可驱动绿电 企业收入增长和成本下降。然而，还有一点需要强调的是，我们认为绿电企业长期成长性具备一定的不确定性，原因在于政策对于绿电企业的定位，这意味在未来度电成本持续下降的过程中，市场化的电价走势仍 会对绿电企业成长性带来扰动，但中短期来看，主要有供需决定的背景 下则无需担忧这一问题。但同时应该看到的是，当前电力市场化交易改 革持续推进，未来绿电电价到底会如何决定以及呈现怎样的走势，仍有 待观察。

碳交易作为降低碳排放的重要机制，是控制碳排放的重要举措。未来， 随着全国碳交易市场纳入更多行业，以及可能对碳排放权配额供应进行 限制，势必将驱动碳排放权配额和 CCER 的交易需求增加，同时也可能 会导致碳排放权配额成交价格和 CCER 成交价格上行，量价均利好绿电 企业。与传统电力企业不同，绿电企业可通过参与碳市场或 CCER 交易， 获得额外收入来源，增厚绿电企业的经营业绩。长期视角来看，我们认 为，碳交易和 CCER 交易收入有望成为绿电企业重要的增量业绩来源。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）