2022年电力行业专题报告 市场化与绿电交易带来电价新弹性

1.装机进展：新增装机中枢抬升，风电确定性高于光伏

风光发电新增装机中枢抬升

预计2022-2025年风电、光伏年均中枢分别抬升至65GW、96GW。截止2022年6月末，国内风电/光伏装机容量达到342/337GW，较2021年末分别增加14/30GW。假设2022-2025年全社会用电和发电量CAGR均为6%（略高于Wind一致预期GDP增速）、考虑到双碳目标下火电受挤压、而水电与核电增量有限，新增用电需求主要由风光电满足，我们测算2022-2025年风电/光伏年均新增装机中枢抬升至65/96GW，较2018-2021年的41/44GW大幅提高，2025年风光合计装机占比将达到39%（2021年为26%），发电量占比将达到19%（2021年为12%）。

各省“十四五”规划隐含风光装机增量670GW，内蒙古/云南/甘肃引领TOP3。梳理国内各个省/自治区/直辖市“十四五”能源规划，我们统计规划中对应的2022-2025年风光新增装机合计670GW，和前文预测基本一致。其中，内蒙古/云南/甘肃规划增量引领全国，2022-2025年风光装机分别新增80/73/53GW。借助于优良的风光资源禀赋，新能源发电已成为内陆省份重要的投资方向。

风电受益于上游大幅降价，新增装机预期较为稳定

主流风电运营商装机规模集中度下降，央企领先优势明显。2020年抢装效应下，全国风电装机同比大幅增加；2021年风电新增装机同比回落，但依然处于较高水平。从2016-2021年装机变化趋势来看，国内风电运营市场CR3由23.4%降至18.6%，CR5由31.6%降至27.3%。2021年末国内风电装机前10位中，除金风科技以外，均为央企运营商。风电项目开发周期长、投资金额大、运维要求高，央企运营商在风电领域具备更强的竞争优势。

风机价格下行推升新项目收益率，但资源储备是主要制约因素。在风机价格大幅走低的背景下，新投产的风电项目全投资收益率有望持续向好，部分项目因发电效率提升，实际收益率或超过原补贴项目。对于陆上风电而言，资源稀缺性是最大的制约因素，看好在陆上风电传统的头部运营商，存量风电项目规模大，储备项目充足。对于海上风电而言，2022年为平价首年、当年新投产项目不多，但各省陆续启动“十四五”海上风电招标，从已公开的招标结果来看，海上风电格局趋于分散。

“以大代小”有望带动风电装机的超预期，头部运营商更加受益。2021年12月国家能源局组织编制《风电场改造升级和退役管理办法》征求意见稿，鼓励并网运行15年以上的风电场开展改造升级和退役，且不影响应享受的补贴额度。征求意见稿将风电场改造升级分为增容改造和等容改造。早期风电场单机容量均在1.5MW以下，目前陆上风机单机容量主流为4MW、改造后增幅超1.7倍，先进机型容量达到7MW、增幅超3.7倍。7-8米/秒风速下，早期风电场平均利用小时数普遍在2,000小时/年左右，而目前主流陆上风机在7米/秒的风资源下即可实现3,500小时以上，小时数提升约为75%。假设22年开始启动增容改造，我们预计22-24年可带来额外的风电容量不低于6.7/8.2/12.0GW（4MW场景）或14.8/18.0/26.4GW（7MW场景），风电全行业额外电量增幅（较2020年）不低于6%/8%/11%（4MW场景）或12%/15%/22%（7MW场景）。

光伏受制于上游大幅涨价，新增装机不确定性上升

央国企入局，光伏运营商集中度有望上升。从2016-2020年装机变化趋势来看，国内光伏发电运营市场集中度CR3由10.7%降至6.8%，CR5由13.9%降至10.3%，主要原因是由于可再生能源补贴回收期大幅延长，十三五末期民企光伏运营商陆续放慢扩张节奏（以协鑫新能源、晶科科技为代表），电站资产陆续由民企向央企/国企转让，行业进入格局重塑阶段。随着民企陆续退出，大型电力央企有望成为“十四五”光伏发电扩张主力，将推动光伏发电运营重新趋于集中，2021年CR3/CR5/CR10同比均有所上升。

成本端上涨，2021年光伏新增装机普遍不及预期，2022年取决于价格向下拐点。根据Solarzoom统计，2021年以来，光伏中上游各环节（硅料、硅片、电池片、组件）价格整体呈上升趋势。尤其是最上游硅料价格居高不下，压制产业链整体利润率。对光伏运营商而言，当前组件价格普遍在1.93元/瓦以上，项目全投资收益率贴近最低标准，招标投产压力大。部分光伏运营商2021年新增装机不及预期，而2022年再次面临保收益和增规模的平衡，若组件价格向下拐点如期出现在Q3，则全年光伏新增规模仍可期待。

分布式光伏增量显著，看好工商业光伏前景。2022年一季度国内光伏新增装机规模12.9GW，其中分布式光伏9GW，占比将近70%，集中式3.9GW，占比30%。受电价上升、减碳需求与能源转型影响，工商业分布式光伏招标体量明显增加，并且参与方也在增多，央国企的参与力度明显提高。且工商业光伏商业模式决定了对组件价格更高的接受度，预计2022年工商业光伏有望成为光伏装机增长的主力。

2.电价变化：全面平价时代，市场化与绿电交易带来新弹性

电价市场化深入。2021年，煤价高企倒逼电力市场化改革，市场化交易电价较基准电价浮动范围由[-15%,+10%]扩大至[-20%，+20%]，高耗能用户交易价格不受20%限制。煤电市场化电价上涨主要系为了抵抗煤价高涨带来的成本上升压力，虽然电价（收入）增厚最多，但是到净利润层面，该增厚会被燃料成本增长抵消一部分。但对于核电/水电/风光，同等售电量下，由于铀采购成本相对稳定、而水/风/光为自然资源无燃料成本，市场化电价上涨带来的收入增厚落实到利润层面几乎只需要扣除税金。因此对于风光电而言，参与市场化交易和绿电交易带来的溢价更直接地体现在运营商利润层面，是未来绿电运营商业绩弹性的主要来源。

风光全面平价时代开启

我国风光定价机制主要经历了五个阶段的发展：1）风电产业起步阶段，价格主要参照火电；2）风电开启商业化发展，经历还本付息电价和经营期电价两个阶段；3）风电上网电价由国务院价格主管部门分地区测算，大型并网光伏示范电站建设开启，国家核准电价。同时，风光特许权招标项目陆续开启，按中标价格上网；4）将陆风/集中式光伏分为四/三类资源区，分资源区制定标杆电价。2009~2018年风光分资源区标杆电价均经历四次下调。2014年起，近海风电/潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.85/0.75元。对于分布式光伏，实施全电量补贴，“全额上网”项目电价执行标杆电价。5）标杆电价变为指导价，国补继续退坡。平价试点正式开启，2021年除户用光伏外，新建陆上风电和光伏项目平价上网；2022年新建海上风电项目平价上网。

标杆电价变为指导价，延续下降趋势，集中式风光竞争化格局开启。风光标杆电价改为指导价，指导价继续下行。2019/2020年陆风I~IV类资源区指导价调整为每千瓦时0.34/0.29元、0.39/0.34元、0.43/0.38元、0.52/0.47元（含税、下同），较2018年标杆电价平均低0.05/0.1元/千瓦时；2019/2020年集中式光伏I~III类资源区指导价调整为每千瓦0.4/0.35、0.45/0.40、0.55/0.49元，较2018年标杆电价平均低0.1-0.15/0.2元/千瓦时。集中式风光新增项目由市场竞争定价，不高于指导价。分布式光伏区分户用和工商业式，执行不同补贴标准。对于纳入2019/2020年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.10/0.05元；“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的工商业分布式项目，市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价，且补贴标准不得超过每千瓦时0.10/0.05元。纳入2019/2020年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式和“全额上网”模式的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.18/0.08元。2021年，新建户用分布式光伏项目国家财政补贴预算额度为5亿元。

逐步进入平价时代。风光建设成本持续下行，平价上网条件日渐完备。2019年国家发改委发文推进风光无补贴平价上网。平价上网项目虽然没有国家补贴，仍可以享受地方补贴，且投资环境改善。其限发电量可以核定为优先发电计划，从而参与发电权交易，同时，可获得可再生能源绿色电力证书，通过出售绿证获得收益。根据发改办能源〔2019〕594号/发改办能源〔2020〕588号文件，2019年第一批/2020年风光发电平价上网项目装机容量达到2076/4444.73万千瓦。自2021年起，新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目全面平价上网，同时为支持产业加快发展，明确2021年新建项目不再通过竞争性方式形成具体上网电价，直接执行当地燃煤发电基准价。且2021年起新核准海上风电项目由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。

风光电参与市场化比例上升，但折价幅度收窄

2021年风光电参与市场化比例同比提升，但折价幅度相比往年大幅缩小。2021年5月，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，新增上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点。鼓励新能源项目与电网企业、用户、售电公司通过签订长周期（如20年及以上）差价合约参与电力市场，引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数。以三家第一梯队运营商（龙源电力、三峡能源、节能风电）为例，2021年风光发电参与市场化交易的比例同比有所上升；但三家公司平均上网电价并未因市场化交易扩大而大幅下降，其中龙源电力与节能风电受益于市场化交易价格同比上升，最终的上网电价同比也有所上升。

电网消纳能力提升或储能配置增加后，风光市场电溢价或更为可观。目前风光电参与市场化交易主要有三类情况：1）发电小时数超过电网保障收纳的部分，通常为折价参与交易；2）各省电网公司强制某一比例参与，通常折价幅度较小；3）因电网消纳能力受限而运营商为避免限电而参与，通产折价幅度较大。对于前两种情况而言，绿电运营商受益于整体市场化交易价格的上涨，折价幅度收窄较为明显；而对于第三种情况而言，随着电网消纳能力的提升或者项目储能配置增加，客观因素导致的限电现象有望减少，从而降低折价比例的较大的市场化交易电量。

绿电交易有望量价齐升，两类运营商获高弹性

绿电交易试点启动，创造额外溢价。除首批集中交易以外，绿电分月交易量也呈现上升趋势，2022年1-5月，全国绿电交易规模合计57.1亿千瓦时（中电联数据统计）。绿电交易为新能源另辟市场，充分体现了电力环境价值，交易溢价进一步促进新能源发电侧的壮大。同时，大量高耗能行业购买绿电，以控制碳排放，顺应“双碳”目标。

碳价决定绿电溢价，预计2022/2025年增收42/217亿元。我们认为绿电交易机制最大意义之一，在于区分风光发电的环境属性和将低碳价值显性化。未来绿电交易价格是否溢价以及溢价幅度将取决于碳配额和绿证的价值，碳价或成为绿电溢价的重要参考指标。相比煤电，风光减碳量约为912克/千瓦时。以全国平均的风光发电指导价均值0.3669元/千瓦时为基准，10%/20%的绿电溢价对应碳价约为40/80元/吨。假设绿电溢价20%、绿电交易比例30%，我们预计2022/2025年平价风光项目溢价收入合计42/217亿元。由于溢价收入无需重复计算折旧与费用，仅需支付部分与交易相关的支出和税费，绿电交易带来的溢价将享受较高的净利率水平。

交易缓解消纳矛盾，预计2022/2025年回补18/96亿元。绿电交易鼓励签订5-10年购电长协，顺序优先于计划发电和市场电交易，我们认为此举将丰富市场化消纳手段。绿电交易对手方需求稳定，有助于缓和弃电率上升的矛盾。2021年全国弃风/光率为3.05%/2.03%（全国新能源消纳监测预警中心），风光发电潜在损失电量合计274亿千瓦时；假设弃风/光率保持不变，我们预计2022/2025年潜在损失电量或将达到323/537亿千瓦时，平价风光项目对应49/263亿千瓦时。因参与绿电交易后无法再享受绿电补贴，平价风光发电项目将成为供给主体。平价项目参与绿电交易完全消纳后，不考虑溢价，2022/2025年有望回补的电量收入分别为18/96亿元。

行业整体业绩增幅有限，但两类运营商或享受更高弹性。相比于溢价收入和回补收入，我们认为绿电交易更大的价值在于完善新能源发电的市场化机制，助力风光装机规模快速增长。尽管全行业视角下收入/利润增幅有限，但对于两类绿电运营商而言，我们认为会带来高于行业整体水平的业绩弹性。第一类是平价项目装机规模快速增长的龙头运营商，有望获取更多的绿电交易机会；第二类是平价项目区域集中在高弃电地区的运营商，等待省间绿电交易机制打开后，有望通过绿电交易改善资产质量。

3.估值修复：装机增长决定β，业绩弹性区分α

2022年以来A/H股绿电运营商估值中枢回落

A股、H股、美股的绿电运营商的估值存在明显差异，呈现A股>美股>H股的特点。放眼全球，2022年1-6月的平均PE（TTM）估值中枢A股（21倍）>美股（19倍）>H股（7倍）。我们认为，全球绿电运营商估值差异的原因主要有：1）度电成本和财务费用的差异带来高净利率导致A股运营商盈利能力强于美股运营商，存在估值溢价；2）美股绿电运营商标的稀缺，资金相对集中，拔高龙头公司新纪元能源的估值；3）港股运营商经营时间长、应收绿电补贴规模大，而港股投资者对于补贴的态度更为悲观，进一步影响港股绿电运营商估值。

2022年以来A/H股绿电运营商估值有所回落，主要有三点原因：1）市场对于盈利能力下滑的担忧，短期因素包括1-5月国内风资源同比下降、光伏组件高价挤压新投产项目收益水平，中长期因素包括“十四五”中后期新项目竞价的不确定性；2）A股市场标的稀缺性进一步弱化，2022年以来龙源电力、广宇发展等头部运营商陆续在A股上市，国电电力、京能电力、皖能电力、长源电力、建投能源等传统火电企业也陆续发布新能源战略，市场可选择标的增加；3）应收绿电补贴仍未完全解决，今年累计已发放三批的可再生能源补贴（500/500/399亿元），头两批发放对象主要是五大电力央企，而存量未解决补贴规模仍有约3,000亿元左右。

装机增长决定β，把握上游价格拐点前的配置机会

绿电运营在成长期理应获得更高溢价。在2003-05年，火电股作为成长股时期A股P/B估值相对大盘出现溢价。火电在成长阶段，溢价来自于下游需求迅速增长、装机规模快速上升与原材料供需平衡三方面。从成长性来看，当前主要绿电运营商隐含2022-2025年装机CAGR33%，成长性远高于2003-05年火电的装机增速（13%），应当享受更高的估值溢价。

上游价格拐点前的配置机会。考虑到光伏上游价格高位震荡、海上风电平价项目收益率不高，市场对绿电运营装机增长有所担忧，部分压制了绿电运营板块的相对估值水平。但从中长期角度来看，中国“双碳”目标不会改变，建立以新能源为主体的新型电力系统路径势在必行。因此，我们认为，在组件价格有望迎来向下拐点、海上风电平价加速推进的预期下，绿电运营板块仍具备配置价值。

业绩弹性区分α，优选具备核心竞争力的头部运营商

绿电运营商的竞争力最终体现在中长期业绩弹性与持续性。三维度评价：1）运营能力，发电量最为直观，综合体现开发/投资/建设/运维实力；2）盈利能力，对风电而言资源区域>运营效率>融资成本，对光伏而言融资成本与电价是关键；3）融资能力，保障竞争力的可持续性，杠杆是内在约束，央/国企融资成本壁垒牢固。竞争力最终体现在运营商中长期的业绩弹性与持续性。我们认为三类绿电运营商有望体现出α属性：1）装机规模快速增长的绿电运营商龙头，包括三峡能源、龙源电力；2）传统能源转型标的，包括华电国际、国电电力；3）占据优质资源的区域型运营商，包括福能股份、中闽能源。头部运营商有望在22-24年保持利润高增速。根据华泰预测，三峡能源与龙源电力22-24年归母净利润CAGR均将好于19-21年，主要得益于新增装机提速。国电电力加速转型新能源，预计22-24年归母净利润CAGR与19-21年基本持平，且绝对值处于相对较高水平。华电国际因火电贡献高基数的原因，22-24年归母净利润CAGR相对不高。福能股份与中闽能源均受益于福建省海上风电优质项目的并网，归母净利润有望实现高速增长。

就归母净利润的增厚效应而言，风电“以大代小”逐年递减，绿电交易溢价逐年递增。我们选取龙源电力、三峡能源两家公司，装机结构中绝大部分为风光发电，且22-24年新增平价风光装机规模较大。从风电“以大代小”的额外装机和绿电交易溢价两个维度进行敏感性分析后，我们发现：1）“以大代小”对归母净利润的增厚效应逐年递减，通过改造每新增1GW，22-24年龙源电力归母净利润增厚2.73/2.55/2.32%、三峡能源可增厚4.80/3.82/3.21%；2）绿电交易溢价对归母净利润的增厚效应逐年递增，在30%交易比例下每溢价5%，22-24年龙源电力归母净利润增厚0.86/1.38/1.88%、三峡能源可增厚0.60/1.28/1.73%。

（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。）