電力設備與新能源行業：綠電運營商迎來戴維斯雙擊-220309（29頁）.pdf

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1、 1 證券研究報告證券研究報告 行業行業深度深度研究研究 電力設備與新能源行業電力設備與新能源行業 綠電運營商迎來戴維斯雙擊綠電運營商迎來戴維斯雙擊 投資要點：投資要點： 電價進入上漲周期，大幅提升綠電運營商業績電價進入上漲周期，大幅提升綠電運營商業績 2022年初，國內外煤價出現罕見的倒掛現象，當前處于減碳和保供的平衡點， 國內動力煤價具備多因素強支撐。 同時我國2022年電力需求保持旺盛，預計同比增長5-6%，尤其是綠電需求不斷擴張支撐交易電價上行。江蘇省電價迎來了4個月接近20%的上浮。 經我們測算， 目前絕大多數火電企業微經我們測算， 目前絕大多數火電企業微虧區間，電價進入上漲周期，新

2、能源運營商收入端具備成長性。虧區間，電價進入上漲周期，新能源運營商收入端具備成長性。 以綠電為代表的新基建是以綠電為代表的新基建是 2022 年主要投資方向，成長屬性凸顯年主要投資方向，成長屬性凸顯 兩會明確提出推進大型風光基地建設， 在穩增長背景下， 1月社融大幅增長，新能源作為新基建重要方向獲得資金支撐。新能源融資成本下降新能源融資成本下降：央行在2021年11月推出碳減排支持工具，按貸款本金60%支持，1年期利率1.75%，當前已經開始實施。供給釋放推進成本端持續優化：供給釋放推進成本端持續優化：硅料產能陸續釋放，風電大型化持續推進，疊加各環節積極擴產，供給緊張狀況緩解，產業鏈利潤將向下

3、游傳遞，光伏、風電成本下降，運營商成本端持續優化。 綠電運營商是當下市場風格的綠電運營商是當下市場風格的優選優選 2022年初以來，強加息預期下，納指下跌，以成長風格為標簽的新能源賽道出現大幅度回調，光伏、鋰電行業2022年平均累計跌幅達8.76%、12.25%。綠電運營商綠電運營商2021年年Q4基金平均持倉僅基金平均持倉僅1.96%，或為均衡風格下，或為均衡風格下的優選方向。的優選方向。 推薦標的：推薦標的： 中國核電：加速向綜合綠電運營商轉型中國核電：加速向綜合綠電運營商轉型 我們預計到2025年底，公司核電/新能源裝機量有望達到26/30GW，綜合綠電運營屬性愈發凸顯，存量核電機組受益

4、于交易電價上行。預計公司2021-2023年營收分別為633.9/798.6/858.5億元，歸母凈利潤分別為80.9/107.9/118.3億元，對應PE為17.3/13.0/11.9倍，我們給予公司22年18倍PE，目標價10.8元，給予“買入”評級。 太陽能：光伏運維龍頭企業太陽能：光伏運維龍頭企業 我們預計公司2021-2023年營業收入分別為68.59/81.66/106.02億元， 歸母凈利潤分別為15.40/20.13/27.43億元，EPS分別為0.51/0.67/0.91元/股，三年CAGR為38.84%，對應PE分別為19.4x/14.8x/10.9x。根據可比公司估值情況

5、，我們給予公司22年19倍PE，目標價12.73元，給予“買入”評級。 風險提示：風險提示： 新能源政策發生較大變化；電力市場化交易改革不及預期。 簡稱簡稱 EPSEPS（元）（元） PEPE（X X） PBPB 評級評級 21E21E 22E22E 23E23E 21E21E 22E22E 23E23E 中國核電 0.45 0.60 0.66 17.3 13.0 11.9 1.9 買入 太陽能 0.51 0.67 0.91 19.4 14.8 10.9 2.0 買入 來源：Wind，國聯證券研究所預測 注：股價為 2022 年 3 月 9 日收盤價 2022 年 03 月 09 日 投資建議

6、：投資建議： 強于大市強于大市 上次建議：上次建議： 強于大市強于大市 行業相對行業相對市場市場走勢走勢 Table_First|Table_Author 袁澎 袁澎 相關報告相關報告 1、 技術升級疊加規模效應 電機行業拐點將至一 2022.03.06 2、 新型電力系統：能源革命的必選項一2022.02.21 3、 將成長進行到底一 2021.12.27 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 -40.00%-20.00%0.00%20.00%40.00%60.00%電力 滬深300 2 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究行業深度研究 正文目錄正文目錄 1.1. 投資聚焦投資聚焦 . 4 4

7、 2.2. 電價上漲提振綠電運營商業績電價上漲提振綠電運營商業績 . 5 5 2.1. 外盤高企和進口銳減支撐煤價 . 5 2.2. 動力煤國家調控空間有限 . 7 2.3. 多個外輸電大省遭遇發用電增速剪刀差 . 8 2.4. 電力市場化改革讓電煤成本順利傳導 . 8 2.5. 火電企業正處于盈虧平衡狀態 . 9 3.3. 新能源運營商乘市場化改革之風新能源運營商乘市場化改革之風 . 1010 3.1. 交易風格變化對運營商沖擊較弱 . 10 3.2. 綠電交易已具備強政策基礎 . 12 3.3. 各省市綠電交易方興未艾 . 13 3.4. 綠電交易將充分展現綠電的環境價值 . 14 3.5

8、. 新能源建設是十四五規劃投資主線 . 15 3.6. 碳減排工具進一步降低綠電貸款成本 . 18 3.7. 補貼拖欠不會再惡化基本面 . 19 4.4. 推薦標的：中國核電、太陽能推薦標的：中國核電、太陽能 . 2020 4.1. 中國核電：加速向綜合綠電運營商轉型 . 21 4.2. 太陽能：光伏運維龍頭企業 . 26 5.5. 風險提示風險提示 . 2929 圖表目錄圖表目錄 圖表圖表1：2021年初以來秦皇島動力煤價格（單位：元年初以來秦皇島動力煤價格（單位：元/噸）噸） . 5 圖表圖表2：2018-2021年我國每月動力煤進口量（單位：萬噸）年我國每月動力煤進口量（單位：萬噸） .

9、 6 圖表圖表3：2021年我國動力煤進口結構年我國動力煤進口結構 . 6 圖表圖表4：俄羅斯動力煤價格：俄羅斯動力煤價格 . 6 圖表圖表5：從：從2021年初至今國內外動力煤價情況（單位：元年初至今國內外動力煤價情況（單位：元/噸）噸）. 7 圖表圖表6：發改委對于各地動力煤坑口價的指導區間：發改委對于各地動力煤坑口價的指導區間 . 7 圖表圖表7：我國外輸電省份：我國外輸電省份2020及及2021年發用電和增速情況（單位：億千瓦時）年發用電和增速情況（單位：億千瓦時） . 8 圖表圖表8：江蘇省市場化交易月度集中競價電價（單位：元：江蘇省市場化交易月度集中競價電價（單位：元/MWh） .

10、 9 圖表圖表9：1000MW超超臨界機組凈利率敏感性分析（超超臨界機組凈利率敏感性分析（1） . 9 圖表圖表10：1000MW超超臨界機組凈利率敏感性分析（超超臨界機組凈利率敏感性分析（2） . 10 圖表圖表11：光伏行業個股基金持倉比例與：光伏行業個股基金持倉比例與2022年漲跌幅關系年漲跌幅關系 . 10 圖表圖表12：風電行業個股基金持倉比例與：風電行業個股基金持倉比例與2022年漲跌幅關系年漲跌幅關系 . 11 圖表圖表13：鋰電行業個股基金持倉比例與：鋰電行業個股基金持倉比例與2022年漲跌幅關系年漲跌幅關系 . 11 圖表圖表14：運營商賽道相對其他行業不擁擠：運營商賽道相對

11、其他行業不擁擠 . 12 圖表圖表15：綠電交易已具備強政：綠電交易已具備強政策基礎策基礎 . 12 圖表圖表16：2021年中國綠電采購企業排行（年中國綠電采購企業排行（GWh） . 13 圖表圖表17：2022年企業綠電交易購買規劃（年企業綠電交易購買規劃（GWh） . 13 圖表圖表18：部分省市首次綠電交易情況：部分省市首次綠電交易情況 . 14 圖表圖表19：2022年年度交易江蘇、廣東綠電交易溢價超年年度交易江蘇、廣東綠電交易溢價超0.06元元/kWh . 15 圖表圖表20：各發電集團及旗下上市公司新能源十四五規：各發電集團及旗下上市公司新能源十四五規劃劃 . 16 圖表圖表21

12、：各電力央企上市公司十四五新能源裝機規劃（單位：萬千瓦）：各電力央企上市公司十四五新能源裝機規劃（單位：萬千瓦） . 17 圖表圖表22：綠電運營商上市公司估值及財務情況（億元）：綠電運營商上市公司估值及財務情況（億元） . 18 營商長期貸款和債券情況（單位：億元）營商長期貸款和債券情況（單位：億元） . 18 sYpVPBeYkXMB9PbP8OpNpPsQmOeRrRmPlOoPrR9PoOzQvPmMtOvPtOsM 3 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究行業深度研究 圖表圖表24：我國主要銀行：我國主要銀行2021年碳減排貸款情況（單位：億元）年碳減排貸款情況（單位：億元）

13、. 19 圖表圖表25：我國部分新能源運營商應收補貼情況（單位：億元）：我國部分新能源運營商應收補貼情況（單位：億元） . 20 圖表圖表26：2015-2021年前三季度營業收入及增速年前三季度營業收入及增速 . 21 圖表圖表27：2015-2021年前三季度歸母凈利潤及增速年前三季度歸母凈利潤及增速 . 21 圖表圖表28：2015-2021年前三季度公司盈利能力情況年前三季度公司盈利能力情況 . 22 圖表圖表29：公司控費效果明顯，加大研發投入：公司控費效果明顯，加大研發投入 . 22 圖表圖表30：中國核電：中國核電WANO指數和滿分機組數量指數和滿分機組數量 . 22 圖表圖表3

14、1：公司核電機組利用小時數創新高：公司核電機組利用小時數創新高 . 22 圖表圖表32：2015-2020年公司每股現金分紅和比例（單位：元年公司每股現金分紅和比例（單位：元/股）股） . 22 圖表圖表33：公司市場化交易電量及比例（單位：億：公司市場化交易電量及比例（單位：億kWh） . 23 圖表圖表34：2021年公司核電機組高效運行年公司核電機組高效運行 . 24 圖表圖表35：2021年公司核電機組高效運行年公司核電機組高效運行 . 25 圖表圖表36：中國核電可比公司估值表：中國核電可比公司估值表 . 26 圖表圖表37：中國核電絕對估值表：中國核電絕對估值表 . 26 圖表圖表

15、38：2016-2021H1公司營收情況（單位：億元）公司營收情況（單位：億元） . 27 圖表圖表39：2016-2021H1歸母凈利情況（單位：億元）歸母凈利情況（單位：億元） . 27 圖表圖表40：光伏發電光伏發電CCER計算計算 . 27 圖表圖表41：公司各電站運營大區和項目公司電站裝機規模（單位：公司各電站運營大區和項目公司電站裝機規模（單位：MW） . 28 圖表圖表42：公司營業收入預測（單位：百萬元）：公司營業收入預測（單位：百萬元） . 28 圖表圖表43：公司盈利預測與估值表（單位：百萬元）：公司盈利預測與估值表（單位：百萬元） . 29 圖表圖表44：太陽能可比公司估

16、值表：太陽能可比公司估值表 . 29 4 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究行業深度研究 1. 投資聚焦投資聚焦 新能源運營商乘電力市場化改革東風，核電、綠電有望跟隨火電價格上漲，綠電交易試點完成后各省綠電交易發展方興未艾， 十四五期間超 300%的新能源裝機增長空間為轉型運營商不斷注入增長性。 研究背景研究背景 2022 年初以來，受美聯儲加息預期影響，以成長風格為標簽的新能源賽道出現大幅回調。 成長股回調幅度在某種程度上與基金持倉比例相關， 前期新能源行業的翹楚光伏、風電、鋰電行業 2022 年平均累計跌幅達 10.96%、10.83%、15.31%。在全球不確定性加劇情況下，成長

17、股的估值體系受到壓制。 不同于市場的觀點不同于市場的觀點 市場普遍認為綠電運營商主要靠資本開支驅動， 忽略了存量資產的盈利變化。 當前市場主流觀點是預計十四五期間核電每年新增開工 6-8 臺機組， 但忽略了當下綠色電力市場化交易的起點，電力市場化改革背景下，核電價格跟隨火電價格上漲，同時綠電的環境價值逐漸展現，綠電需求側和供給側通路成功打通，水到渠成之下，正是綠電新基建估值和價值的雙重起點。 核心邏輯核心邏輯 新基建是新基建是 2022 年年主要投資方向。主要投資方向。兩會提出要推進風光大基地建設，穩增長背景下，1 月社融大幅增長，新能源作為新基建重要方向獲得資金支撐。 融資成本下降。融資成本

18、下降。央行在 2021 年 11 月推出碳減排支持工具，按貸款本金 60%支持，1 年期利率 1.75%，當前已經開始實施。 運營商運營商受市場交易風格變化沖擊較弱。受市場交易風格變化沖擊較弱。強加息預期下，納指下跌，對成長股估值體系產生沖擊，綠電運營商持倉比例較低，受交易風格變化影響較小。 供給釋放推進成本端持續優化。供給釋放推進成本端持續優化。硅料產能陸續釋放，風電大型化持續推進，疊加各環節積極擴產，供給緊張狀況緩解，產業鏈利潤將向下游傳遞，光伏、風電成本下降，運營商成本端持續優化。 收入端支撐力度強，進入電價上漲周期。收入端支撐力度強，進入電價上漲周期。上網電價對標火電電價，邊際上由煤價

19、決定電價水平，能耗雙控下煤價處于高位較難下降，電力需求保持旺盛，尤其是綠電需求，支撐交易電價上行。 5 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究行業深度研究 2. 電價上漲提振綠電運營商業績電價上漲提振綠電運營商業績 2.1. 外盤高企和進口銳減支撐煤價外盤高企和進口銳減支撐煤價 根據中電聯 2021 年電力工業統計快報，2021 年我國火電發電量 56463 億千瓦時，占總發電量的 67.4%?；痣姵袚{峰和保供的重任，將在未來很長一段時間內仍為我國主要發電來源。 2021 年受疫情恢復和外貿出口繁榮驅動，我國全社會用電量激增 10.3%。疊加“雙碳政策”執行導致的國內動力煤產量不升反降

20、，從 2021 年 9 月上旬開始，我國動力煤價格一路高歌猛進，最高漲至 2593 元/噸，年內最高漲幅超 229%。近期煤價近期煤價企穩反彈，意味著當前是減碳與保供的平衡點。企穩反彈，意味著當前是減碳與保供的平衡點。 圖表圖表1：2021年初以來秦皇島動力煤價格（單位：元年初以來秦皇島動力煤價格（單位：元/噸）噸） 來源：Wind，國聯證券研究所 根據我國往年煤炭進口量變化， 在夏季用電高峰之后， 我國每月煤炭進口量會逐月遞減，但自 2021 年 5 月以來，煤炭月進口量呈現上升趨勢，電煤供需偏緊，各火電廠電煤庫存逐月下降。 2021 年我國煤炭進口量 2.05 億噸，創下 2017 年以來

21、的新高，約占我國電煤消耗總量的 12%。動力煤進口量高點已現，動力煤進口量高點已現，2022 年我國煤炭進口量年我國煤炭進口量預計將會減少預計將會減少。 788 2,593 790 1,000 05001,0001,5002,0002,5003,000市場價:動力煤(Q5500,山西產):秦皇島 6 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究行業深度研究 圖表圖表2：2018-2021年我國每月動力煤進口量（單位：萬噸）年我國每月動力煤進口量（單位：萬噸） 來源：Wind，國聯證券研究所 受俄烏沖突和全球雙碳政策受俄烏沖突和全球雙碳政策引導，海外煤價今年將維持高位，增大國內動力煤引導，海外煤價

22、今年將維持高位，增大國內動力煤進口市場邊際價格。進口市場邊際價格。2021 年，俄動力煤占我國總進口的 39.64%，是第一大來源，但僅占我國電煤消費量的1.45%。 根據百川孚盈數據， 當前俄羅斯動力煤價 （Q5500）為 639 元/噸。 我國動力煤價格處于全球最低水平我國動力煤價格處于全球最低水平，海外高煤價將提升我國煤炭進口成本，海外高煤價將提升我國煤炭進口成本。截至 2022 年 2 月 16 日，秦皇島山西產動力煤市場價格 1000 元/噸，廣州港印尼煤價 1155 元/噸，澳大利亞紐卡斯爾動力煤現貨價 1495 元/噸，南非煤理查德動力煤現貨價 1431 元/噸，歐洲 ARA 港

23、動力煤現貨價 1238 元/噸，我國煤價處于全球低位。 2022年電力供需趨于平衡。年電力供需趨于平衡。 根據中電聯對2022年度全國電力供需形式的測算，預計 2022 年全社會用電量 8.7-8.8 萬億千瓦時，同比增長 5-6%，政府工作報告給出 2022 年 GDP 增速目標 5.5%，用電量增速往往略高于 GDP 增速，且各季度用電量增速總體呈逐季上升態勢。 050010001500200025001月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 2018201920202021圖表圖表3：2021年我國動力煤進口結構年我國動力煤進口結構 圖表圖表4：俄羅斯

24、動力煤價格俄羅斯動力煤價格 來源：Wind，國聯證券研究所 來源：百川孚盈，國聯證券研究所 39.64% 36.84% 8.43% 6.73% 4.07% 1.86% 2.43% 俄羅斯 印度尼西亞 南非 澳大利亞 哥倫比亞 蒙古 其他 981 475 639 02004006008001,0001,2002021/3/22021/6/22021/9/22021/12/2俄羅斯動力煤價格（元/噸） 7 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究行業深度研究 圖表圖表5：從：從2021年初至今國內外動力煤價情況（單位：元年初至今國內外動力煤價情況（單位：元/噸）噸） 來源：Wind，國聯證券研究

25、所 注：價格數據截至 2022 年 2 月 16 日 2.2. 動力煤國家調控空間有限動力煤國家調控空間有限 2022 年 2 月 24 日，國家發改委發布關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知 ，明確提出引導動力煤價格在合理區間運行，完善煤、電價格傳導機制，保障能源安全穩定供應，推動煤、電上下游協調高質量發展。文件明確指出秦皇島港下水煤 5500 千卡中長期交易含稅價格在每噸 570-770 元之間較為合理， 秦皇島港一月份平倉長協價在 725 元/噸左右（較指導區間下限 570 元/噸存在 20%下跌空間） ，完全符合政策要求。 在 2021 年年中限電出現后，2021 年 7、8 月煤

26、炭保供政策開始執行，動力煤價格一路從 2593 元/噸下降至最低 790 元/噸，但供給端已經得到充分釋放，后續供給端繼續放松空間減弱。我們認為這次煤炭長協政策主要是為了壓住煤價再次上漲的我們認為這次煤炭長協政策主要是為了壓住煤價再次上漲的勢頭，提高動力煤交易長協履約率勢頭，提高動力煤交易長協履約率，煤價仍有較強支撐，但由于供給端的限制，以，煤價仍有較強支撐，但由于供給端的限制，以及穩增長下用電需求的剛性，煤價調控空間非常有限及穩增長下用電需求的剛性，煤價調控空間非常有限。 圖表圖表6：發改委對于各地動力煤坑口價的指導區間發改委對于各地動力煤坑口價的指導區間 地區地區 熱值熱值 價格合理區間（

27、元價格合理區間（元/ /噸）噸） 山西 5500 千卡 370-570 陜西 5500 千卡 320-520 蒙西 5500 千卡 260-460 蒙東 3500 千卡 200-300 來源：國家發改委，國聯證券研究所 注：動力煤價格含稅 05001,0001,5002,0002,5003,000紐卡斯爾NEWC動力煤現貨價 理查德RB動力煤現貨價 歐洲ARA港動力煤現貨價 市場價:動力煤(Q5500,山西產):秦皇島 廣州港:庫提價:印尼煤(Q5500) 8 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究行業深度研究 2.3. 多個外輸電大省遭遇發用電增速剪刀差多個外輸電大省遭遇發用電增速剪刀差

28、 我國東南沿海省份經濟相對發達， 各類型工業、 商業規模龐大， 用電量相對較大。因此所有沿海省份均處于本省電力無法滿足本省電力需求的情況。 在之前電力供應相對寬松的階段，西南水電、西北風電、光伏成本相對更低，東西互補屬于一種合理的經濟分工。 如如 2021 年江蘇省、 山東省、 廣東省、 浙江省外輸電占比分別高達年江蘇省、 山東省、 廣東省、 浙江省外輸電占比分別高達 18.57%、21.33%、22.26%、27.13%。 但在 2021 年煤價飆升階段，東部各省發電量緊跟用電量增速，而西部傳統外輸大省發電量遠不及其本省用電量增速，從而產生了發從而產生了發、用電增速的剪刀差，外輸電量用電增速

29、的剪刀差，外輸電量占比陡然下降，邊際供給不足占比陡然下降，邊際供給不足造成的供需失衡造成的供需失衡成為了東部省份電煤成本能夠順利傳成為了東部省份電煤成本能夠順利傳導至導至電價的另一重要原因。電價的另一重要原因。 圖表圖表7：我國外輸電省份我國外輸電省份2020及及2021年發用電和增速情況（單位：億千瓦時）年發用電和增速情況（單位：億千瓦時） 省份省份 用電量用電量 發電量發電量 用電增用電增速速 發電增發電增速速 外輸外輸 20202020 20212021 20202020 20212021 寧夏 1038.2 1158.0 1882.4 2007.4 11.54% 6.64% 42.31

30、% 云南 2025.7 2138.3 3674.4 3434.3 5.56% -6.54% 37.74% 內蒙古 3900.5 3957.0 5811.0 5952.6 1.45% 2.44% 33.52% 山西 2341.7 2607.9 3503.5 3734.4 11.37% 6.59% 30.17% 新疆 2988.3 3311.1 4121.9 4578.1 10.80% 11.07% 27.68% 陜西 1740.9 1966.0 2379.4 2615.8 12.93% 9.93% 24.84% 四川 2865.2 3275.0 4182.3 4329.5 14.30% 3.52

31、% 24.36% 貴州 1586.1 1743.0 2305.4 2239.0 9.89% -2.88% 22.15% 湖北 2144.2 2471.5 3015.8 3149.2 15.27% 4.42% 21.52% 甘肅 1375.7 1495.0 1762.4 1724.6 8.67% -2.14% 13.31% 吉林 805.4 843.2 1018.8 959.6 4.69% -5.81% 12.13% 安徽 2427.5 2715.5 2809.0 2911.9 11.86% 3.66% 6.75% 黑龍江 1014.4 1089.0 1137.8 1144.9 7.35% 0.

32、62% 4.88% 青海 742.01 858 951.95 887.1 15.63% -6.81% 3.28% 來源：國家統計局，國聯證券研究所 2.4. 電力市場化改革讓電煤成本順利傳導電力市場化改革讓電煤成本順利傳導 2021 年 10 月 11 日，國家發改委下發國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知指出“燃煤發電電量原則上全部進入電力市場全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價” 、 “將燃煤發電市場交易價格浮動范圍擴大為上下浮動原則上均不超過 20%” 、 “高耗能企業市場交易電價、電力現貨價格不受 20%幅度限制” 。 電力市場

33、化改革促使電力市場化改革促使動力煤成本順利傳導。動力煤成本順利傳導。 通知出臺后， 各省立即出臺相關政策響應。江蘇、福建、廣東等多個經濟發達的省份當月燃煤電價市場化交易從折價狀態立馬切換至上浮，其中江蘇省上浮幅度即到達 20%。 僅僅 2021 年年 10 月單月，江蘇省集中競價電價從平價狀態月單月，江蘇省集中競價電價從平價狀態 389 元元/MWh 上浮上浮 20%Wh，江蘇省市場化交易電價由此開啟，江蘇省市場化交易電價由此開啟上浮上浮 20%的的時代。時代。 9 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究行業深度研究 圖表圖表8：江蘇省市場化交易月度集中競價電價（江蘇省市場化交易月度集中競

34、價電價（單位：單位：元元/MWh） 來源：江蘇省電力交易中心，國聯證券研究所 2.5. 火電企業正處于盈虧平衡狀態火電企業正處于盈虧平衡狀態 大部分火電企業仍處于大部分火電企業仍處于微微虧狀態運營。虧狀態運營。根據火電企業的典型指標，通過對1000MW 的超超臨界火電機組盈利進行測算，結果顯示，當動力煤價格處于 900 元/噸左右，機組處于盈虧平衡狀態。但由于超超臨界機組作為新機組，其效率更高、度電耗煤更低，因此凈利率相對較高；而火電企業資產中不乏運行超過 20 年的老舊機組，人工、運維費用和高耗煤對企業現金流拖累較大。 并且在能耗雙控向碳排放總量控制轉變過程中， 由于發電領域中火電碳排放量最

35、高，利用小時數受到壓制，高煤價、低利用小時數造成了火電企業盈利大幅縮減。高煤價、低利用小時數造成了火電企業盈利大幅縮減。如如火電頭部公司華能國際和華電國際火電頭部公司華能國際和華電國際 1 月份發布公告月份發布公告，2021 年歸母凈利潤分別預虧年歸母凈利潤分別預虧98-117 億元、億元、 45-53 億元。億元。 圖表圖表9：1000MW超超臨界機組凈利率敏感性分析（超超臨界機組凈利率敏感性分析（1） 凈利率（凈利率（% %） 標煤折算價（元標煤折算價（元/ /噸，含稅）噸，含稅） 700700 800800 900900 10001000 11001100 12001200 上網電價 （

36、元上網電價 （元/k/kW Wh h） 0.390.39 9.43% 3.96% -2.01% -9.29% -16.58% -23.87% 0.400.40 10.86% 5.53% 0.20% -6.84% -13.94% -21.05% 0.410.41 12.22% 7.02% 1.82% -4.50% -11.43% -18.36% 0.420.42 13.52% 8.45% 3.37% -2.27% -9.04% -15.81% 0.430.43 14.76% 9.80% 4.84% -0.15% -6.76% -13.37% 0.440.44 15.94% 11.10% 6.25

37、% 1.41% -4.58% -11.04% 來源：國聯證券研究所測算 365 384.5 384.5 360 333 333 333 371 356 335 335 333 382 391 379 371 370 373 377 380 389 389 469 468 463.5 467 0501001502002503003504004505001月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 20202021 10 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究行業深度研究 圖表圖表10：1000MW超超臨界機組凈利率敏感性分析（超超臨界機組凈利率敏感性分析（2）

38、 凈利率（凈利率（% %） 標煤折算價（元標煤折算價（元/ /噸，含稅）噸，含稅） 700700 800800 900900 10001000 11001100 12001200 利用小時利用小時數數 40004000 13.07% 8.00% 2.92% -2.87% 9.64% -16.40% 41004100 13.30% 8.23% 3.15% -2.56% -9.33% -16.10% 42004200 13.52% 8.45% 3.37% -2.27% -9.04% -15.81% 43004300 13.73% 8.65% 3.58% -2.00% -8.76% -15.53%

39、44004400 13.93% 8.85% 3.78% -1.73% -8.50% -15.26% 45004500 14.12% 9.04% 3.97% -1.48% -8.24% -15.01% 來源：國聯證券研究所測算 3. 新能源運營商乘市場化改革之風新能源運營商乘市場化改革之風 3.1. 交易風格變化對運營商沖擊較弱交易風格變化對運營商沖擊較弱 2022 年初以來，以成長風格為標簽的新能源賽道遭受大幅度回調。強加息預期下， 納指下跌， 對成長股估值體系產生沖擊， 。 前期新能源行業的翹楚光伏、 風電、鋰電行業 2022 年平均累計跌幅達 10.96%、10.83%、15.31%。市場

40、交易風格的切市場交易風格的切換，個股的回撤幅度在換，個股的回撤幅度在某種某種程度上與基金持倉比例、賽道擁擠相關。程度上與基金持倉比例、賽道擁擠相關。 （注：基金持股比例=基金持股/流通 A 股*100%，基金持股為公開可獲得數據的求和） 圖表圖表11：光伏行業個股基金持倉比例與光伏行業個股基金持倉比例與2022年漲跌幅關系年漲跌幅關系 來源：Wind，國聯證券研究所 注：漲跌幅數據截至 2022 年 3 月 9 日，基金持股比例=基金持股/流通 A 股*100%，基金持股為公開可獲得數據的求和 11 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究行業深度研究 圖表圖表12：風電行業個股基金持倉比例

41、與風電行業個股基金持倉比例與2022年漲跌幅關系年漲跌幅關系 來源：Wind，國聯證券研究所 注：漲跌幅數據截至 2022 年 3 月 9 日，基金持股比例=基金持股/流通 A 股*100%，基金持股為公開可獲得數據的求和 圖表圖表13：鋰電行業個股基金持倉比例與鋰電行業個股基金持倉比例與2022年漲跌幅關系年漲跌幅關系 來源：Wind，國聯證券研究所 注：漲跌幅數據截至 2022 年 3 月 9 日，基金持股比例=基金持股/流通 A 股*100%，基金持股為公開可獲得數據的求和 12 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究行業深度研究 綠電運營商綠電運營商 2021 年年 Q4 基金持倉

42、比例仍然處于低位，基金持倉比例仍然處于低位，或為或為均衡風格下的優選方均衡風格下的優選方向向，適合 2022 年上半年穩增長、偏絕對收益的投資主線。截止 2021Q4，運營商基金平均持倉 1.96%，遠低于光伏、風電、鋰電行業的 6.10%、4.95%、7.6%。除去除去基金持倉比例較高的三峽能源基金持倉比例較高的三峽能源（8.42%）和華能國際（）和華能國際（5.52%） ，綠電運營商基金平） ，綠電運營商基金平均持倉比例均持倉比例僅僅為為 1.05%。 圖表圖表14：運營商賽道相對其他行業不擁擠：運營商賽道相對其他行業不擁擠 來源：Wind，國聯證券研究所 3.2. 綠電交易已具備強政策基

43、礎綠電交易已具備強政策基礎 2022 年 1 月 21 日， 國家發改委聯合其他六部門發布 促進綠色消費實施方案 ，從需求側進一步激發全社會綠色電力消費潛力。從需求側進一步激發全社會綠色電力消費潛力。 2022 年 1 月 28 日，發改委、國家能源局聯合印發加快建設全國統一電力市場體系的指導意見指出“到 2025 年，全國統一電力市場體系初步建成，跨省跨區資源市場化配置和綠色電力交易規模顯著提高，有利于新能源、儲能等發展的市場交綠色電力交易規模顯著提高，有利于新能源、儲能等發展的市場交易和價格機制初步形成易和價格機制初步形成” 、 “到 2030 年，全國統一電力市場體系基本建成，新能源全新

44、能源全面參與市場交易面參與市場交易” 。 圖表圖表15：綠電交易已具備強政策基礎綠電交易已具備強政策基礎 政策政策 政策內容政策內容 解讀解讀 促進綠色消費實施方案 統籌推動綠色電力交易、綠證交易。 未來綠電交易和綠證交易將同時存在，不同發電主體均能享受綠電溢價。 落實新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制要求。 全面放開新能源上游生產限制，降低生產成本。 研究在排放量核算中將綠色電力相關碳排放量予以扣減的可行性。 未來綠電市場和碳市場將徹底打通，即出售綠電和出售CCER 將二選其一。 引導用戶簽訂綠色電力交易合同。 將大幅提高綠電交易在市場化交易電量中的比例，增加新能源運營商的收入的

45、加穩定性、可預見性。 鼓勵企業消費綠色電力。 經濟發達省份起綠電消納的帶頭作用，以點帶面地從需6.10% 4.95% 7.60% 1.96% 0%1%2%3%4%5%6%7%8%光伏 風電 鋰電 電力運營商 2021Q4各行業基金平均持倉 13 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究行業深度研究 推動外向型企業較多、經濟承受能力較強的地區逐步提升綠色電力消費比例。 求側激發綠電交易。 各地可根據實際情況制定高耗能企業電力消費中綠色電力最低占比。 對消費綠色電力比例較高的用戶在實施需求側管理時優先保障。 電網優先保供綠電消納比例高的用戶，進一步激發高耗能、地區性用電緊張用戶消納綠電的積極性。

46、 加快建設全國統一電力市場體系的指導意見 改革完善煤電價格市場化形成機制，完善電價傳導機制。 高煤價時代，煤電成本將繼續順利傳導，電價將繼續維持上浮態勢。 開展綠色電力交易試點，以市場化方式發現綠色電力的環境價值，引導有需求的用戶直接購買綠色電力，做好綠色電力交易與綠證交易、碳排放權交易的有效銜接。 綠色電力交易從試點交易逐步走向成熟市場化交易，新能源電力消納量和價格將迎來雙升。 有序推動新能源參與電力市場交易，建立與新能源特性相適應的中長期電力交易機制，引導新能源簽訂較長期限的中長期合同。 加快建設國家電力市場。充分發揮北京、廣州電力交易中心作用，完善電力交易平臺運營管理和跨省跨區市場交易機

47、制。 建設國家電力市場將進一步發掘潛在新能源消費潛力。 來源：國家發改委，國家能源局，國聯證券研究所 綠電交易并非綠電交易并非政策強制推行，更確切的說法是需求側和供給側共同發展下的水政策強制推行，更確切的說法是需求側和供給側共同發展下的水到渠成。到渠成。近年來，越來越多的國內外企業購買綠電需求迫切，如寶馬汽車、巴斯夫等跨國企業提出在未來十幾年內實現 100%綠色電力生產的目標， 首鋼等傳統工業企業期待用綠電生產推動轉型升級， 我國許多出口型企業也希望用綠電生產來增強產品的國際競爭力。 綠電是滿足企業綠色轉型的剛需綠電是滿足企業綠色轉型的剛需，綠電交易是大勢所趨，綠電交易是大勢所趨。廣大企業希望

48、建立長效機制，愿意持續購買體現環境價值的綠電，同時獲得權威的綠電認證。2021 年作為云計算行業的代表阿里云購買了累計 269GWh 的綠色電力用以開展業務。騰訊更是披露其在 2022 年將消費 502GWh 的綠色電力。 3.3. 各省市綠電交易方興未艾各省市綠電交易方興未艾 圖表圖表16：2021年中國綠電采購企業排行年中國綠電采購企業排行（GWh） 圖表圖表17：2022年年企業綠電交易購買規劃（企業綠電交易購買規劃（GWh） 來源：彭博新能源財經，國聯證券研究所 來源：彭博新能源財經，國聯證券研究所 30 40 50 183 269 050100150200250300浙江銀泰百貨 燕

49、山石化 巨化集團 秦淮數據 阿里云 17 32 100 107 502 0100200300400500600鐵姆肯（無錫）軸承 陽光電源 科思創 揚子石化-巴斯夫 騰訊 14 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究行業深度研究 繼國家改革委、國家能源局批復綠色電力交易試點工作方案后，2021 年 9月 7 日，綠色電力交易試點啟動會在北京召開，這是啟動的首次綠色電力交易，共17 個省份 259 家市場主體參與，達成交易電量 79.35 億千瓦時，成交價格較當地電力中長期交易價格增加3-5分分/千瓦時千瓦時， 之后各省市陸續加入到綠電交易的大軍中來。 圖表圖表18：部分省市首次綠電交易情況

50、：部分省市首次綠電交易情況 省份省份 內容內容 時間時間 電量電量 ( (億億kWh)kWh) 價格價格 ( (元元/ /kWh)kWh) 基準電價基準電價( (元元/ /kWh)kWh) 溢價溢價 ( (元元/ /kWh)kWh) 國家 9 月 7 日，綠色電力交易試點啟動會在北京召開，這是啟動的首次綠色電力交易，共 17個省份 259 家市場主體參與。 2021 年 9 月 79.55 0.03-0.05 山東 山東 26 家市場主體參與首場綠色電力交易試點，交易電量 346 萬 kWh。 2021 年 9 月 0.035 0.3949 天津 天津市首筆綠電市場化交易。 2021 年 9