【研报】绿电：绿电运营商迎来戴维斯双击-国联证券.pdf-solarbe文库

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1 Ta ble _F irst T_First|Table_ReportType 证券研究报告行业深度研究 Tabl e_First|Tabl e_Summar y 电力设备与新能源行业绿电运营商迎来戴维斯双击投资要点  电价进入上涨周期，大幅提升绿电运营商业绩 2022年初，国内外煤价出现罕见的倒挂现象，当前处于减碳和保供的平衡点，国内动力煤价具备多因素强支撑。同时我国2022年电力需求保持旺盛，预计同比增长5-6，尤其是绿电需求不断扩张支撑交易电价上行。江苏省电价迎来了4个月接近20的上浮。经我们测算，目前绝大多数火电企业微亏区间，电价进入上涨周期，新能源运营商收入端具备成长性。  以绿电为代表的新基建是2022年主要投资方向，成长属性凸显两会明确提出推进大型风光基地建设，在稳增长背景下，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。新能源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。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。  绿电运营商是当下市场风格的优选 2022年初以来，强加息预期下，纳指下跌，以成长风格为标签的新能源赛道出现大幅度回调，光伏、锂电行业2022年平均累计跌幅达8.76、 12.25。绿电运营商2021年Q4基金平均持仓仅1.96，或为均衡风格下的优选方向。推荐标的  中国核电加速向综合绿电运营商转型我们预计到2025年底，公司核电/新能源装机量有望达到26/30GW，综合绿电运营属性愈发凸显，存量核电机组受益于交易电价上行。预计公司 2021-2023年营收分别为633.9/798.6/858.5亿元，归母净利润分别为 80.9/107.9/118.3亿元，对应PE为17.3/13.0/11.9倍，我们给予公司22年18 倍PE，目标价10.8元，给予“买入”评级。  太阳能光伏运维龙头企业我们预计公司2021-2023年营业收入分别为68.59/81.66/106.02亿元，归母净利润分别为15.40/20.13/27.43亿元，EPS分别为0.51/0.67/0.91元/股，三年CAGR为38.84，对应PE分别为19.4x/14.8x/10.9x。根据可比公司估值情况，我们给予公司22年19倍PE，目标价12.73元，给予“买入”评级。风险提示新能源政策发生较大变化；电力市场化交易改革不及预期。简称 EPS（元） PE（X） PB 评级 21E 22E 23E 21E 22E 23E 中国核电 0.45 0.60 0.66 17.3 13.0 11.9 1.9 买入太阳能 0.51 0.67 0.91 19.4 14.8 10.9 2.0 买入来源Wind，国联证券研究所预测注股价为2022年3月9日收盘价 Tabl e_First|Tabl e_R eportD ate 2022年03月09日 Tabl e_First|Tabl e_Rati ng 投资建议强于大市上次建议强于大市 Tabl e_First|Tabl e_C hart 行业相对市场走势 Tabl e_First|Tabl e_Author 分析师贺朝晖执业证书编号S0590521100002 邮箱hezhglsc.com.cn 分析师吴程浩执业证书编号S0590518070002 邮箱wuchglsc.com.cn Tabl e_First|Tabl e_Contacter 联系人袁澎邮箱 yuanpglsc.com.cn 联系人黄程保邮箱 huangcbglsc.com.cn 联系人华庆袁澎邮箱 huaqglsc.com.cn 联系人梁丰铄袁澎邮箱 liangfsglsc.com.cn Tabl e_First|Tabl e_Rel ateRepor t 相关报告 1、技术升级叠加规模效应电机行业拐点将至一2022.03.06 2、新型电力系统能源革命的必选项一 2022.02.21 3、将成长进行到底一2021.12.27 请务必阅读报告末页的重要声明 -40.00 -20.00 0.00 20.00 40.00 60.00 电力沪深300 2 请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究正文目录 1. 投资聚焦 4 2. 电价上涨提振绿电运营商业绩 5 2.1. 外盘高企和进口锐减支撑煤价 . 5 2.2. 动力煤国家调控空间有限 . 7 2.3. 多个外输电大省遭遇发用电增速剪刀差 . 8 2.4. 电力市场化改革让电煤成本顺利传导 8 2.5. 火电企业正处于盈亏平衡状态 . 9 3. 新能源运营商乘市场化改革之风 . 10 3.1. 交易风格变化对运营商冲击较弱 10 3.2. 绿电交易已具备强政策基础 . 12 3.3. 各省市绿电交易方兴未艾 . 13 3.4. 绿电交易将充分展现绿电的环境价值 14 3.5. 新能源建设是十四五规划投资主线 15 3.6. 碳减排工具进一步降低绿电贷款成本 18 3.7. 补贴拖欠不会再恶化基本面 . 19 4. 推荐标的中国核电、太阳能 . 20 4.1. 中国核电加速向综合绿电运营商转型 . 21 4.2. 太阳能光伏运维龙头企业 . 26 5. 风险提示 . 29 图表目录图表12021年初以来秦皇岛动力煤价格（单位元/吨） 5 图表22018-2021年我国每月动力煤进口量（单位万吨） . 6 图表32021年我国动力煤进口结构 6 图表4俄罗斯动力煤价格 6 图表5从2021年初至今国内外动力煤价情况（单位元/吨） 7 图表6发改委对于各地动力煤坑口价的指导区间 . 7 图表7我国外输电省份2020及2021年发用电和增速情况（单位亿千瓦时） 8 图表8江苏省市场化交易月度集中竞价电价（单位元/MWh） . 9 图表91000MW超超临界机组净利率敏感性分析（1） . 9 图表101000MW超超临界机组净利率敏感性分析（2） . 10 图表11光伏行业个股基金持仓比例与2022年涨跌幅关系 10 图表12风电行业个股基金持仓比例与2022年涨跌幅关系 11 图表13锂电行业个股基金持仓比例与2022年涨跌幅关系 11 图表14运营商赛道相对其他行业不拥挤 12 图表15绿电交易已具备强政策基础 . 12 图表162021年中国绿电采购企业排行（GWh） 13 图表172022年企业绿电交易购买规划（GWh） 13 图表18部分省市首次绿电交易情况 . 14 图表192022年年度交易江苏、广东绿电交易溢价超0.06元/kWh . 15 图表20各发电集团及旗下上市公司新能源十四五规划 16 图表21各电力央企上市公司十四五新能源装机规划（单位万千瓦） 17 图表22绿电运营商上市公司估值及财务情况（亿元） 18 图表23部分运营商长期贷款和债券情况（单位亿元） 18 3 请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表24我国主要银行2021年碳减排贷款情况（单位亿元） 19 图表25我国部分新能源运营商应收补贴情况（单位亿元） . 20 图表262015-2021年前三季度营业收入及增速 . 21 图表272015-2021年前三季度归母净利润及增速 . 21 图表282015-2021年前三季度公司盈利能力情况 . 22 图表29公司控费效果明显，加大研发投入 22 图表30中国核电WANO指数和满分机组数量 . 22 图表31公司核电机组利用小时数创新高 22 图表322015-2020年公司每股现金分红和比例（单位元/股） 22 图表33公司市场化交易电量及比例（单位亿kWh） . 23 图表342021年公司核电机组高效运行 24 图表352021年公司核电机组高效运行 25 图表36中国核电可比公司估值表 . 26 图表37中国核电绝对估值表 26 图表382016-2021H1公司营收情况（单位亿元） . 27 图表392016-2021H1归母净利情况（单位亿元） . 27 图表40光伏发电CCER计算 . 27 图表41公司各电站运营大区和项目公司电站装机规模（单位MW） . 28 图表42公司营业收入预测（单位百万元） . 28 图表43公司盈利预测与估值表（单位百万元） . 29 图表44太阳能可比公司估值表 . 29 4 请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究 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。 5 请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究 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。图表12021年初以来秦皇岛动力煤价格（单位元/吨）来源Wind，国联证券研究所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。 788 2,593 790 1,000 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 市场价动力煤Q5500,山西产秦皇岛 6 请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表22018-2021年我国每月动力煤进口量（单位万吨）来源Wind，国联证券研究所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（Q5500）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。 0 500 1000 1500 2000 2500 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 2018 2019 2020 2021 图表32021年我国动力煤进口结构图表4俄罗斯动力煤价格来源Wind，国联证券研究所来源百川孚盈，国联证券研究所 39.64 36.84 8.43 6.73 4.07 1.86 2.43 俄罗斯印度尼西亚南非澳大利亚哥伦比亚蒙古其他 981 475 639 0 200 400 600 800 1,000 1,200 2021/3/2 2021/6/2 2021/9/2 2021/12/2 俄罗斯动力煤价格（元/吨） 7 请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表5从2021年初至今国内外动力煤价情况（单位元/吨）来源Wind，国联证券研究所注价格数据截至2022年2月16日 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。图表6发改委对于各地动力煤坑口价的指导区间地区热值价格合理区间（元/吨）山西 5500千卡 370-570 陕西 5500千卡 320-520 蒙西 5500千卡 260-460 蒙东 3500千卡 200-300 来源国家发改委，国联证券研究所注动力煤价格含税 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 纽卡斯尔NEWC动力煤现货价理查德RB动力煤现货价欧洲ARA港动力煤现货价市场价动力煤Q5500,山西产秦皇岛广州港库提价印尼煤Q5500 8 请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究 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。图表7我国外输电省份2020及2021年发用电和增速情况（单位亿千瓦时）省份用电量发电量用电增速发电增速外输 2020 2021 2020 2021 宁夏 1038.2 1158.0 1882.4 2007.4 11.54 6.64 42.31 云南 2025.7 2138.3 3674.4 3434.3 5.56 -6.54 37.74 内蒙古 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 陕西 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 24.36 贵州 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 甘肃 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 黑龙江 1014.4 1089.0 1137.8 1144.9 7.35 0.62 4.88 青海 742.01 858 951.95 887.1 15.63 -6.81 3.28 来源国家统计局，国联证券研究所 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。 9 请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表8江苏省市场化交易月度集中竞价电价（单位元/MWh）来源江苏省电力交易中心，国联证券研究所 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。图表91000MW超超临界机组净利率敏感性分析（1）净利率（）标煤折算价（元/吨，含税） 700 800 900 1000 1100 1200 上网电价（元 /kWh） 0.39 9.43 3.96 -2.01 -9.29 -16.58 -23.87 0.40 10.86 5.53 0.20 -6.84 -13.94 -21.05 0.41 12.22 7.02 1.82 -4.50 -11.43 -18.36 0.42 13.52 8.45 3.37 -2.27 -9.04 -15.81 0.43 14.76 9.80 4.84 -0.15 -6.76 -13.37 0.44 15.94 11.10 6.25 1.41 -4.58 -11.04 来源国联证券研究所测算 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 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 2020 2021 10 请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表101000MW超超临界机组净利率敏感性分析（2）净利率（）标煤折算价（元/吨，含税） 700 800 900 1000 1100 1200 利用小时数 4000 13.07 8.00 2.92 -2.87 9.64 -16.40 4100 13.30 8.23 3.15 -2.56 -9.33 -16.10 4200 13.52 8.45 3.37 -2.27 -9.04 -15.81 4300 13.73 8.65 3.58 -2.00 -8.76 -15.53 4400 13.93 8.85 3.78 -1.73 -8.50 -15.26 4500 14.12 9.04 3.97 -1.48 -8.24 -15.01 来源国联证券研究所测算 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。（注基金持股比例基金持股/流通A股*100，基金持股为公开可获得数据的求和）图表11光伏行业个股基金持仓比例与2022年涨跌幅关系来源Wind，国联证券研究所注涨跌幅数据截至2022年3月9日，基金持股比例基金持股/流通A股*100，基金持股为公开可获得数据的求和 11 请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表12风电行业个股基金持仓比例与2022年涨跌幅关系来源Wind，国联证券研究所注涨跌幅数据截至2022年3月9日，基金持股比例基金持股/流通A股*100，基金持股为公开可获得数据的求和图表13锂电行业个股基金持仓比例与2022年涨跌幅关系来源Wind，国联证券研究所注涨跌幅数据截至2022年3月9日，基金持股比例基金持股/流通A股*100，基金持股为公开可获得数据的求和 12 请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究绿电运营商2021年Q4基金持仓比例仍然处于低位，或为均衡风格下的优选方向，适合2022年上半年稳增长、偏绝对收益的投资主线。截止2021Q4，运营商基金平均持仓 1.96，远低于光伏、风电、锂电行业的 6.10、4.95、7.6。除去基金持仓比例较高的三峡能源（8.42）和华能国际（5.52），绿电运营商基金平均持仓比例仅为1.05。图表14运营商赛道相对其他行业不拥挤来源Wind，国联证券研究所 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”。图表15绿电交易已具备强政策基础政策政策内容解读促进绿色消费实施方案统筹推动绿色电力交易、绿证交易。未来绿电交易和绿证交易将同时存在，不同发电主体均能享受绿电溢价。落实新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制要求。全面放开新能源上游生产限制，降低生产成本。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。未来绿电市场和碳市场将彻底打通，即出售绿电和出售 CCER将二选其一。引导用户签订绿色电力交易合同。将大幅提高绿电交易在市场化交易电量中的比例，增加新能源运营商的收入的加稳定性、可预见性。鼓励企业消费绿色电力。经济发达省份起绿电消纳的带头作用，以点带面地从需 6.10 4.95 7.60 1.96 0 1 2 3 4 5 6 7 8 光伏风电锂电电力运营商 2021Q4各行业基金平均持仓 13 请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿色电力消费比例。求侧激发绿电交易。各地可根据实际情况制定高耗能企业电力消费中绿色电力最低占比。对消费绿色电力比例较高的用户在实施需求侧管理时优先保障。电网优先保供绿电消纳比例高的用户，进一步激发高耗能、地区性用电紧张用户消纳绿电的积极性。加快建设全国统一电力市场体系的指导意见改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制。高煤价时代，煤电成本将继续顺利传导，电价将继续维持上浮态势。开展绿色电力交易试点，以市场化方式发现绿色电力的环境价值，引导有需求的用户直接购买绿色电力，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。绿色电力交易从试点交易逐步走向成熟市场化交易，新能源电力消纳量和价格将迎来双升。有序推动新能源参与电力市场交易，建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制，引导新能源签订较长期限的中长期合同。加快建设国家电力市场。充分发挥北京、广州电力交易中心作用，完善电力交易平台运营管理和跨省跨区市场交易机制。建设国家电力市场将进一步发掘潜在新能源消费潜力。来源国家发改委，国家能源局，国联证券研究所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图表162021年中国绿电采购企业排行（GWh）图表172022年企业绿电交易购买规划（GWh）来源彭博新能源财经，国联证券研究所来源彭博新能源财经，国联证券研究所 30 40 50 183 269 0 50 100 150 200 250 300 浙江银泰百货燕山石化巨化集团秦淮数据阿里云 17 32 100 107 502 0 100 200 300 400 500 600 铁姆肯（无锡）轴承阳光电源科思创扬子石化-巴斯夫腾讯 14 请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究继国家改革委、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。图表18部分省市首次绿电交易情况省份内容时间电量亿 kWh 价格元/kWh 基准电价元/kWh 溢价元/kWh 国家 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。 2021年9月 79.55 0.03-0.05 山东山东26家市场主体参与首场绿色电力交易试点，交易电量346万kWh。 2021年9月 0.035 0.3949 天津天津市首笔绿电市场化交易。 2021年9月 0.060 0.4055 0.3655 0.04 广西广西绿色电力交易价格机制与广西现行电力中长期交易保持一致，交易价格由双边协商方式形成。9月7日，广西区内市场共5 家用电企业与2家发电集团初步达成5对光伏电量交易意向，意向电量640万kWh 2021年9月 0.064 0.4207 江苏首次绿电试点交易成交13.69亿kWh，占全国交易量的17。 2021年9月 13.690 0.391 浙江共62家企业参与（其中售电公司32家）参与首次绿电交易。 2021年9月 3.007 0.4253 0.4153 0.01 安徽安徽首次绿电交易。 2021年10月 0.110 0.40444 0.3844 0.02 江西首次绿色电力交易价格设置上限价格为0.4643元/kWh，下限价格为0.4243元/kWh。 2021年10月 0.120 0.4243-0.4643 0.4143 0.01-0.05 甘肃西北区域内首笔省内绿电交易。 2021年10月 0.006 0.3078 宁夏嘉骏售电代理宁夏某大型工业电力用户在北京电力交易中心完成了绿色电力交易申报。 2021年11月 0.200 0.2595 黑龙江大庆沃尔沃汽车制造有限公司拥有使用绿电需求，促成黑龙江省第一笔绿电交易。 2021年12月 0.550 0.374 辽宁适时开展绿色电力交易。来源各省电力交易中心，北极星电力网，国联证券研究所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 15 请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究时存在，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。图表192022年年度交易江苏、广东绿电交易溢价超0.06元/kWh 项目单位江苏广东煤电基准价元/MWh 391 453 火电年度交易价元/MWh 466.78 497.04 年度成交量亿kWh 2529.4 2541.64 相对基准价溢价元/MWh 75.78 44.04 浮动比例 19.38 9.72 绿电年度交易价元/MWh 462.88 513.89 年度成交量亿kWh 9.24 6.79 相对基准价溢价元/MWh 71.88 60.89 基准溢价比例 18.38 13.44 相对火电溢价元/MWh -3.9 16.85 来源江苏省、广东省电力交易中心，国联证券研究所 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 16 请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究新建风光大基地 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。图表20各发电集团及旗下上市公司新能源十四五规划集团集团十四五规划上市公司 2020 备注风电光伏新能源合计总装机容量新能源占比