新能源行業(yè)專題研究：再談綠電運營商與傳統(tǒng)電力企業(yè)的不同

新能源行業(yè)專題研究：再談綠電運營商與傳統(tǒng)電力企業(yè)的不同？1.綠電板塊因何調(diào)整？2022年初以來，綠電板塊出現(xiàn)顯著調(diào)整。截至2022年1月28日，2022年公用事業(yè)（申萬）行業(yè)指數(shù)年漲跌幅為-12.77%，主要綠電公司年漲跌幅多在-10%至-20%范圍內(nèi)，中廣核新能源、華潤電力、中國電力、華能國際等公司跌幅超過20%。對于綠電板塊調(diào)整的原因，我們認為，主要有以下三個方面：一是2022年中央經(jīng)濟工作會議強調(diào)“穩(wěn)字當頭、穩(wěn)中求進”，經(jīng)濟穩(wěn)增長預(yù)期下，市場擔憂能耗雙控考核強度有所下降，進而可能導(dǎo)致“雙碳”

目標政策落地進度放緩。二是一些火電企業(yè)公布業(yè)績預(yù)告，由于煤炭價格上漲導(dǎo)致火電業(yè)務(wù)產(chǎn)生較大虧損，市場擔憂電力運營商業(yè)績快報披露對其股價帶來擾動，使得市場情緒受到一定程度抑制。三是板塊估值經(jīng)過此前市場大幅上漲后，估值已有顯著抬升，2021年底，公用事業(yè)（申萬）行業(yè)PE（TTM）、PB（LF）分別為28.56、1.96倍，處于近一年來的高位，較高估值引發(fā)市場對未來估值調(diào)整的預(yù)期，部分資金搶跑。2.從電力企業(yè)收入測算模型說起一般而言，電力企業(yè)收入的核心影響因素在于政策。在電力企業(yè)的收入測算模型中，電力企業(yè)的收入主要受裝機規(guī)模、利用小時數(shù)、電價三方面的因素影響。從國內(nèi)行業(yè)實際情況來看，裝機規(guī)模、利用小時數(shù)、電價三因素均會受政策影響。因而，在傳統(tǒng)電力企業(yè)收入驅(qū)動因素中，核心因素在于政策的影響。政策無顯著變化時，電力企業(yè)收入模式即為典型的公用事業(yè)模式：收入穩(wěn)健，而現(xiàn)金流、分紅水平較高。核心原因在于，裝機規(guī)模增長有限，資本開支下降，資產(chǎn)折舊完成后，利潤水平開始提升，現(xiàn)金流充沛，為高分紅提供支撐。因而，傳統(tǒng)電力公用企業(yè)具備類債屬性，沒有長期的成長性，典型的代表公司如長江電力等。我們認為，對綠電企業(yè)，除受政策影響外，技術(shù)創(chuàng)新將對其運營效益產(chǎn)生較大的影響。此外，碳交易、CCER為綠電企業(yè)開辟了新的業(yè)績增長空間。以上因素存在，使得綠電企業(yè)擺脫了傳統(tǒng)電力公用事業(yè)的盈利模式，中期成長性相對更佳。3.技術(shù)創(chuàng)新及環(huán)境溢價重塑綠電企業(yè)盈利模式，中期成長性向好3.1.一個有趣的現(xiàn)象：綠電利用小時數(shù)呈增長趨勢2016年以來，風(fēng)光發(fā)電的利用小時數(shù)呈增長趨勢，而同期內(nèi)火電的利用小時數(shù)呈下降趨勢。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，自2016年以來，風(fēng)電、光伏的利用小時數(shù)分別由2016年的1745、1129小時增至2020年的2097、1281小時；同期內(nèi)，火電的利用小時數(shù)則由2016年的4186小時降至2020年的3827小時，水電的利用小時數(shù)穩(wěn)定在3600-3700小時范圍內(nèi)。微觀企業(yè)層面，節(jié)能風(fēng)電、三峽能源、晶科科技等綠電運營企業(yè)的利用小時數(shù)亦呈上升趨勢。風(fēng)光綠電利用小時數(shù)上升的背后，消納水平提升政策是重要的驅(qū)動力。2016年，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于做好風(fēng)電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》，核定了部分存在棄風(fēng)、棄光問題地區(qū)規(guī)劃內(nèi)的風(fēng)電、光伏發(fā)電最低保障收購年利用小時數(shù)，并提出確保最低保障收購年利用小時數(shù)以內(nèi)的電量以最高優(yōu)先等級優(yōu)先發(fā)電。此后，2018年，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）》，提出到2020年，基本解決清潔能源消納問題。隨著政策鼓勵風(fēng)光可再生能源電力的本地消納，風(fēng)光棄風(fēng)棄電問題顯著改善。此外，特高壓輸電線路建設(shè)，實現(xiàn)了西北風(fēng)光電力富足地區(qū)的風(fēng)光可再生能源電力外送和跨區(qū)域交易，進一步推動了風(fēng)光可再生能源電力消納。風(fēng)光的棄風(fēng)棄光率顯著下降，推動風(fēng)電、光伏的利用小時數(shù)水平增長。根據(jù)全國新能源消納監(jiān)測預(yù)警中心數(shù)據(jù)，我國風(fēng)電的棄風(fēng)率由2016年的17%降至2020年的3.5%，下降了13.5pct；同期內(nèi)，我國光伏發(fā)電的棄光率由10.3%降至2.0%，下降了8.3pct。2021年前三季度，我國棄風(fēng)率、棄光率分別為3.1%、2.0%。棄風(fēng)率較2020年同期下降0.3pct，對應(yīng)的是風(fēng)電利用小時數(shù)為1640小時，較2020年同期增加91小時；

光伏的棄光率則較2020年同期增加0.3pct，對應(yīng)的光伏發(fā)電利用小時數(shù)較2020年同期減少4小時。整體而言，2016年風(fēng)電、光伏發(fā)電的利用小時數(shù)增長的原因在于，政策推動風(fēng)光電力消納水平提升。我們認為，短期支持風(fēng)光清潔能源消納的政策頻發(fā)，風(fēng)光可再生能源消納水平或可提升，這將推動風(fēng)光運營企業(yè)的利用小時數(shù)進一步增長，進而有效提升新能源發(fā)電企業(yè)的盈利能力。推動風(fēng)光新能源消納政策頻發(fā)，風(fēng)光新能源消納水平有望穩(wěn)步提升。2021年以來，國家陸續(xù)出臺了多項利好風(fēng)光新能源消納的政策，包括推動新型儲能發(fā)展、優(yōu)化峰谷分時電價機制、完善能耗雙控制度以及推動省間電力現(xiàn)貨交易等；此外，綠電交易市場開啟亦有助于促進風(fēng)光新能源電力消納。隨著政策推動風(fēng)光新能源消納，棄風(fēng)棄光率或?qū)⑦M一步下降，風(fēng)光新能源運營企業(yè)的利用小時數(shù)以及新能源電力電價有望提升，有助于推動綠電企業(yè)業(yè)績增長。然而，我國當前風(fēng)光可再生能源的棄風(fēng)棄光率已處于較低水平，進一步降低的邊際空間較為有限，政策出臺更多的是維持較低水平。因而，我們認為，未來政策因素推動綠電企業(yè)利用小時數(shù)增長的空間可能較為有限，這也是近年來綠電企業(yè)利用小時數(shù)難以進一步大幅增長的重要原因。那么，這是否意味著綠電企業(yè)的利用小時數(shù)不會再發(fā)生顯著變化？對于這一問題，我們將在下文進行進一步的分析。3.2.政策之外，還有什么因素影響綠電企業(yè)的利用小時數(shù)？3.2.1.組件轉(zhuǎn)化效率等多因素共驅(qū)，技術(shù)創(chuàng)新的乘數(shù)效應(yīng)突出光伏組件功率不斷提升。隨著先進激光切割技術(shù)、多主柵組件技術(shù)、半片組件技術(shù)、疊瓦等技術(shù)應(yīng)用，組件的發(fā)電功率呈不斷提升態(tài)勢。根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會數(shù)據(jù)，2020年，采用166、182、210mm尺寸PERC單晶電池的組件功率已分別達到450W、540W、540W；TOPCon電池組件、異質(zhì)結(jié)電池組件可達到455W、460W。展望未來，根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會預(yù)測，隨著技術(shù)進步，各類型組件功率將以≥5W/年的增速向前推進，到2030年，采用166、182、210mm尺寸PERC單晶電池的組件功率將分別達到480W、570W、575W，TOPCon電池組件、異質(zhì)結(jié)電池組件將達到495W、505W。隨著光伏組件的發(fā)電功率不斷提升，將有助于提升光伏發(fā)電的光電轉(zhuǎn)化效率。電池光電轉(zhuǎn)化效率呈增長態(tài)勢，N型單晶電池光電轉(zhuǎn)換效率提升較大。隨著電池片環(huán)節(jié)HJT技術(shù)、TOPCon技術(shù)的應(yīng)用，電池片的光電轉(zhuǎn)化效率得到顯著提升。中國光伏行業(yè)協(xié)會數(shù)據(jù)顯示，2020年，規(guī)?；a(chǎn)的P型單晶電池均采用PERC技術(shù)，平均光電轉(zhuǎn)化效率達22.8%，較2019年提高0.5pct；采用PERC技術(shù)的多晶黑硅電池、鑄錠單晶PERC電池的光電平均轉(zhuǎn)化效率分別為20.8%、22.3%；N型TOPCon電池、異質(zhì)結(jié)電池光電平均轉(zhuǎn)化效率分別為23.5%、23.8%，二者均較2019年有較大提升。隨著技術(shù)進一步發(fā)展，電池片光電轉(zhuǎn)化效率仍有提升空間。據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會預(yù)測，到2030年，N型TOPCon電池、異質(zhì)結(jié)電池光電平均轉(zhuǎn)化效率將分別達到25.7%、25.9%，在所有電池類型中光電轉(zhuǎn)化效率處于領(lǐng)先水平，尤其是N型異質(zhì)結(jié)電池，平均光電轉(zhuǎn)化效率在所有電池技術(shù)中處于最高水平。因而，可以預(yù)計的是，隨著未來生產(chǎn)成本下降和良率提升，N型電池有望成為電池技術(shù)的主要發(fā)展方向之一。21年光伏電池量產(chǎn)效率突破23%，隆基HJT電池轉(zhuǎn)換效率達26.3%。根據(jù)CPIA數(shù)據(jù)，2021年，PERC單晶電池量產(chǎn)的平均轉(zhuǎn)換效率為23.1%，較2020年增長0.3pct，最高的轉(zhuǎn)換效率達到23.56%。此外，隆基硅基異質(zhì)結(jié)電池（HJT）轉(zhuǎn)換效率高達26.30%；在TOPCon電池領(lǐng)域，隆基的N型TOPCon電池和P型TOPCon電池也分別取得了25.21%、25.19%的世界最高轉(zhuǎn)換效率?？梢灶A(yù)計的是，隨著光伏電池技術(shù)創(chuàng)新持續(xù)推進，光電轉(zhuǎn)換效率有望持續(xù)提升。光伏技術(shù)創(chuàng)新不止，發(fā)電效率提升不斷，利用小時數(shù)持續(xù)提升可期。根據(jù)發(fā)電量=傾斜面年總輻射量光伏組件面積光伏組件轉(zhuǎn)化效率光伏電站系統(tǒng)總效率計算公司，并根據(jù)《基于綜合效率系數(shù)的光伏電站發(fā)電量估算方法》、索比光伏網(wǎng)的數(shù)據(jù)，對光伏電站發(fā)電量的測算公式的主要參數(shù)假設(shè)?；跍y算假設(shè)，在不考慮其他因素變化的情形下，我們計算得出，當組件轉(zhuǎn)化效率由23.0%增長至26.5%時，100MW的光伏發(fā)電站的全生命周期（25年，下同）的發(fā)電量將由29.51億kWh增長至34.00億kWh，發(fā)電量增加近4.5億kWh，增長率為15.22%。據(jù)此，進一步測算出，光伏電站全生命周期的年均利用小時數(shù)由1180小時增長至1360小時，增加180小時。由此可以看出，隨著光伏組件的轉(zhuǎn)化效率提升，光伏發(fā)電的利用小時數(shù)將進一步增加，而這將有利于光伏運營企業(yè)的收入增長。據(jù)我們測算，當上網(wǎng)電價為0.39元/kWh時，光伏運營商整個全生命周期單GW的收入將增加17.51億元，年均增加7005.89萬元。隨著上游光伏組件技術(shù)創(chuàng)新持續(xù)推進，光伏運營企業(yè)的收入將有望增長，這意味著在裝機規(guī)模增長高峰期過后，光伏運營企業(yè)收入增長并不會停滯。組件轉(zhuǎn)換效率外，仍有諸多因素可提升光伏系統(tǒng)的發(fā)電效率，如使用跟蹤支架。使用

天合光能雙面雙玻組件產(chǎn)品搭配跟蹤支架應(yīng)用在不同地表反射率情況下較單面組件搭配固定安裝可有效提升光伏系統(tǒng)發(fā)電量約5%-30%。因而，我們認為，技術(shù)創(chuàng)新對光伏發(fā)電效率提升的影響并非是線性的，不同技術(shù)創(chuàng)新因素共同影響，使得技術(shù)創(chuàng)新對光伏發(fā)電效率提升產(chǎn)生乘數(shù)效應(yīng)，利好光伏運營企業(yè)效益提升。3.2.2.風(fēng)機大型化趨勢推進，風(fēng)電利用小時數(shù)持續(xù)提升風(fēng)機容量、葉輪直徑呈大型化發(fā)展趨勢。根據(jù)GWEC預(yù)計，到2025年，全球新增海上風(fēng)電機組的平均功率將達到11.5MW，新增的陸上風(fēng)電機組的平均功率將增加值4.5MW。同時，除風(fēng)機容量增加外，根據(jù)GWEC數(shù)據(jù)，近年來陸上風(fēng)電風(fēng)機的葉輪直徑也已突破160米，多數(shù)風(fēng)機的葉輪直徑超過120米。而海上風(fēng)機葉輪直徑方面，根據(jù)HenrikStiesdal預(yù)測，下一代風(fēng)電機組將在2030前出現(xiàn)，葉輪直徑可達到275米。風(fēng)機容量、葉輪直徑增加，將顯著提升風(fēng)機發(fā)電量，同時促進風(fēng)電企業(yè)降低投資、運維成本。塔筒高度進一步增加，推動風(fēng)電發(fā)電效率提升。據(jù)IRENA預(yù)測，2022-2025年期間，風(fēng)電塔筒高度有望達到170米。而塔筒高度增加有助于風(fēng)速提升，根據(jù)風(fēng)能測算公式，塔筒高度與風(fēng)電機組的輸出功率呈正相關(guān)關(guān)系，高塔筒有助于風(fēng)電發(fā)電功率提升，從而促進發(fā)電效率增長，表征結(jié)果為風(fēng)電利用小時數(shù)增長。CWEA數(shù)據(jù)顯示，在空氣密度給定條件下，當風(fēng)切變?yōu)?.3時，塔架高度由100米增至140米，年平均風(fēng)速則從5.00m/s增至5.53m/s，131-2.2機組的年等效滿發(fā)小時數(shù)可增長20.34%。風(fēng)機容量及葉輪直徑增加驅(qū)動發(fā)電效率提升，風(fēng)電機組的利用小時數(shù)大幅增長。根據(jù)風(fēng)電發(fā)電量測算公式和風(fēng)能公式，假設(shè)空氣密度為1.225kg/m3，某地區(qū)相應(yīng)風(fēng)速等級下出現(xiàn)的全年累積小時數(shù)假設(shè)，且風(fēng)能利用系數(shù)為45%?；谝陨霞僭O(shè)，我們分別測算了裝機容量和葉輪直徑變化對風(fēng)電項目利用小時數(shù)的影響。測算結(jié)果顯示，當風(fēng)機葉輪直徑為120米時，3、4、6、8MW風(fēng)機對應(yīng)的利用小時分別為1703、1916、2159、2249小時，6MW風(fēng)機較3MW風(fēng)機利用小時數(shù)增加26.78%，8MW風(fēng)機較4MW風(fēng)機利用小時數(shù)增加17.38%。葉輪直徑方面，當風(fēng)機容量為3MW時，葉輪直徑120、130、140、150、160、170米對應(yīng)的利用小時數(shù)分別為1703、1849、1982、2105、2213、2314小時，170米葉輪直徑時的利用小時數(shù)較120米時增加35.88%。風(fēng)機制造技術(shù)創(chuàng)新帶來利用小時數(shù)增加外，運維智能化水平提升亦將有助于風(fēng)電發(fā)電效率增長，如谷歌使用DeepMind的機器學(xué)習(xí)算法，提前預(yù)測風(fēng)電場未來一天預(yù)計可提供的電力總量，并在此基礎(chǔ)上對電力輸出進行精細調(diào)度，進而更好地利用風(fēng)能。3.3.環(huán)境溢價：綠電交易、碳交易對綠電企業(yè)影響幾何？3.3.1.綠電交易：價格端為綠電企業(yè)帶來邊際收益綠電交易啟動，中期內(nèi)綠電“溢價”或?qū)⒃诔掷m(xù)存在，價格端有助于綠電運營企業(yè)效益提升。2021年9月7日，首批綠電試點交易啟動。綠電交易以雙邊協(xié)商為主，成交價格不一，其中國網(wǎng)區(qū)域成交價格較當?shù)刂虚L期交易價格增加0.03-0.05元/千瓦時。從參與綠電交易的需求主體來看，主要以跨國企業(yè)、互聯(lián)網(wǎng)企業(yè)以及高耗能企業(yè)為主，如寶馬、騰訊、巴斯夫等。綠電交易市場啟動，賦予風(fēng)光新能源電力“環(huán)保價值溢價”，從價格端有利于提升風(fēng)光運營商收益。與此同時，電力市場化改革持續(xù)推進，綠電交易市場進一步邁向新階段。國家發(fā)改委于近期發(fā)布了《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》，明確了通過開展綠色電力交易，發(fā)現(xiàn)綠色電力環(huán)境價值，引導(dǎo)有需求用戶直接購買；近期七部委聯(lián)合發(fā)布的《促進綠色消費實施方案》，更是提出了要激發(fā)全社會綠色電力消費潛力的要求。綠電交易溢價可顯著提升風(fēng)光發(fā)電項目收益率。據(jù)我們測算，當綠電交易溢價較燃煤標桿電價增幅在5%-25%范圍區(qū)間內(nèi)時，給定條件下風(fēng)電項目資本金IRR在10.29%-15.37%范圍內(nèi)，較燃煤標桿電價下的項目資本金IRR增加1.20-6.29pct；同樣增幅范圍內(nèi)，光伏項目資本金IRR在8.39%-13.40%范圍內(nèi)，較燃煤標桿電價下的項目資本金IRR增加1.19-6.20pct。我們認為，綠電價格核心仍由其當前供需決定，目前可參與綠電市場交易的綠電供應(yīng)量較為有限，而跨國企業(yè)及其供應(yīng)商、國內(nèi)數(shù)據(jù)中心等新興產(chǎn)業(yè)、出口型企業(yè)、高載能企業(yè)的綠電交易需求較為旺盛。根據(jù)《中國電力統(tǒng)計年鑒2021》的數(shù)據(jù)，鋁冶煉、化工、鋼鐵、水泥、石化加工、互聯(lián)網(wǎng)相關(guān)企業(yè)的用電量合計為17543.28億千瓦時，假設(shè)上述行業(yè)中企業(yè)有10%的綠電需求，則對應(yīng)的綠電需求量為1754.33億千瓦時，若將跨國企業(yè)考慮在內(nèi)，則綠電需求量將會更大。因而，未來一段時間內(nèi)，綠電市場交易可能會仍會處于供不應(yīng)求的態(tài)勢，綠電的環(huán)境價值溢價或?qū)⒊掷m(xù)，利好綠電運營企業(yè)。2021年12月23日，江蘇電力交易中心公布了2022年江蘇電力市場年度交易結(jié)果。結(jié)果顯示，綠電交易成交電量9.24億千瓦時，成交均價462.88元/MWh，較江蘇的燃煤標桿電價0.07元/kWh，較此前的綠電溢價進一步增長，且廣東、浙江的綠電交易存在同樣的溢價情形?！洞龠M綠色消費實施方案》出臺，進一步推動綠電交易需求釋放。2022年1月18日，國家發(fā)改委等七部門聯(lián)合印發(fā)《促進綠色消費實施方案》，《方案》提出，建立綠色電力交易與可再生能源消納責任權(quán)重掛鉤機制。同時，加強與碳排放權(quán)交易的銜接，研究在排放量核算中將綠色電力相關(guān)碳排放量予以扣減的可行性。此外，《方案》鼓勵行業(yè)龍頭企業(yè)、大型國有企業(yè)、跨國公司等消費綠色電力，并加強高耗能企業(yè)使用綠色電力的剛性約束。預(yù)計隨著《促進綠色消費實施方案》實施，綠電交易需求或?qū)⒋蠓黾樱G電交易溢價受此提振，或?qū)⑦M一步加大。3.3.2.CCER及碳交易：減碳機制為綠電企業(yè)帶來增量利潤來源風(fēng)光發(fā)電項目有力促進碳減排。選取中國自愿減排交易信息平臺披露的部分風(fēng)光發(fā)電項目，進行風(fēng)光發(fā)單的碳減排效應(yīng)分析。測算結(jié)果表明，在我們選取的項目中，風(fēng)電、光伏項目度電碳減排量的均值分別為0.84、0.89kgCO2e。CCER交易增厚綠電運營商項目收益。2021年10月26日，生態(tài)環(huán)境部發(fā)布的《關(guān)于做好全國碳排放權(quán)交易市場第一個履約周期碳排放配額清繳工作的通知》提出，重點排放單位在全國碳市場第一個履約期中可使用CCER（國家核證自愿減排量）抵消碳排放配額清繳，而用于配額清繳抵消的CCER，應(yīng)同時滿足抵消比例不超過應(yīng)清繳碳排放配額的5%、不得來自納入全國碳市場配額管理的減排項目兩個要求。隨著全國碳市場第一個履約周期碳排放配額清繳工作推進，CCER成交量及價格均有顯著增加。以北京綠色交易所為例，2021年10月以來，CCER成交價格由15元左右增至45元左右，而10月以來累計成交量超615萬噸，占全年交易量的比例為99.34%。展望未來，隨著水泥、鋼鐵、化工等行業(yè)納入全國碳交易市場，對CCER交易的需求量有望進一步增加。CCER備案申請于2017年3月暫緩，根據(jù)中國自愿減排交易信息平臺，備案的存量項目碳減排量在5000-6000噸范圍內(nèi)，而隨著未來CCER需求量增加，在無新增供應(yīng)的情況下，CCER成交價有望提升，價格上行有望增厚存量CCER項目的收益。而未來若CCER備案申請重啟，則可供交易的CCER量將穩(wěn)步增加，而CCER交易量增加亦將有助于提升綠電企業(yè)收益。全國碳市場碳價維持高位，市場成交日趨活躍。上海環(huán)境能源交易所數(shù)據(jù)顯示，自2021年7月16日開始交易以來，收盤價在40-60元/噸范圍內(nèi)波動，整體碳交易價格維持高位。成交量方面，隨著全國碳排放權(quán)交易市場第一個履約周期碳排放配額清繳時間窗口來臨，碳配額成交量顯著增加。截至2021年12月28日，全國碳市場累計成交量達1.59億噸，累計成交金額達66.55億元。4.