新能源運營商產(chǎn)業(yè)研究

新能源運營商產(chǎn)業(yè)研究1、

新能源運營商將享受合理估值溢價1.1、

“雙碳”目標下，新能源運營商成長性將提升能源革命和全球定價權(quán)的爭奪是“碳中和”的核心，以光伏、風電等清潔能源為主體的新型電力系統(tǒng)是未來發(fā)展的重點方向。從

2019

年到

2020

年，全球太陽能裝機容量增長

127GW，風能裝機容量增長

111GW，合計達

238

GW，可再生能源在發(fā)電量中的占比從

10.3%增長至

11.7%；煤炭發(fā)電占比則下降

1.3

pct至

35.1%。根據(jù)中國國家統(tǒng)計局，2020年中國全社會用電量

75110

億

kWh，同比增長

3.1%，其中化石燃料來源約占65.7%，該占比較高是由中國能源資源稟賦所決定的，因此中國電力清潔化轉(zhuǎn)型的任務(wù)重、壓力大。經(jīng)濟性、安全性和保護環(huán)境是典型能源矛盾三角。“雙碳”目標是從保護環(huán)境角度出發(fā)而考慮的問題，目前已成確定的趨勢；“風光”降本是從經(jīng)濟性角度考慮和評估清潔能源的可行性；儲能建設(shè)及電網(wǎng)改造是否能支撐高比例的風光發(fā)電量時電網(wǎng)的安全性，是當風光發(fā)電量占比達到

15-20%以上時，需要重點考慮的問題（我們預(yù)計，2021

年中國風光發(fā)電量占比為

11%）。根據(jù)發(fā)改委能源所預(yù)測：到

2025

年，光伏總裝機規(guī)模達到約

7.3

億千瓦，風電約

4.5

億千瓦，光伏全年發(fā)電量約

0.88

萬億千瓦時、風電約

0.90

萬億千瓦時，占當年全社會用電量約18%；2035

年，光伏總裝機規(guī)模達到約

30

億千瓦（3000GW，相當于

2020

年底的

11.9倍），風電約

12

億千瓦，總發(fā)電量約

5.9

萬億千瓦時，占當年全社會用電量約47.2%；2050

年，光伏發(fā)電總裝機規(guī)模達到約

50

億千瓦（5000GW，相當于

2020

年底的

19.8

倍），風電約

18

億千瓦，總發(fā)電量約

9.6

萬億千瓦時，占當年全社會用電量約

62.4%。我們根據(jù)以上目標，可以得到以下結(jié)論：（1）2020

年光伏、風電發(fā)電量為

7270

億千瓦時，占全社會用電量約

9.5%，若要實現(xiàn)

2025

年的目標，2020-2025

年光伏、風電發(fā)電量

5

年復合增速為

20%；（2）火電為了保障供電安全性，在長周期看并不會被完全淘汰，水電由于資源屬性較強也存在裝機天花板，核電主要關(guān)注技術(shù)進步，當前在測算中并未給予更高預(yù)期。1.2、

“綠電”的需求驅(qū)動和價格錨定因素有哪些“綠電”交易平臺以電力市場化交易為基礎(chǔ)，提供了一種電力來源可追溯、認證機制，有助于推動清潔電力的使用。綠電是排碳水平較低、對環(huán)境影響較小的電力，主要來源是光伏、風力、水電等。2021

年

9

月

7

日，中國綠色電力交易試點工作正式啟動，以平價風電和光伏為電源側(cè)，聯(lián)通

17

個省份共

259

家市場主體，首批交易量達

79.35

億

kWh，較當?shù)仉娏χ虚L期交易價格溢價

0.03-0.05元/kWh。在試點初期，綠電交易以年度或多月為周期組織開展，買賣雙方可通過雙倍協(xié)商和掛牌集中競價等方式購買。9

月

7

日當天，綠電需求的大客戶主要是以外企或者外貿(mào)型企業(yè)為主，如寶馬、巴斯夫等公司，主要原因在于海外部分發(fā)達國家的碳排放權(quán)、排污權(quán)市場化交易機制、環(huán)境稅收機制相對成熟，這些企業(yè)可以通過綠電交易產(chǎn)生實際的經(jīng)濟效益。但目前，中國綠電的總交易量較少，其核心原因在于國內(nèi)綠電的供需機制尚未完全理順。（一）推動與碳成本內(nèi)部化聯(lián)動機制，可以使“綠電”需求量增加。綠電的環(huán)境效益更為純粹。首批綠電成交量為

79.35

億

kWh，將減少標煤燃燒243.6

萬噸，減排二氧化碳

607.18

萬噸，實際上碳減排是綠電最重要的作用之一。在綠電追溯認證機制以及交易平臺建立后，相比于使用火電，綠電的使用者可以直接減少排碳量，同時減少未來潛在的碳成本。但目前，國家尚未完全建立起來碳成本全面內(nèi)部化的機制，碳交易市場作為碳成本內(nèi)部化的手段之一也尚處于起步階段。因此，綠電交易與碳成本內(nèi)部化需要在未來建立起聯(lián)動機制，具體而言：（1）碳約束范圍越廣、碳成本內(nèi)部化機制越健全，綠電的交易量提升越快。碳約束產(chǎn)生碳成本，碳成本內(nèi)部化可以通過碳稅實現(xiàn)，也可以通過碳交易市場實現(xiàn)。這是綠電需求影響的核心因素之一，碳約束從相對寬松到偏緊，從免費配額到拍賣配額，納入行業(yè)從少到多后，綠電的需求會提升。目前，中國碳交易市場也尚處于起步階段，單日成交額為幾十噸，交易均價為50

元/噸左右，也尚未起量，隨著雙碳工作的逐步深化，未來成交量也將逐步提升。（2）對于排碳企業(yè)或新能源企業(yè)，綠電和

CCER可二選一。1）排碳企業(yè)在實現(xiàn)碳減排的過程中，如果選擇購買綠電，則核算排碳量直接降低；如果選擇購買

CCER則是實現(xiàn)相對高排碳后的對沖補償機制。即便碳交易市場（碳配額交易與

CCER交易市場）沒有起到較強的減排作用，綠電同樣可以起到減排目的，預(yù)計企業(yè)端更傾向于前者。2）對于新能源企業(yè)來說綠電和

CCER同樣是二選一，或參與綠電交易出售具有環(huán)境屬性的綠電，或開發(fā)

CCER交易環(huán)境屬性，其中可交易量和價則是決策的核心，主要看政策支持力度。（3）在綠電交易與碳成本聯(lián)動機制下，綠電溢價的“錨”是多少？我們在碳成本

30-80

元/噸的情況下，計算了買方愿意支付的綠電溢價，結(jié)果顯示，綠電溢價約

0.02-0.06

元/度，與當前綠電交易市場數(shù)據(jù)吻合。此外，在綠電交易與碳成本聯(lián)動機制下，未來還有兩個問題需要考慮：第一，碳成本的傳導機制如何，即非綠電的消費者是否會完全承擔碳成本？我們認為，這與體制特點和經(jīng)濟運行規(guī)律有關(guān)，非綠電的消費者碳成本承擔的比例越高，綠電的溢價和需求則越強。目前，中國正在推動企業(yè)端高比例的能源、電力市場化交易機制和價格傳導機制，同時，政策也強調(diào)“雙碳”目標要積極運營市場化手段，所以能源消費者理應(yīng)承擔更多碳成本，這樣可以有效的推動能源消費者自身的節(jié)能措施和效率的提升。第二，碳價如何錨定？碳價過低，無法有效推動碳減排，過高會影響中游、下游的盈利，導致經(jīng)濟不振。碳成本的本質(zhì)是社會減碳的綜合成本，也需要外部性成本內(nèi)部化這樣的過程，需要考慮由哪個環(huán)節(jié)承擔；全球碳價統(tǒng)一標準較難，需要考慮社會成本、匯率等諸多因素，各國會爭奪定價權(quán)，但按何種程度制定標準很重要；中國的碳價一開始不宜過高，否則有損于制造業(yè)，能夠推動成本要素轉(zhuǎn)移和低碳改革即可。（二）“雙控”政策加碼，“綠電”獲差異化，有助于提升綠電需求?！半p控”是實現(xiàn)“雙碳”目標的重要抓手，其約束是長期性的。2021

年

8

月

12日，國家發(fā)展改革委印發(fā)的2021

年上半年各地區(qū)能耗雙控目標完成情況晴雨表顯示，能耗強度降低進度目標中，有

9

個省為一級預(yù)警，10

個省為二級預(yù)警，一二級合計占比過半。在“能耗雙控”的背景下，很多高耗能項目無法審批，能評指標成為稀缺資源；短期甚至導致了地方為滿足年度或季度“雙控”指標，采取限電等措施。2021

年

9

月

11

日，國家發(fā)改委印發(fā)關(guān)于完善能源消費強度和總量雙控制度方案的通知，鼓勵地方增加可再生能源消費，對超額完成激勵性可再生能源電力消納責任權(quán)重的地區(qū)，超出最低可再生能源電力消納責任權(quán)重的消納量不納入該地區(qū)年度和五年規(guī)劃當期能源消費總量考核。而根據(jù)

2019

年

5

月國家發(fā)展改革委、國家能源局關(guān)于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知，對于實際完成消納量超過本區(qū)域激勵性消納責任權(quán)重對應(yīng)消納量的省級行政區(qū)域，超出激勵性消納責任權(quán)重部分的消納量折算的能源消費量不納入該區(qū)域能耗“雙控”考核。也就是說，從最低值到激勵值中間的部分，被納入免于區(qū)域能耗“雙控”考核的范圍。這將進一步加強地方使用可再生能源的動力。一方面，國家發(fā)改委和能源局確定的各地非水電消納責任權(quán)重最低值（以下簡稱“最低值”）每年提升，促使各地不斷提升可再生能源比例；如

2021

年各地最低值普遍提升

0-5%，2022

年各地非水電消納責任權(quán)重最低預(yù)期值全部較

2021年提升

1.25%。另一方面，在新版規(guī)定中，達到激勵值后，最低值以上的部分免于區(qū)域能耗“雙控”考核的范圍，這會推動各地加大非水可再生能源的使用，推動綠電的銷售。我們以

2020

年歷史數(shù)據(jù)進行參考測算，共有

18

個省級區(qū)域達到激勵值，在新版規(guī)定下，共

2125

億千瓦時電力將免于能耗考核，較舊版提升

1041

億千瓦時;較舊版多出的

1041

億千瓦時的電力可通過

65GW風光裝機來實現(xiàn)（以光伏1200h、風電

2200h利用小時數(shù)假設(shè)計算）。進一步分析，假設(shè)

1041

億千瓦時電力用于單個行業(yè)的能量消耗中，按行業(yè)平均值計算，對應(yīng)電解鋁/水泥/鋼產(chǎn)量分別為

758

萬噸/11.5

億噸/1.35

億噸。當然需要指出的是，每年消納責任權(quán)重指標都是在增長的，可再生能源消納難度實際是在增加的，我們采用的是

2020

年的數(shù)據(jù)進行測算僅作為參考，而且僅考慮能耗總量，未考慮能耗強度，后者也是非常重要的考核指標，但不可否認該政策有助于減輕能耗總量約束壓力，同時推動可再生能源的裝機及消納。因此，綠電不僅能緩解地方及企業(yè)的指標壓力、有效降低能耗，同時為生產(chǎn)所需的電能帶來補充，故需求量大幅攀升。（3）平價項目“證電合一”與“證電分離”尚存在分歧，需要突破物理限制。綠電的好處是顯而易見的：兼顧分擔補貼壓力和促進企業(yè)清潔用電，把清潔能源發(fā)電企業(yè)的發(fā)電額度轉(zhuǎn)化成綠電證明，清潔能源企業(yè)可以對外售賣，既可以保證清潔能源企業(yè)收回部分補貼，又能使得需要綠電的企業(yè)獲得綠電憑證，即補貼綠證。2017

年綠證制度實施之初，核發(fā)對象主要包括獲得國家財政補貼資格的風電、光伏發(fā)電項目，2021

年

5

月

25

日，信息中心正式啟動了平價綠證核發(fā)工作。中國綠證實現(xiàn)了與

RE100

等國際機構(gòu)的互認，近兩年，尤其是“30·60”碳達峰、碳中和目標提出后，綠證需求量持續(xù)提升。比利時帶有綠證的電價比無綠證的電價高出

1-2

歐分/千瓦時，德國則為

0.5-0.8

歐分/千瓦時，挪威則約

0.2-0.3歐分/千瓦時。平價項目綠電交易提出了“證電合一”，但尚需打破“物理限制”。本次綠電交易將提供的綠色電力消費認證，建立全國統(tǒng)一的綠證制度，國家能源局組織國家可再生能源信息管理中心，根據(jù)綠電交易試點需要，向北京電力交易中心、廣州電力交易中心批量核發(fā)綠證，電力交易中心依據(jù)綠電交易結(jié)算結(jié)果將綠證分配至電力用戶?！白C電合一”，可激發(fā)綠電交易市場的積極性，提高溢價率；但西部地區(qū)綠證相對富裕多為綠證的供給方，但其電力外輸線路不足，存在物理限制。所以“證電合一”尚存在分歧。實際上，綠電交易本身也需要輸電線路充足，所以其綠電實際交割需要一定的基礎(chǔ)設(shè)施輔助。過去綠證出售主要用于對沖補貼拖欠的風險，因此綠證成交價格的上限為補貼金額，考慮到一張綠證對應(yīng)

1MWh，即：單張綠證的成交價格上限=（項目的風電/光伏的標桿電價-當?shù)孛摿蛎簶藯U電價）*1000。本次綠電的出售方主要以五大發(fā)電企業(yè)的平價項目為主，根據(jù)綠電交易發(fā)放綠電證書，按照平價綠證價格

50

元每張計算，綠電溢價對標上限大概

5

分錢/度。與傳統(tǒng)發(fā)電方式相比，新能源發(fā)電成本持續(xù)處于下降通道。隨著技術(shù)進步等因素，綠電的成本優(yōu)勢將持續(xù)增強，加速對于傳統(tǒng)能源發(fā)電的替代。2010-2020

年期間，風光發(fā)電成本均大幅降低。其中光伏度電成本下降

85%，陸風度電成本下降

56%，海風度電成本下降

48%。根據(jù)

IRENA數(shù)據(jù)，2010-2020年，光伏的度電成本由

2010

年的

0.381

美元迅速降至

2020

年的

0.057

美元（注：以

2021

年

10

月

7

日匯率計算，為

0.37

元人民幣/度，下同），降幅高達

85%；陸風的度電成本由

2010

年的

0.089

美元降至

2020

年的

0.039

美元（0.25

元人民幣/度），降幅達到

56%；海風的度電成本由

2010

年的

0.162

美元降至

2020年的

0.084

美元（0.54

元人民幣/度），降幅達到

48%。風電：機組大型化推動風機價格持續(xù)降低，未來若風機（不含塔筒）價格下降到1800

元/kW，風電項目總體投資將較

2021H1

繼續(xù)降低

15%。2019

年，搶裝拉動了裝機需求，風機價格有所攀升。但進入

2020

年之后，補貼退出，需求下降，風機價格進入下行通道。但大基地項目開啟，風電機組大型化的趨勢逐步建立，4、5MW機組開始成為主力機型。根據(jù)

IRENA與金風科技數(shù)據(jù)，中國風機價格從

1998

年的

17308

元/kW下降

84.89%至

2021

年

6

月份的

2616

元/kW，較2019

年

12

月價格下降

34.67%，當前風機招標價格甚至下探到

2000

元/kW（不含塔筒）。整機價格的下降刺激了下游需求的釋放，補貼退坡后的平價將不再成為制約風電項目建設(shè)的因素。當前情況下（風機價格

2.6

元/W），風機與塔筒采購成本合計占風電項目總造價的

54%。假設(shè)其他條件不變，若風機與塔筒價格分別下降至

1.8

元/W和

0.6元/W，則風電項目總造價較

2021H1

可進一步下降

15.21%。光伏：2022H1

硅料價格降低將推動產(chǎn)業(yè)鏈價格下降；若

2022

年底前硅料價格下降到

80

元/kg，光伏項目總體造價僅因此因素就將下降

13%，且技術(shù)進步和產(chǎn)業(yè)競爭仍在持續(xù)中，共同推動持續(xù)降本。2021

年以來，硅料價格快速上漲。根據(jù)

solarzoom數(shù)據(jù)，與

2021

年

1

月相比，2021

年

9

月硅料價格上漲了

144%。2021

年

6

月以來，硅料價格穩(wěn)定在

200元/kg以上，較高的原料價格一定程度上壓制了下游光伏需求；雖然過程中硅料及硅片價格呈現(xiàn)一定程度的緩跌，但是市場對

Q4

下游需求的強預(yù)期、疊加原材料工業(yè)硅價格處于高位，2021

年“十一”后硅料價格跳漲至

260

元/kg以上。假設(shè)其他條件不變：若硅料下降至

180

元/kg，則光伏項目總造價較當前情況將下降

3.06%；若硅料下降至

120

元/kg，則光伏項目總造價較當前情況將下降

8.86%；若硅料下降至

80

元/kg，則光伏項目總造價較當前情況將下降

12.73%。當前時點光伏制造端的產(chǎn)能相對過剩，推動集中度提升和行業(yè)整體降本是未來主要趨勢，在這個過程中制造端一體化、某環(huán)節(jié)的技術(shù)進步或推動超額收益的產(chǎn)生，而整體降本會推動制造端為下游讓利，使運營商階段性享受超額收益。從運營商層面，電力供應(yīng)安全性保障如儲能、電網(wǎng)改造等成本是否未來需要運營商承擔，也是需要中長期需要考慮的問題。但整體上來說，制造端的快速降本有利于中下游超額收益的產(chǎn)生，而運營端作為業(yè)主在保證合理

IRR的水平下，對制造端仍有一定的議價權(quán)，進而享受一定的降本收益。2、

選股策略：有質(zhì)量的成長2.1、

ROE：體現(xiàn)經(jīng)營的差異性為了整體呈現(xiàn)新能源運營公司的裝機、發(fā)電量情況，我們選取了

53

家

A股及

H股典型的公用事業(yè)公司，包含風光占比較多新能源運營公司，也包括火電、水電向新能源運營轉(zhuǎn)型的公司，根據(jù)公告披露情況，列舉了它們截至

2021H1

分類運營裝機及

2021H1

累計發(fā)電量。風電裝機量排名靠前的公司為：龍源電力、華潤電力、大唐新能源、三峽能源、華能國際；光伏裝機排名靠前的公司為：三峽能源、中國電力、太陽能、中國核電、吉電股份。（1）水電運營的盈利相對較好（長江電力

2020

年

ROE為

15.28%），風光運營相對次之，主要原因在于水電長期以來發(fā)電成本更依賴于資源、基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)、融資成本，整體成本相對較低，但其發(fā)展也有天花板（即資源約束）；（2）風電、光伏

10

年間制造成本下降較快，2020

年后的光伏、陸上風電雖然發(fā)電側(cè)可以實現(xiàn)平價，但歷史項目依然需要補貼，同時資源情況、運營維護、項目邊界紅線談判條件，都會影響項目盈利；風電為主的龍源電力

2020

年

ROE為

8.19%，節(jié)能風電為

6.29%，光伏為主的太陽能為

7.32%，同樣業(yè)務(wù)不同公司體現(xiàn)的差異性較大，說明其項目質(zhì)量和運營管理的差異；此外，業(yè)務(wù)比較多樣的公司呈現(xiàn)的

ROE亦各有差異。2.2、

成長：價值重估的核心電力企業(yè)是“雙碳”目標下，新能源裝機的核心力量?！笆奈濉逼陂g風光整體發(fā)電量

5

年復合增速有望達到

20%，從成長角度行業(yè)已經(jīng)發(fā)生了深刻變化。2020年后，光伏和陸上風電也已進入平價階段，雖然未來仍需考慮電網(wǎng)安全因素，但是當前節(jié)點，行業(yè)也已經(jīng)從之前的政策驅(qū)動，進入了市場化階段。為實現(xiàn)“雙碳”目標，在“十四五”開局之年電力央企紛紛制定了風電裝機容量目標宏圖，因為央國企具備一定的融資成本、項目獲取優(yōu)勢，因此其指定的目標大多數(shù)比行業(yè)整體均值要高，成長要快。2.3、

金融機構(gòu)：支持力度進一步強化金融機構(gòu)支持有望進一步加強。為了更好的滿足新能源建設(shè)需求，金融機構(gòu)或?qū)π履茉催\營商加以支持，整體流動性將達到空前的寬裕。2021.3.25，發(fā)改委等五部門發(fā)布關(guān)于引導加大金融支持力度

促進風電和光伏發(fā)電等行業(yè)健康有序發(fā)展的通知，要求各銀行和有關(guān)金融機構(gòu)充分認識可再生能源行業(yè)對中國生態(tài)文明建設(shè)和履行國際承諾的重要意義，樹立大局意識，增強責任感，幫助企業(yè)有效化解生產(chǎn)經(jīng)營和金融安全風險，促進可再生能源行業(yè)健康有序發(fā)展。2021.10.15，央行舉行第三季度金融統(tǒng)計數(shù)據(jù)新聞發(fā)布會，指出：目前人民銀行正抓緊推進碳減排支持工作設(shè)立工作。碳減排支持工具是為助推實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標而創(chuàng)設(shè)的一項結(jié)構(gòu)性貨幣政策工具，人民銀行提供低成本資金，支持金融機構(gòu)為具有顯著碳減排效應(yīng)的重點項目提供優(yōu)惠利率融資，為保證精準性，碳減排支持工具支持清潔能源、節(jié)能環(huán)保、碳減排技術(shù)三個重點領(lǐng)域，為保證直達性，采取先貸后借的直達機制。人民銀行將以穩(wěn)步有序的方式推動碳減排支持工具落地生效，注重發(fā)揮杠桿效應(yīng)，撬動更多社會資金促進碳減排。未來金融機構(gòu)對可再生能源運營項目的支持有望來自以下三個方面：（1）對于拖欠的存量補貼，通過

ABS/ABN、REITS對確權(quán)部分進行低息再貸款；（2）對于增量項目，提供更多綠