新能源行業(yè)專題研究報告

新能源行業(yè)專題研究報告1.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(fā)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2022年初以來，受美聯(lián)儲加息預期影響，以成長風格為標簽的新能源賽道出現(xiàn)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(yè)的翹楚—光伏、風電、鋰電行業(yè)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，成長股的估值體系受到壓制。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(huán)境價值逐漸展現(xiàn)，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。核心邏輯新基建是2022年主要投資方向。兩會提出要推進風光大基地建設，穩(wěn)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。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(xù)優(yōu)化。硅料產能陸續(xù)釋放，風電大型化持續(xù)推進，疊加各環(huán)節(jié)積極擴產，供給緊張狀況緩解，產業(yè)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(xù)優(yōu)化。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。2.電價上漲提振綠電運營商業(yè)績2.1.外盤高企和進口銳減支撐煤價根據2021年電力工業(yè)統(tǒng)計快報，2021年中國火電發(fā)電量56463億千瓦時，占總發(fā)電量的67.4%。火電承擔著調峰和保供的重任，將在未來很長一段時間內仍為中國主要發(fā)電來源。2021年受疫情恢復和外貿出口繁榮驅動，中國全社會用電量激增10.3%。疊加

“雙碳政策”執(zhí)行導致的國內動力煤產量不升反降，從2021年9月上旬開始，中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%。近期煤價企穩(wěn)反彈，意味著當前是減碳與保供的平衡點。根據中國往年煤炭進口量變化，在夏季用電高峰之后，中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(xiàn)上升趨勢，電煤供需偏緊，各火電廠電煤庫存逐月下降。2021年中國煤炭進口量2.05億噸，創(chuàng)下2017年以來的新高，約占中國電煤消耗總量的12%。動力煤進口量高點已現(xiàn)，2022年中國煤炭進口量預計將會減少。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，增大國內動力煤進口市場邊際價格。2021年，俄動力煤占中國總進口的39.64%，是第一大來源，但僅占中國電煤消費量的1.45%。根據百川孚盈數(shù)據，當前俄羅斯動力煤價（Q>5500）為639元/噸。中國動力煤價格處于全球最低水平，海外高煤價將提升中國煤炭進口成本。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(xiàn)貨價1495元/噸，南非煤理查德動力煤現(xiàn)貨價1431元/噸，歐洲ARA港動力煤現(xiàn)貨價1238元/噸，中國煤價處于全球低位。2022年電力供需趨于平衡。根據對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(tài)勢。2.2.動力煤國家調控空間有限2022年2月24日，國家發(fā)改委發(fā)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(qū)間運行，完善煤、電價格傳導機制，保障能源安全穩(wěn)定供應，推動煤、電上下游協(xié)調高質量發(fā)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(xié)價在725元/噸左右（較指導區(qū)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(xiàn)后，2021年7、8月煤炭保供政策開始執(zhí)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(xù)供給端繼續(xù)放松空間減弱。我們認為這次煤炭長協(xié)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(xié)履約率，煤價仍有較強支撐，但由于供給端的限制，以及穩(wěn)增長下用電需求的剛性，煤價調控空間非常有限。2.3.多個外輸電大省遭遇發(fā)用電增速剪刀差中國東南沿海省份經濟相對發(fā)達，各類型工業(yè)、商業(yè)規(guī)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2021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(fā)電量緊跟用電量增速，而西部傳統(tǒng)外輸大省發(fā)電量遠不及其本省用電量增速，從而產生了發(fā)、用電增速的剪刀差，外輸電量占比陡然下降，邊際供給不足造成的供需失衡成為了東部省份電煤成本能夠順利傳導至電價的另一重要原因。2.4.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(fā)改委下發(fā)國家發(fā)展改革委關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知指出“燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場，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(fā)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(yè)市場交易電價、電力現(xiàn)貨價格不受20%幅度限制”。電力市場化改革促使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(fā)達的省份當月燃煤電價市場化交易從折價狀態(tài)立馬切換至上浮，其中江蘇省上浮幅度即到達20%。僅2021年10月單月，江蘇省集中競價電價從平價狀態(tài)389元/MWh上浮20%至469元/MWh，江蘇省市場化交易電價由此開啟上浮20%的時代。2.5.火電企業(yè)正處于盈虧平衡狀態(tài)大部分火電企業(yè)仍處于微虧狀態(tài)運營。根據火電企業(yè)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(tài)。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(yè)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(yè)現(xiàn)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(fā)電領域中火電碳排放量最高，利用小時數(shù)受到壓制，高煤價、低利用小時數(shù)造成了火電企業(yè)盈利大幅縮減。如火電頭部公司華能國際和華電國際

1月份發(fā)布公告，2021年歸母凈利潤分別預虧98-117億元、45-53億元。3.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(yè)的翹楚—光伏、風電、鋰電行業(yè)2022年平均累計跌幅達10.96%、10.83%、15.31%。市場交易風格的切換，個股的回撤幅度在某種程度上與基金持倉比例、賽道擁擠相關。綠電運營商2021年Q4基金持倉比例仍然處于低位，或為均衡風格下的優(yōu)選方向，適合2022年上半年穩(wěn)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(yè)的6.10%、4.95%、7.6%。除去基金持倉比例較高的三峽能源（8.42%）和華能國際（5.52%），綠電運營商基金平均持倉比例僅為1.05%。3.2.綠電交易已具備強政策基礎2022年1月21日，國家發(fā)改委聯(lián)合其他六部門發(fā)布促進綠色消費實施方案，從需求側進一步激發(fā)全社會綠色電力消費潛力。2022年1月28日，發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見指出“到2025年，全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成，跨省跨區(qū)資源市場化配置和綠色電力交易規(guī)模顯著提高，有利于新能源、儲能等發(fā)展的市場交易和價格機制初步形成”、“到2030年，全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成，新能源全面參與市場交易”。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(fā)展下的水到渠成。近年來，越來越多的國內外企業(yè)購買綠電需求迫切，如寶馬汽車、巴斯夫等跨國企業(yè)提出在未來十幾年內實現(xiàn)100%綠色電力生產的目標，首鋼等傳統(tǒng)工業(yè)企業(yè)期待用綠電生產推動轉型升級，中國許多出口型企業(yè)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(yè)綠色轉型的剛需，綠電交易是大勢所趨。廣大企業(yè)希望建立長效機制，愿意持續(xù)購買體現(xiàn)環(huán)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(yè)的代表阿里云購買了累計269GWh的綠色電力用以開展業(yè)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?shù)仉娏χ虚L期交易價格增加3-5分/千瓦時，之后各省市陸續(xù)加入到綠電交易的大軍中來。當前國內綠電市場聚焦于引導未納入國家可再生能源補助政策范圍的綠電開展市場化交易。用長遠眼光來看，啟用綠色債券解決補貼拖欠存在諸多壁壘和資金來源困難，目前實施進度較為緩慢，而通過啟動綠證和碳排放交易為新能源運營商提供穩(wěn)定收入來源，符合當前政策指引，并具有極強可操作性。3.4.綠電交易將充分展現(xiàn)綠電的環(huán)境價值過去的電力市場化交易只體現(xiàn)了電能價值，即便有新能源電力參與，環(huán)境價值也是被掩蓋的。綠電交易在機制上的重大創(chuàng)新，核心就在于充分發(fā)揮市場作用，在交易價格上全面反映綠色電力的電能價值和環(huán)境價值。我們認為未來綠電交易和綠證將同時存在，運營商擇優(yōu)進行交易，綠電環(huán)境價值相較火電溢價在0.05元/kWh以上。根據綠證認購平臺數(shù)據，當前無補貼風電光伏綠證平均成交價在50元/個左右，一個綠證對應1000kWh的綠色電力，意味著當前綠證交易存在約0.05元/kWh的環(huán)境溢價。同時參考全國碳交易市場當前價格，綠電的碳減排價值約為0.04元/kWh（按每度火電排放800克CO2粗略測算）。江蘇、廣東作為中國經濟最為發(fā)達的兩個省份，其綠電消費需求也尤為強盛。2021年底江蘇、廣東電力交易中心公示了2022年電力市場年度交易，其中江蘇省、廣東省綠電相對基準電價溢價0.072元/kWh、0.061元/kWh。2022年2月25日，由南方區(qū)域（廣東、廣西、云南、貴州、海南）各電力交易機構聯(lián)合編制的南方區(qū)域綠色電力交易規(guī)則（試行）明確指出：綠電交易的售電主體主要是符合綠證發(fā)放條件的風電、光伏等發(fā)電企業(yè)，根據需要，范圍可逐步擴大到符合條件的水電。綠色電力價格由電能量價格和環(huán)境溢價組成，交易價格通過市場化方式形成。按照保障收益的原則，參考綠色電力供需情況，合理設置綠色電力交易價格的上、下限。我們認為上限應為基準價上浮20%，下限為綠證溢價0.05元/度加上市場化火電價格。綠色電力在交易組織、執(zhí)行和結算方面的優(yōu)先地位。綠電直接交易安排在其他電力中長期交易之前組織開展，交易結算按照“月結年清”的原則優(yōu)先于其他發(fā)電計劃和市場化交易結算，這意味著供需緊張時期，綠電溢價更容易產生。3.5.新能源建設是十四五規(guī)劃投資主線國家發(fā)展改革委、國家能源局明確了第一批約1億千瓦大型風電光伏基地項目50個，總規(guī)模97.05GW。截至2021年底，第一批大型風電光伏基地項目已開工約75GW，其余項目將在2022年一季度開工。第二批新能源大基地項目已在2021年12月15日上報，國家能源局印發(fā)以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地規(guī)劃布局方案，到2030年共規(guī)劃新建風光大基地455GW，其中沙漠基地284GW，采煤沉陷區(qū)37GW，其他沙漠和隔壁基地134GW，規(guī)劃十四五建設200GW，十五五建設255GW。2022年政府工作報告中也明確提出要加快推進風光大基地建設，這些大型基地項目將是新基建最具確定性的投資方向。各電力央企集團是新能源建設的主力軍，華能、華電、大唐、國家能源集團十四五期間規(guī)劃新增新能源裝機均超70GW。電力上市公司十四五期間新能源裝機平均增長空間超340%，低基數(shù)、高成長性使得新能源成為傳統(tǒng)電力運營商實現(xiàn)轉型和保持增長的最重要推動力，新能源裝機為運營商不斷注入成長性。為實現(xiàn)新能源裝機規(guī)模的不斷增長，運營商需保持在健康財務狀況下的高強度的資本開支，我們對綠電運營商財務狀況進行了橫向對比，央企運營商普遍擁有更強的資本開支能力，這個優(yōu)勢將在未來新能源建設加速下，拉開與民企之間的差距。3.6.碳減排工具進一步降低綠電貸款成本當前中國運營商部分超長期貸款（接近五年或五年以上）的利率水平在5%-6.5%之間，略高于央行公布的五年期LPR利率3.75%和五年期貸款基準利率4.9%。2021年11月8日，人民銀行宣布推出碳減排工具這一結構性貨幣政策工具，完成對可再生能源行業(yè)的定向降準，對金融機構向碳減排重點領域內相關企業(yè)發(fā)放的符合條件的碳減排貸款，按貸款本金的60%提供資金支持，利率為1.75%。碳減排支持工具是再貸款的一種，與支小再貸款和PSL相類似，定向降低了相關綠色貸款的利率，同時綠色貸款中存在的利差提高了銀行向運營商貸款的意愿。兼具“寬信用”和“寬貨幣”，未來新能源運營商電站開發(fā)貸款難度和利率進一步降低。根據主要銀行碳減排貸款發(fā)放數(shù)據統(tǒng)計，自碳減排工具實施以來，總貸款金額達2212億元，加權平均利率4.0%。運營商長期借款中超4%利率借款部分擁有了替代選項，實實在在地減少了運營商的貸款成本。以三峽能源為例，公司測算如果以浮動利率計算的借款利率下降50個基點，而其他因素保持不變，公司的凈利潤會增加約2.6億元。3.7.補貼拖欠不會再惡化基本面根據財政部印發(fā)的可再生能源電價附加有關會計處理規(guī)定，可再生能源電價補貼款計入“主營業(yè)務收入”和“應收賬款”項目，即未發(fā)放的補貼款也被計入每年的業(yè)績當中。對于純新能源運營商來說，其應收補貼款占應收賬款比例的90%以上，其中部分運營商累計應收補貼額甚至超過其2020年全年的營業(yè)收入。存量風電、光伏項目拖欠補貼或達4000億，對擁有大量存量電站的運營商財務狀況產生了強烈沖擊。如果當前補貼款全額發(fā)放，將可以實現(xiàn)以下效果：項目IRR提高：成本回收期的變短直接推動了項目IRR的提高?，F(xiàn)金流向好轉：新能源電站運營產生的額外補貼疊加基準上網收益能夠覆蓋電站的運維費用，同時能夠抹去運營商的應收賬款減值風險，新能源運營商充分釋放業(yè)績增長性。補貼作為新項目資本金加速開發(fā)力度：按照單個項目開發(fā)資本金占比30%，單個項目杠桿率可達3倍以上，4000億補貼款能夠撬動1.2萬億的項目投資，按照當前光伏4元/W、風電6元/W建設成本的中位數(shù)5元/W進行計算，可以支持240GW風光項目建設。即使補貼款仍然維續(xù)延遲發(fā)放，綠電運營商能夠通過將應收賬款委托給集團中的財務或信托公司發(fā)行債務融資工具，或者通過ABS、綠色債券收回部分現(xiàn)金流，甚至可以通過出讓補貼回收權用以支撐新項目的開發(fā)。未來補貼問題的解決是必然，新建平價項目不存在新的補貼拖欠，在補貼問題上運營商不存在風險敞口繼續(xù)擴大的問題。4.重點公司分析4.1.中國核電：加速向綜合綠電運營商轉型中國核電是國內核電領域龍頭公司，擁有控股機組24臺，核電裝機容量22.5GW。并且快速推進風電、光伏項目開發(fā)，已擁有新能源裝機8.9GW，其中風電2.6GW、光伏6.3GW。公司保持著優(yōu)異的經營能力和穩(wěn)定的盈利能力，并正在從單一核電運營商，向綜合綠電運營商快速轉型。第三代核電機組持續(xù)投入商運，營收、利潤雙增長。2021年前三季度，公司實現(xiàn)營收461.21億元，同比增長21.70%；實現(xiàn)歸母凈利潤65.07億元，同比大幅增長29.73%。毛利率穩(wěn)中有進，凈利率走出低谷持續(xù)回升。受益于老機組折舊持續(xù)減少和市場化電價上調，公司毛利率從2016年的41%穩(wěn)步上升至2021年前三季度的44.78%。隨著公司老舊項目貸款趨近到期，財務費用在2019年見頂后回落，推動公司凈利率從2019年的18.25%觸底反彈至2021年前三季度的24.94%。公司鈾燃料有國內鈾礦、國外鈾礦、國際現(xiàn)貨等多個來源、用長期協(xié)議確保燃料供應，燃料成本幾乎不受國際鈾價波動影響。累計200堆年的運行管理實踐，費用率下降趨勢明顯。2021年前三季度公司管理費用率下降至3.09%，為歷史最低值。銷售費用不是公司重要開支，占比小于0.2%。2021年前三季度公司研發(fā)費用率達1.72%，公司在第四代核電機組（高溫氣冷堆）上有著豐富的技術儲備和項目資源。機組運營水平和效率處于全球領先水平。2021年公司核電機組利用小時數(shù)達7871小時，同比增加250小時，接近火電機組利用小時數(shù)的兩倍。2021年19臺機組WANO

綜合指數(shù)滿分，WANO綜合指數(shù)平均值高達98.92，公司核電機組管理水平、運行效率達到全球第一。連續(xù)六年保持每股派息適度增長并將延續(xù)下去。上市以來，公司每年億現(xiàn)金分紅分配的利潤均占當年可分配利潤的37%以上，2020年股息率為2.2%。公司仍將保持分紅不低于30%的目標，并隨著盈利能力的不斷提升，股息率有望得到持續(xù)增長。我們認為公司發(fā)展邏輯正在發(fā)生變化，相對于市場對公司的傳統(tǒng)認知，擁有比較大的預期差，主要體現(xiàn)在公司盈利能力的快速提升、業(yè)務的全面拓展，以及向綜合綠電運營商轉型帶來的估值體系重構。煤炭價格強支撐和電力需求偏緊共振，市場電溢價提振公司凈利潤。根據浙江發(fā)改委2022年浙江省電力市場化交易方案，秦山一期、二期、三期和方家山核電站全年市場化交易電量占其年發(fā)電量的50%、50%、40%和50%，三門核電站則為10%。根據2022年江蘇、福建電價市場化交易政策，2022年公司電力市場化交易占比有望突破50%，核電上網電價將跟隨火電上漲，為公司增厚利潤。敏捷端業(yè)務將成為公司第三增長點。公司正在積極布局多個方向，通過投資開展先進光伏電池、儲能、氫燃料電池等業(yè)務，將國內高新技術轉換成為產業(yè)公司切入高端制造行業(yè)。公司核電機組存在供汽改造的潛力，供汽、供暖業(yè)務將帶來額外收益。2月23日國內首個核能供汽工程在江蘇田灣核電開工，預計2023年底投產供汽，可以每年供480萬噸蒸汽至連云港石化產業(yè)基地使用。2021年底，公司在浙江海鹽依靠秦山核電機組開展南方核能供暖。供汽、供暖業(yè)務拓展核能應用領域，并有望帶來發(fā)電之外的經濟收益。DCF估值體系改變?yōu)镻E估值。根據中國關于核能發(fā)展的十四五規(guī)劃