公用事业行业绿电专题：回调之后，再谈绿电运营商与传统电力企业的不同？

2022年初以来，绿电板块出现显著调整。我们认为主要原因有以下三点：一是经济稳增长预期下，市场担忧能耗双控力度有所减弱；二是火电企业业绩预告亏损，抑制市场情绪；三是板块估值存有调整需要，部分资金提前抢跑。 绿电回调之后，再探绿电运营商与传统电力企业有何不同，是本篇报告要回答的核心问题所在。从电力企业收入测算公式来看，传统电力企业收入增长的核心驱动因素在于政策（政策带动装机增长及利用小时数的变化等）的影响。而对于绿电企业，其收入除受政策影响外，技术创新和电力市场化改革亦对其收入具有重要影响。绿电交易试点启动，从电价上为绿电企业带来边际收益，而碳排放权配额交易及CCER则为绿电企业带来增量业绩来源。 风光绿电利用小时数上升的背后，消纳水平是重要的驱动力。2016年以来，风光发电的利用小时数呈增长趋势，核心原因在于政策驱动弃风弃光率下降，风光电力消纳水平显著提升。未来政策将持续推动风光电力消纳维持较高水平，但政策因素推动绿电企业利用小时数增长的空间可能较为有限。 政策之外，技术创新将驱动绿电企业利用小时数进一步增长。技术创新推动风光发电效率提升，体现在收入测算模型中则是利用小时数的增长。 1）光伏发电方面，组件光电转化效率提升、跟踪支架使用、硅片新材料使用等技术创新将有助于促进光伏发电利用小时数增长。以组件光电转化效率为例，电池技术创新将推动光伏光电组件转化效率持续增长，而据我们测算，当光电组件转化效率由23.0%升至26.5%时，给定的光伏电站的利用小时数将由1318小时增至1519小时，增长15.2 5%。 2）风电方面，风机大型化发展、智能化运维等将促进风力发电效率增长。我们测算了风机容量、叶轮直径增长对风电机组利用小时数的影响。测算结果显示，在给定功率曲线和地区风能小时概率分布的基础上，当风机叶轮直径为120米时，3、4、6、8MW风机对应的利用小时分别为1703、1916、2159、2249小时，6MW风机较3MW风机利用小时数增加26.78%，8MW风机较4MW风机利用小时数增加17.38%。当风机容量为3MW时，当叶轮直径由120增至170米时，利用小时数由1703小时增至2314小时，增长35.88%。 绿电交易：价格端为绿电企业带来边际收益。第一批绿电试点交易成交价格较燃煤标杆电价溢价3-5分，而最新的部分省份的绿电交易价格则进一步超预期上涨。从绿电交易市场供需来看，绿电市场交易可能会仍会处于供不应求的态势，绿电的环境价值溢价或将持续。与此同时，电力市场化改革持续推进，绿电交易市场进一步迈向新阶段。国家发改委于近期发布了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确了通过开展绿色电力交易，发现绿色电力环境价值，引导有需求用户直接购买；近期七部委联合发布的《促进绿色消费实施方案》，更是提出了要激发全社会绿色电力消费潜力的要求。 碳交易与CCER：减碳机制为绿电企业带来增量利润来源。据我们测算，给定风电项目中，当度电碳减排量为0.85kgCOe、CCER成交价在20-50元/吨范围内时，对应CC ER成交收入占项目净利润的比例在17.82%-44.56%范围内。给定光伏发电项目中，当度电碳减排量为0.90kgCOe、CCER成交价在20-50元/吨范围内时，对应CCER成交收入占项目净利润的比例在20.03%-50.07%范围内。展望未来，随着更多行业纳入全国碳交易市场中，以及可能的碳排放配额供应限制举措的实施，一方面将会使得CCER和碳排放权配额交易需求增长，另一方面则会使得成交价格有所上行，量价齐升，推动绿电企业收益进一步增长。长期视角来看，碳交易和CCER交易收入也有望成为绿电企业增量业绩来源之一。 投资建议：能源结构低碳化转型持续推进，绿电在“十四五”期间装机规模高增长的确定性高，同时在政策保障消纳以及技术驱动下，利用小时数有望上行。此外，绿电试点交易启动，从价格端为绿电企业带来边际收益，且碳排放权配额交易和C CER交易为绿电企业带来增量业绩来源。综合装机规模、利用小时数、电价等因素来看，绿电板块在“十四五”期间有望维持高景气度，建议积极把握绿电板块的投资机遇。建议关注：1）以风光清洁能源为主的三峡能源、江苏新能、节能风电、太阳能、晶科科技、芯能科技；2）积极转型新能源发展的华润电力、华能国际、吉电股份、上海电力、福能股份。 风险提示：政策执行不及预期；项目推进不及预期；研究报告使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险；测算偏差风险。 在与投资者进行交流时，许多投资者关心的一个问题是，绿电企业与传统的电力公用企业有何不同？该答案或许会在很大问题上影响着绿电企业的市场走势。而对于这一问题，我们的答案是，绿电企业与传统电力公用企业从成本变化、技术进步和环境溢价等方面均存在不同。本文接下来将对绿电企业与传统电力公用企业的不同之处进行简单的探讨，以期能够为市场更为全面准确的认识绿电企业的投资价值做一些边际上的贡献。 1.绿电板块因何调整？ 2022年初以来，绿电板块出现显著调整。截至2022年1月28日，2022年公用事业（申万）行业指数年涨跌幅为-12.77%，主要绿电公司年涨跌幅多在-10%至-20%范围内，中广核新能源、华润电力、中国电力、华能国际等公司跌幅超过20%。 对于绿电板块调整的原因，我们认为，主要有以下三个方面： 一是2022年中央经济工作会议强调“稳字当头、稳中求进”，经济稳增长预期下，市场担忧能耗双控考核强度有所下降，进而可能导致“双碳”目标政策落地进度放缓。 二是一些火电企业公布业绩预告，由于煤炭价格上涨导致火电业务产生较大亏损，市场担忧电力运营商业绩快报披露对其股价带来扰动，使得市场情绪受到一定程度抑制。 三是板块估值经过此前市场大幅上涨后，估值已有显著抬升，2021年底，公用事业（申万）行业PE（ TTM ）、PB（LF）分别为28.56、1.96倍，处于近一年来的高位，较高估值引发市场对未来估值调整的预期，部分资金抢跑。 图表2：2022年主要绿电公司年涨跌幅情况 图表1：2021年以来公用事业（申万）指数走势 图表3：部分火电企业2021年业绩预告情况梳理 图表5：21年以来公用事业（申万）PB（LF） 图表4：21年以来公用事业（申万）PE（ TTM ） 2.从电力企业收入测算模型说起 一般而言，电力企业收入的核心影响因素在于政策。在电力企业的收入测算模型中，电力企业的收入主要受装机规模、利用小时数、电价三方面的因素影响。从国内行业实际情况来看，装机规模、利用小时数、电价三因素均会受政策影响。因而，在传统电力企业收入驱动因素中，核心因素在于政策的影响。 图表6：电力企业收入测算模型及影响因素 政策无显著变化时，电力企业收入模式即为典型的公用事业模式：收入稳健，而现金流、分红水平较高。核心原因在于，装机规模增长有限，资本开支下降，资产折旧完成后，利润水平开始提升，现金流充沛，为高分红提供支撑。因而，传统电力公用企业具备类债属性，没有长期的成长性，典型的代表公司如长江电力等。 我们认为，对绿电企业，除受政策影响外，技术创新将对其运营效益产生较大的影响。此外，碳交易、CCER为绿电企业开辟了新的业绩增长空间。以上因素存在，使得绿电企业摆脱了传统电力公用事业的盈利模式，中期成长性相对更佳。 图表8：2004年以来长江电力归母净利润及增长率 图表7：2004年以来长江电力营收及增长率 图表9：2004年以来长江电力现金流及分红情况 3.技术创新及环境溢价重塑绿电企业盈利模式，中期成长性向好 3.1.一个有趣的现象：绿电利用小时数呈增长趋势 2016年以来，风光发电的利用小时数呈增长趋势，而同期内火电的利用小时数呈下降趋势。根据中电联数据，自2016年以来，风电、光伏的利用小时数分别由2016年的1745、1129小时增至2020年的2097、1281小时；同期内，火电的利用小时数则由2016年的4186小时降至2020年的3827小时，水电的利用小时数稳定在3600-3700小时范围内。 微观企业层面，节能风电、三峡能源、晶科科技等绿电运营企业的利用小时数亦呈上升趋势。 图表10：2010以来风光发电利用小时数情况（小时） 图表11：2010以来火电、水电及全国电力平均的利用小时数情况（小时） 图表12：风电企业的利用小时数情况（小时） 图表13：光伏企业的利用小时数情况（小时） 风光绿电利用小时数上升的背后，消纳水平提升政策是重要的驱动力。 2016年，国家发改委、能源局发布《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，核定了部分存在弃风、弃光问题地区规划内的风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数，并提出确保最低保障收购年利用小时数以内的电量以最高优先等级优先发电。此后，2018年，国家发改委、能源局发布《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，提出到2020年，基本解决清洁能源消纳问题。随着政策鼓励风光可再生能源电力的本地消纳，风光弃风弃电问题显著改善。此外，特高压输电线路建设，实现了西北风光电力富足地区的风光可再生能源电力外送和跨区域交易，进一步推动了风光可再生能源电力消纳。 风光的弃风弃光率显著下降，推动风电、光伏的利用小时数水平增长。 根据全国新能源消纳监测预警中心数据，我国风电的弃风率由2016年的17%降至2020年的3.5%，下降了13.5pct；同期内，我国光伏发电的弃光率由10.3%降至2.0%，下降了8.3pct。2021年前三季度，我国弃风率、弃光率分别为3.1%、2.0%。弃风率较2020年同期下降0.3pct，对应的是风电利用小时数为1640小时，较2020年同期增加91小时； 光伏的弃光率则较2020年同期增加0.3pct，对应的光伏发电利用小时数较2020年同期减少4小时。 整体而言，2016年风电、光伏发电的利用小时数增长的原因在于，政策推动风光电力消纳水平提升。我们认为，短期支持风光清洁能源消纳的政策频发，风光可再生能源消纳水平或可提升，这将推动风光运营企业的利用小时数进一步增长，进而有效提升新能源发电企业的盈利能力。 图表14：《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》规定的清洁能源消纳比例 图表15：风光重点地区最低保障收购年利用小时数核定表 图表16：我国已投运特高压项目及可再生能源输送情况 图表17：2016年以来我国风光的弃风弃光率情况 推动风光新能源消纳政策频发，风光新能源消纳水平有望稳步提升。 2021年以来，国家陆续出台了多项利好风光新能源消纳的政策，包括推动新型储能发展、优化峰谷分时电价机制、完善能耗双控制度以及推动省间电力现货交易等；此外，绿电交易市场开启亦有助于促进风光新能源电力消纳。随着政策推动风光新能源消纳，弃风弃光率或将进一步下降，风光新能源运营企业的利用小时数以及新能源电力电价有望提升，有助于推动绿电企业业绩增长。然而，我国当前风光可再生能源的弃风弃光率已处于较低水平，进一步降低的边际空间较为有限，政策出台更多的是维持较低水平。因而，我们认为，未来政策因素推动绿电企业利用小时数增长的空间可能较为有限，这也是近年来绿电企业利用小时数难以进一步大幅增长的重要原因。那么，这是否意味着绿电企业的利用小时数不会再发生显著变化？对于这一问题，我们将在下文进行进一步的分析。 图表18：2021年以来促进风光新能源消纳的政策 3.2.政策之外，还有什么因素影响绿电企业的利用小时数？ 我们认为，除政策因素影响外，未来长期绿电企业的利用小时数仍会进一步提升，而这背后的驱动因素则在于绿电企业上游持续技术创新和电力市场化改革。光伏组件、风电设备的技术创新将有助于更好地利用风光等可再生能源，提升风光发电效率，而风光发电效率提升的表征指标则是利用小时数的增长。因而，中期维度来看，风光发电企业利用小时数有望进一步增长，从收入端利好绿电企业。 3.2.1.组件转化效率等多因素共驱，技术创新的乘数效应突