大国碳中和之绿电交易-国内外绿电交易对比，剖析绿电价值，探求运营商收益率演变

电价补贴阶段，运营商收益率基本维持稳定。随着风电和光伏装机成本下行，2009-2020 年，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类资源区风电标杆电价分别下降下降 43%、37%、34%、23%；Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区光伏标杆电价分别下降 61%、58%、51%。 三峡能源 ROE 保持在 8%-10%，太阳能公司 ROE 保持在 7%-8%。 从全球经验看，绿电市场交易机制是大势所趋。全球主要国家促进绿色电力制度的发展，基本经历了财政补贴→到配额制&绿证→再到市场化绿电交易。 在此过程中 PPA 协议成为重要交易方式，是双方共赢的选择。 市场化阶段，绿电收益率或取决于电力供需匹配和碳排放控制强度。市场化交易阶段，我们认为绿电价值=电能价值+环境价值-非自身支出辅助服务成本。绿电运营公司收益率或取决于电力供需匹配和碳排放控制强度。随着我国碳排放控制强度不断加大，对应环境价值不断提升，而辅助服务成本不断下降，新能源运营商充分受益绿电价值提升。 2011-2021 年，美国新纪元能源（NEE）ROE 总体呈先降后升，基本保持在 10%以上。前期主要由于市场化电价，特别是 PPA 价格下降较快，导致资产周转率从 0.28 降至 0.15，带动 ROE 下降；2021 年，由于全球碳排放控制趋严，PPA 价格上涨，公司 ROE 触底回升。西班牙伊维尔德罗拉（IBE）ROE 同样呈先降后升，2011-2015 年,由于净利率和负债率下降，带动 ROE 从 9%下降至7%；2016 年以来，随着电力交易价格回升，公司 ROE 从 7%提升至 2020 年 9.9%。 绿电的稳定收益率和增长高确定性，带动海外公司估值提升。2011-2021 年，NEE 公司股价叠加股息率收益约 994%，年化收益率约 27%，远高于同期道琼斯工业指数年化 11.4%的收益率。对其收益率进行拆分，盈利增长（EPS 增长）贡献约 26%，分红贡献约 13%，估值提升（PE 提升）贡献约 61%。IBE 公司 PE 约 18 倍，PB 约 1.8 倍，较西班牙 IBEX35 指数高约 50%。 投资建议：短期看，上游产能不断扩张，成本将有望下降；长期看，新能源运营商受益绿电价值提升，将维持合理收益率，并保持高增速。我们推荐有较大抽水蓄能和新能源规划，估值处于底部的湖北能源；有抽水蓄能、化学储能资产注入预期的文山电力；推荐“核电与新能源”双轮驱动的中国核电； 推荐现金流充沛的火转绿龙头华能国际、华润电力、中国电力、吉电股份等； 推荐有资金成本、资源优势的新能源运营龙头三峡能源、龙源电力。 风险提示：行业政策不及预期；电价下调；上游成本上涨；行业竞争加剧。 初衷：剖析绿电价值，探索运营商收益率演变 2020 年 9 月 22 日，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上向世界庄严承诺，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。 电力是碳排放的最大来源，电力是碳排放的最大来源。因此，绿电板块备受关注，但是总有些疑问萦绕在脑海：何种交易机制能促进绿电合理发展？在竞价配置和市场化推进过程中，绿电盈利能力将如何演变？绿电板块估值怎么给？我们写这篇报告的初衷是想通过国内外对比，拨云见日，为绿电的投资发展贡献一份力量。 风力和光伏发电成本持续下行。2011-2020 年，我国陆上风电平均装机成本由 1459美元/kW 下降为 1264 美元/kW，下降 13.4%；LCOE（平准化度电成本）由 0.066美元/kWh 下降至 0.033 美元/kWh，下降 50%。2011-2020 年，我国光伏发电平均装机成本由 3458 美元/kW 下降为 651 美元/kW，下降 81%；LCOE（平准化度电成本）由 0.248 美元/kWh 下降至 0.0438 美元/kWh，下降 82%。 图 1：我国陆风装机成本及 LCOE 图2：我国光伏装机成本及 LCOE 补贴阶段，风电和光伏电价随成本下行，运营商收益率基本维持稳定。2009-2020年，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类资源区风电标杆电价分别下降下降 43%、37%、34%、23%； Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区光伏标杆电价分别下降 61%、58%、51%。由于装机成本下降，新能源运营商的收益率保持稳定。三峡能源 ROE 保持在 8%-10%，太阳能公司 ROE保持在 7%-8%。 图 3：我国陆风各资源区标杆电价 图4：我国光伏各资源区标杆电价 补贴阶段，风电和光伏电价随成本下行，运营商收益率基本维持稳定。2009-2020年，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类资源区风电标杆电价分别下降下降 43%、37%、34%、23%； Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区光伏标杆电价分别下降 61%、58%、51%。随着装机成本下降，风光发电逐渐退补，但是新能源运营商的收益率保持稳定。三峡能源 ROE 保持在8%-10%，太阳能公司 ROE 保持在 7%-8%。 图 5：三峡能源盈利能力分析 图6：太阳能盈利能力分析 作为未来的主体能源，市场化交易有助于新能源消纳。2021 年全年看弃风率仍有改善，但从逐月数据看，弃风弃光在个别月份有加重迹象。特别是在冬季风电利用率有所下降，夏季光伏利用率有所下降。参与市场化交易可以引导用电侧据“风”据“光”生产，解决新能源消纳问题。 图 7：全国弃风率逐月变化情况 图8：全国弃光率逐月变化情况 市场化交易将充分反映电力的供需、成本和品质。我们认为，绿电价值=电能价值+环境价值-非自身支出辅助服务成本，绿电价格需要综合考虑电力供需匹配、碳排放控制强度等因素。以山东现货市场的数据为例，光伏发电出力较大时间段，电力供大于求，电价将大幅降低。随着新能源项目竞价配置和市场化交易推进，绿电电价、收益率将如何演变？我们接下来的篇幅，将对此研究分析。 图 9：山东 2022 年 4 月电力中长期交易加权均价（元/MWh） 图10：山东电力现货交易实时现货市场 2022 年 4 月 1 日价格 回望：我国绿电交易发展步步为营 从“补贴”到“绿证+配额制”，政策支持促进绿电快速发展 探索“绿证”补偿代替补贴。2006 年,《可再生能源法》实施以来，在可再生能源电价补贴、保障性收购等政策支持下，我国可再生能源电力市场规模迅速增加。 随着装机不断扩大,补贴规模和缺口也在加大，如何解决补贴缺口成了首要问题。 新能源装机成本不断降低，自 2016 年起行业补贴逐渐退坡。为促进可再生能源消纳，引导市场化绿电溢价补偿，缓解补贴压力。2017 年我国在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购，建立了绿色证书核发和认购平台及交易体系，并于当年 7 月正式启动交易认购。 绿色证书交易体系基本建立以来，市场交易推进较缓慢。截至 2021 年 9 月末，风电核发证书约 2775 万个，挂牌 486 万个，交易 7.9 万个；光伏发电核发证书约715 万个，挂牌 86 万个，交易 7500 个。 由于绿色证书出售收益替代国家电价补贴的定位，最初只有国家电价补贴目录的项目可申请绿证，对应发电量不再享受国补，这些项目建成时间相对早，成本、价格和补贴水平相对高，造成核发和挂牌的绿色证书价格始终偏高，影响了个人、用电企业采购积极性。随着政策进一步拓展至平价项目亦可申请绿证，2021 年后绿证价格逐渐走低，同时提升了交易活跃性。风电、光伏绿色证书价格基本降至50-100 元/个。 图 11：绿证交易价格（元/个） 为促进绿证交易，可再生能源电力消纳责任权重机制应运而生。2019 年 5 月，国家发展改革委、国家能源局印发的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》下达了 2018—2020 年各地区可再生能源电力消纳责任权重指标。要求2018 年消纳责任权重开展自我核查，2019 年模拟运行并对市场主体进行试考核。 自 2020 年 1 月 1 日起，全面进行监测评价和正式考核。 消纳保障机制中采用“可再生能源消纳责任权重”替代了在 2018 年下达的“可再生能源电力配额”。以体现各类承担消纳责任的市场主体及所有电力消费者履行可再生能源电力消纳责任的义务和政策初衷。无法实现目标的消纳责任主体有两种履约渠道：自愿认购绿证；或向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额消纳量。以达到消纳量市场和绿证市场的动态平衡，同时新能源发电企发电取得绿证，通过交易形成收入，以替代国家新能源补贴。 2021 年进一步下达《2021 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，逐步提升，明确 2021 年可再生电力以及非水可再生电力的消纳责任权重目标以及2022 年的预期目标。 图 12：可再生能源电力消纳责任权重和绿证交易体系 配套“双控”政策予以支持，鼓励各省通过可再生能源电力消纳和绿色电力证书交易，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。有望通过整体能源消费的政策约束，加强对可再生能源电力消纳的促进力度。 启动“绿电”交易试点，市场化交易促进绿电健康发展 2021 年 9 月 7 日，绿色电力交易试点启动。首批绿色电力交易共 17 个省份 259家市场主体参与，交易电量 79.35 亿千瓦时。其中，国家电网公司经营区域成交电量 68.98 亿千瓦时，南方电网公司经营区域成交电量 10.37 亿千瓦时（均价提高 2.7 分/千瓦时）。绿色电力成交价格较当地电力中长期交易价格增加 0.03~0.05元/千瓦时。本次交易预计将减少标煤燃烧 243.60 万吨，减排二氧化碳 607 万吨。 随着全国绿色电力交易试点范围扩大，江西电力交易中心于 2021 年 9 月 30 日至10 月 15 日开展 2021 年 10-12 月江西电力市场绿色电力交易，按照平稳起步的原则，本次绿色电力交易价格设置上限价格为 0.4643 元/千瓦时；下限价格为 0.4243元/千瓦时，高于江西煤电基准电价（0.4143 元/千瓦时）0.01-0.05 元。广州电力交易所则于 9 月下旬开展第二批绿色电力交易试点。 发改委表示，绿色电力交易是电力中长期交易市场框架下，设立的交易品种，给予绿色电力优先权，优先结算、调度、安排。初期以风电、光伏等绿色电力为交易标的，逐步扩大到水电等其他可再生能源。主要制度安排包括以下几方面。 表1：绿色电力交易主要制度安排 总体来看，平价新能源装机规模有限的省份，省内绿电供应不足，电网可以出售其收购的绿电，之后仍有缺口将由电网公司省外调配交易。具体来看，交易绿色电力来源按照次序： （1）完全市场化上网的风电、光伏电量，绿电产生的附加收益归发电企业，将成为积极出售绿电的主体。如果部分省份在市场初期完全市场化绿色电力规模有限，可考虑向电网企业购买保障收购或政府补贴的绿色电力。 （2）其次是无补贴、电网保障收购的风电、光伏电量，这类是保障利用小时数内、但不享受补贴电价的新能源电量。 （3）最后是带补贴的项目，风电、光伏电量，发电企业退出补贴参与绿电交易，产生的附加收益归发电企业。 绿电交易不消耗保障性收购小时。2021 年 11 月 19 日，江苏省公布《关于开展 2022年电力市场交易工作通知》，明确风、光发电可以按照不超过 1800、900 小时参与年度市场交易，若为补贴项目则该部分不领取补贴和绿证，同时不计入全寿命周期保障收购小时。 新能源发电企业自主选择，参与保障性收购消耗保障收购小时，或参与市场化不消耗保障利用小时。可合理分配保障利用小时，在市场化交易价格溢价时多参与市场化交易，提升全寿命周期项目收益率。 图 13：江苏新政策绿电市场化交易部分不计入保障收购小时 绿电价值需要综合考虑“控碳”强度和辅助服务成本 绿电交易市场实现了绿色证明和交易电量的“证电合一”，绿电和绿证同步交易给电力用户，同时为一次性为新能