绿电环境价值逐步凸显，补贴有望加速回收

本周专题： 2月15日，国家能源局、财政部、国家发改委印发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（以下简称《通知》），进一步完善绿电交易机制和政策，推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易。本周我们从该《通知》出发分析绿电交易对新能源运营商的影响。 核心观点 参与范围扩大+对冲补贴方式进一步明确，绿电交易量有望快速提升 此前《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》提及，绿色电力交易优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量参与交易。《关于推动电力交易机构开展绿色电力证书交易的通知》提及带补贴的绿色电力附加收益的处理，但并未明确对冲方式。而本次《通知》提出在推动平价可再生能源项目全部参与绿电交易的基础上，稳步推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易，同时进一步明确对冲补贴的方式，绿电交易量有望快速提升。此外，绿电、绿证、碳市场的衔接也有助于进一步增加绿电的交易量。 明确绿电交易溢价收益，各区域电价所受影响具有差异 《通知》提出，由国家保障性收购的绿色电力可统一参加绿电交易或绿证交易，参与电力市场交易的绿色电力由项目单位自行参加绿电交易或绿证交易。对于不同地区而言，带补贴的绿色电力参与绿电交易或绿证交易的影响也有所差异。我们认为，一方面，对于新能源占比低的地区以“保量保价”的保障性收购为主，新能源上网电量执行批复电价，不参与市场化交易，参与绿电交易的影响主要在于补贴加速回收。另一方面，新能源占比较高的地区，如华北、西北、东北等多数省份以“保障性消纳+市场化交易”方式消纳新能源，其中“保障性消纳”部分参与绿电交易的影响主要在于补贴加速回收，“市场化交易”部分综合电价变动趋势具有不确定性。 补贴回收进程加速，新能源运营商盈利能力和现金流有望改善 多措并举缓解可再生能源补贴基金的收支缺口压力，补贴拖欠问题有望加速解决，新能源运营商盈利能力和现金流有望改善。一方面，对于国家可再生能源补贴的绿电项目而言，绿色溢价高于或等于补贴时，发电企业将选择放弃补贴选择获取溢价，从而可以快速回收部分补贴额；绿色溢价低于补贴时，溢价部分将冲抵补贴。这意味着将有部分补贴传导至用户侧。另一方面，2022年两网分别成立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司，统筹解决可再生能源发电补贴问题。此外，《通知》提出当绿电交易结算电量占上网电量比例超过50%且不低于本地区平均水平时，由电网企业审核后可优先兑付中央可再生能源补贴。 投资建议：对于新能源占比低的地区的带补贴项目，参与绿电交易将加速补贴回收；对于新能源占比较高的地区的带补贴项目，“保障性消纳”部分参与绿电交易的影响主要在于补贴加速回收，“市场化交易”部分综合电价变动趋势具有不确定性。综合来看，政策推进下，绿色电力的环境价值将逐步凸显，同时通过向用户侧的传导，新能源运营商有望加速回收补贴，其现金流情况和盈利能力也有望有所改善。具体标的方面，建议关注【龙源电力（H）】、【三峡能源】、【金开新能】。 风险提示：政策推进不及预期，用电需求不及预期，电价下调的风险，行业竞争加剧，技术进步不及预期，硅料价格大幅上涨等 1.绿电环境价值逐步凸显，补贴有望加速回收 2月15日，国家能源局、财政部、国家发改委印发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（以下简称《通知》），进一步完善绿电交易机制和政策，推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易。本周我们从该《通知》出发分析绿电交易对新能源运营商的影响。 表1：绿电交易政策重要内容介绍 1.1.参与范围扩大+对冲方式进一步明确，绿电交易量有望快速提升 绿电交易相关政策规则逐步出台，绿电交易量快速提升。2021年9月我国绿色电力交易试点正式启动。2022年2月，广州电力交易中心等部门联合印发《南方区域绿色电力交易规则（试行）》；5月，北京电力交易中心印发《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》。 两份规则对绿电交易的交易组织、交易价格、交易结算、绿证划转等方式及流程进行了细化。2022年我国累计完成绿电交易227.8亿千瓦时。 图1：我国绿色电力市场累计交易电量（单位：亿千瓦时） 从范围来看，绿电参与市场规模逐步扩大。 此前《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》提及，绿色电力交易优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量参与交易；已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量可自愿参与绿色电力交易，其绿色电力交易电量不计入合理利用小时数，不领取补贴；分布式新能源可通过聚合的方式参与绿色电力交易。 《关于推动电力交易机构开展绿色电力证书交易的通知》提及带补贴的绿色电力附加收益的处理，但并未明确对冲方式。具体来看，对于所有绿证交易，完全市场化上网绿色电力或由电网企业保障性收购的平价可再生能源项目，产生的附加收益归发电企业；由电网企业保障性收购且享受可再生能源补贴的绿色电力产生的附加收益由电网企业单独归集，并以适当方式对冲可再生能源发电补贴。 本次《通知》提出在推动平价可再生能源项目全部参与绿电交易的基础上，稳步推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易，同时进一步明确对冲补贴的方式：享受国家可再生能源补贴的绿色电力，参与绿电交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有；发电企业放弃补贴的，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。 此外，绿电、绿证、碳市场的衔接也有助于进一步增加绿电的交易量。2022年4月26日，湖北省内首场绿色电力交易签约，参与交易的电力用户获得由湖北电力交易中心、湖北碳排放权交易中心共同认证的绿证，绿证上同时标明了交易电量和等效减排二氧化碳量。据《湖北日报》报道，这是全国首批电、碳市场双认证的绿证。企业凭借绿证，可将其富余的碳排放配额在国内碳市场中出售获益。 图2：南方区域绿色电力交易流程示意图 1.2.明确绿电交易溢价收益，各区域电价所受影响具有差异 广东、江苏等经济大省的平价新能源项目较早地参与绿电市场交易，整体交易价格相比燃煤机组基准电价有所溢价。2022年，广东省绿电成交均价为513.89元/兆瓦时，高于煤电交易均价，较基准电价上浮13.4%；江苏省绿电成交均价为462.88元/兆瓦时，低于煤电交易均价，较基准电价上浮18.4%。国家发改委、国家能源局印发《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》中提出要在成交价格中分别明确绿色电力的电能量价格和绿色环境价值。2023年广东省绿电成交量为15.6亿千瓦时，交易电能量均价529.94元/兆瓦时，平均环境溢价21.2元/兆瓦时；江苏省绿电交易电量为17.7亿千瓦时，交易电价468.58元/兆瓦时，平均环境溢价77.4元/兆瓦时。 图3：2022年广东和江苏省绿电交易溢价（元/兆瓦时） 图4：2023年广东和江苏省绿电成交量及溢价（单位：亿千瓦时） 《通知》提出，由国家保障性收购的绿色电力可统一参加绿电交易或绿证交易，参与电力市场交易的绿色电力由项目单位自行参加绿电交易或绿证交易。对于不同地区而言，带补贴的绿色电力参与绿电交易或绿证交易的影响也有所差异。一方面，对于新能源占比低的地区以“保量保价”的保障性收购为主，新能源上网电量执行批复电价，不参与市场化交易。因而我们认为，对于这些省份的带补贴项目，参与绿电交易的影响主要在于补贴加速回收。另一方面，新能源占比较高的地区，如华北、西北、东北等多数省份以“保障性消纳+市场化交易”方式消纳新能源。我们认为，这些省份的带补贴项目①“保障性消纳”部分参与绿电交易的影响主要在于补贴加速回收，②“市场化交易”部分若原本交易电价低于基准价，参与绿电交易后综合电价将会有所提高，同时环境溢价或将部分冲抵补贴； 若原本交易电价高于基准价，参与绿电交易后环境溢价部分或将冲抵补贴，综合电价或将下降。 图5：2022年各省份新能源发电量占比情况 1.3.补贴回收进程加速，新能源运营商盈利能力和现金流有望改善 为促进风电、太阳能等非水可再生能源行业发展，2011年财政部、国家发展改革委、国家能源局联合印发《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》，正式设立可再生能源发展基金。2012年，三部委联合印发《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》，将该基金收入确认为两部分：一是国家财政公共预算安排的专项资金，二是依法向电力用户征收的可再生能源电价附加收入。 图6：可再生能源基金运行机制 可再生能源发展速度与基金规模脱钩，补贴缺口逐渐加大。地方层面，新能源核准权限下放地方后，部分地区由于招商引资等需要，产生超规划核准现象；企业层面，产业扶持政策弹性难以适应技术进步的超常发展，部分企业为追求高投资回报，其电源容量快速扩张，可再生能源装机规模发展超出预期，所需补贴额迅速增加。多方面因素作用下，可再生能源补贴缺口不断加大，据风能专委会测算，截至2021年底补贴拖欠累计达4000亿左右。 图7：风光装机规模快速扩张 图8：可再生能源补贴缺口不断加大 多措并举缓解可再生能源补贴基金的收支缺口压力，补贴拖欠问题有望加速解决。这将有助于新能源运营商加快资金回笼进程，缓解企业的资金压力，进一步改善其现金流情况和盈利能力。一方面，本次《通知》提出，国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易，参与绿电交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有。对于发电运营商而言，绿色溢价高于或等于补贴时，发电企业将选择放弃补贴选择获取溢价，从而可以快速回收部分补贴额；绿色溢价低于补贴时，溢价部分将冲抵补贴。这意味着将有部分补贴传导至用户侧。另一方面，2022年两网分别成立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司，统筹解决可再生能源发电补贴问题。 此外，《通知》提出享受国家可再生能源补贴并参与绿电交易的绿电优先兑付补贴，即当绿电交易结算电量占上网电量比例超过50%且不低于本地区平均水平时，由电网企业审核后可优先兑付中央可再生能源补贴。 1.4.投资建议 《通知》进一步完善绿电交易机制和政策，推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易。对于新能源占比低的地区的带补贴项目，参与绿电交易的影响主要在于补贴加速回收；对于新能源占比较高的地区的带补贴项目，“保障性消纳”部分参与绿电交易的影响主要在于补贴加速回收，“市场化交易”部分综合电价变动趋势具有不确定性。综合来看，政策推进下，绿色电力的环境价值将逐步凸显，同时通过向用户侧的传导，新能源运营商有望加速回收补贴，其现金流情况和盈利能力也有望有所改善。具体标的方面，建议关注【龙源电力（H）】、【三峡能源】、【金开新能】。 2.环保公用投资组合 表2：环保公用投资组合（截至2月24日收盘） 3.重点公司外资持股变化 截至2023年2月24日，剔除限售股解禁影响后，长江电力、华能水电、国投电力、川投能源和华测检测外资持股比例分别为7.16%、0.57%、0.31%、2.78%和14.39%，较年初（1月3日）分别变化-0.03、-0.20、-0.14、+0.07和-0.14个百分点，较上周分别变化+0.13、-0.01、0.00、+0.04和-0.01个百分点。 图9：长江电力外资持股情况 图10：华能水电外资持股情况 图11：国投电力外资持股情况 图12：川投能源外资持股情况 图13：华测检测外资持股情况 4.行业重点数据跟踪 煤价方面，截至2023年2月24日，秦皇岛港动力末煤（5500K）平仓价为1173元/吨，较去年同期提高93元/吨，同比变化+8.6%，较2023年1月3日1175元/吨环比变化-0.2%。 库存方面，截至2023年2月24日，秦皇岛港煤炭库存总量为560万吨，较去年同期增加70万吨，同比变化+14.3%，较2022年1月1日572万吨环比变化-2.1%。 图14：秦皇岛Q5500动力煤价格（元） 图15：秦皇岛港煤炭库存（单位：万