公用事业2024年第22周周报：降碳方案强化需求侧指标 静待细节政策落地

证券研究报告 降碳方案强化需求侧指标静待细节政策落地 公用事业|电力行业定期报告 2024年06月02日 投资要点： 看好（维持）——公用事业2024年第22周周报（24/05/27-24/05/31） 证券分析师 刘晓宁 S1350523120003 liuxiaoning@huayuanstock.com 联系人刘晓宁 S1350523120003 liuxiaoning@huayuanstock.com 板块表现： 15% 10% 5% 0% 推荐低协方差资产组合：长江电力、华能水电、国投电力、川投能源、中国核电、中国广核。 同时推荐上海电力、黔源电力、湖北能源。上海电力为国电投华东区域旗舰，煤电资产聚焦长三角与土耳其，享受华东区域电价韧性与沿海电厂高煤价弹性，拥有长三角6台百万煤电机组成长。湖北能源低估值享受协方差扩散行情、基本面及公司治理有显著边际变化。黔源电力为水电板块的估值洼地，从现金流与净利润的比例角度看优于龙头水电，央企市值推动治理改善。 电力设备推荐东方电气、理工能科。我国用电负荷增速有望保持较高水平，对常规电源需求呈现刚性，抽蓄、核电大发展支撑业绩，东方电气显著受益；理工能科现金流及股东回报力度强劲，电力信息化投入加速，变压器油色谱改造量价齐升带来新成长曲线，为数不多的低估值、高股息、高成长电力设备标的。 推荐组合回顾（等权）：本周推荐组合（长江电力、华能水电、国投电力、川投能源、中国核电、中国广核，等权配置）上涨2.6%，沪深300下跌0.6%，wind全A下跌0.2%，主动股基下跌0.2%，推荐组合跑赢沪深3003.12个百分点，跑赢主动股基2.8个百分点。2024年以来推荐组合上涨22.8%，沪深300上涨4.34%，wind全A下跌2.92%，主动股基下跌2.31%，推荐组合跑赢沪深30018.46个百分 -5% -10% -15% -20% -25% 电力沪深300 点，跑赢主动股基25.11个百分点。 公用事业：降碳方案强化需求侧指标静待细节政策落地 国务院2024年5月29日发布《2024—2025年节能降碳行动方案》，提及非化石能源需求侧强制性指标，在近年减碳政策中相对少见，我们认为需要引起重视，后续落地情况对新能源消纳改善至关重要。文件提出化石能源消费减量替代行动、非化石能源消费提升行动、钢铁行业节能降碳等10大重点任务，机 相关研究 制建设包括：落实原料用能和非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控等政策，细化分解各地区和重点领域、重点行业节能降碳目标任务。严格实施节能目标责任评价考核，统筹考核节能改造量和非化石能源消费量。落实煤电容量电价，深化新能源上网电价市场化改革，研究完善储能价格机制。严禁对高耗能行业实施电价优惠。加快建设绿证交易市场，做好与碳市场衔接，扩大绿电消费规模。 我们认为需要重点关注的措辞是“细化分解各地区和重点领域、重点行业节能降碳目标任务”。非化石能源不纳入能耗双控，实质上就是实行碳排放双控，强制性指标中包含隐形碳价格。但是相比真正意义的碳市场，我国此前能耗双控政策是配额机制停留在省级层面，没有落实到具体企业。当省级层面能耗总量或强度超标后，具体企业购买绿电并不能使自己直接受益，存在收益成本不匹配问题。权责统一是市场化交易的基础。此次文件提到的“细化分解各地区和重点领域、重点行业节能降碳目标任务”值得期待，详细、具体的降碳指标以及绿证抵扣制度有望带来绿电消费的底层需求，改变当前我国绿电、绿证市场有价无市的现状。 从更广义的视角来看，当前制约我国新能源发展的直接因素是消纳问题。而消纳率承压的原因固然有新增装机超预期、特高压建设进度低于预期、调峰储能建设滞后等因素，但是最根本上是全社会对绿电的底层需求不足。“没有碳排放”是新能源相比化石能源的几乎唯一优势，因此解决当前新能源困局的根本途径在于让新能源的环境价值变现，即通过强制手段，让下游用户为碳排放付费，将环境成本向下游传导，实现收入的“开源”。我们认为此次文件对新能源行业最重要的亮点是涉及绿电需求侧机制，主要包括完善能耗双控制度、制定重点行业非化石能源消费比例以及加快绿证与碳市场衔接三方面。新此次文件多次提及绿电需求侧机制，绿电内在需求是解决当前整个新能源产业链困境的根本途径。虽然定量指标约束性不足，但是再次提及机制建设，我们认为后续落地情况以及具体细节要求需要密切关注。 投资分析意见：建议关注以下方向：1）绿电运营商方向：推荐港股中广核新能源，建议关注大唐新能源、龙源电力、三峡能源；2）电网设备方向：重点推荐电力信息化公司理工能科及特高压直流核心供应商许继电气，建议关注国电南瑞、中国西电、平高电气等；3）灵活性改造：重点推荐东方电气，建议关注：龙源技术、青达环保。4）虚拟电厂方向：建议关注：国能日新、朗新集团、东方电子等。5）氢能：建议关注华光环能等。 风险提示：电力市场化改革程度不及预期，绿电市场化交易电价低于预期。 请务必仔细阅读正文之后的免责声明 目录 1.降碳方案强化需求侧指标静待细节政策落地3 2.推荐组合本周表现6 3.重点公司估值7 1.降碳方案强化需求侧指标静待细节政策落地 国务院2024年5月29日发布《2024—2025年节能降碳行动方案》。文件提及非化石能源需求侧强制性指标，在近年减碳政策中相对少见，虽然当前背景下指标约束力有限，但是我们认为需要引起重视，后续落地情况对新能源消纳改善至关重要。 文件提出化石能源消费减量替代行动、非化石能源消费提升行动、钢铁行业节能降碳等10大重点任务，其中与可再生能源行业相关的定量指标包括： 1）到2025年底，全国非化石能源发电量占比达到39%左右。 2）“十四五”前三年节能降碳指标进度滞后地区要实行新上项目非化石能源消费承诺，“十四五”后两年新上高耗能项目的非化石能源消费比例不得低于20%； 3）到2025年底，电炉钢产量占粗钢总产量比例力争提升至15%； 4）到2025年底，电解铝行业可再生能源使用比例达到25%以上。 考虑到2023年我国非化石能源发电量比例为38.8%，2025年目标39%的实际提升幅度非常有限，且2023年来水偏枯导致水电发电量同比下滑，去年非化石能源发电量占比实为低基数。高耗能项目非化石能源消费比例不低于20%以及电解铝可再生能源使用比例达到25%对全国整体约束力有限，但是对纯煤电供能的微观主体有一定影响。综合来看，我们分析政策重点是落实存量新能源消纳，而非进一步提升新能源装机增速，与全文控产能基调一致。 除此之外，此次文件涉及多项机制建设，包括：落实原料用能和非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控等政策，细化分解各地区和重点领域、重点行业节能降碳目标任务。严格实施节能目标责任评价考核，统筹考核节能改造量和非化石能源消费量。落实煤电容量电价，深化新能源上网电价市场化改革，研究完善储能价格机制。严禁对高耗能行业实施电价优惠。加快建设绿证交易市场，做好与碳市场衔接，扩大绿电消费规模。 我们认为需要重点关注的措辞是“细化分解各地区和重点领域、重点行业节能降碳目标任务”。早在2021年底中央经济工作会议中，我国即提出加快“能源双控”向“碳排放” 双控转变。在2024年2月国家发展改革委、国家统计局、国家能源局联合发布的《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接，大力促进非化石能源消费的通知》中，明确非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控。 非化石能源不纳入能耗双控，实质上就是实行碳排放双控，强制性指标中包含隐形碳价格。但是相比真正意义的碳市场，我国此前能耗双控政策是配额机制停留在省级层面，没有落实到具体企业。当省级层面能耗总量或强度超标后，具体企业购买绿电并不能使自己直接受益，存在收益成本不匹配问题。 权责统一是市场化交易的基础。此次文件提到的“细化分解各地区和重点领域、重点行业节能降碳目标任务”值得期待，详细、具体的降碳指标以及绿证抵扣制度有望带来绿电消费的底层需求，改变当前我国绿电、绿证市场有价无市的现状。 从更广义的视角来看，当前制约我国新能源发展的直接因素是消纳问题。而消纳率承压的原因固然有新增装机超预期、特高压建设进度低于预期、调峰储能建设滞后等因素，但是最根本上是全社会对绿电的底层需求不足。 就能量价值而言，在用电侧，所有电源均为绝对意义的同质化商品。但是能源转型背景为电力在发电侧赋予了时间价值（发电时段是否可控）与环境价值（是否有碳排放）。当前语境下的“新能源平价”仅仅是能量价值平价，但是随着新能源占比的提升，其发电不稳定带来的劣势非线性增长，上游组件价格的下降远远无法弥补时间价值的缺失，加之非技术成本的增长，新能源新增装机收益率快速下滑，运营商资本开支乃至整个能源转型难以持续。 2023年全国新增风电装机76GW，基本符合预期；新增光伏装机217GW（2022年同期为87.4GW），大超市场预期。但是从上市公司业绩来看，2023年全年主要上市公司合计归母净利润仅同比增长2.9%。2024年一季度新能源板块主要上市公司合计归母净利润同比下滑1.3%，纵然有风况偏差的影响，但是增收不增利现象突出。 表1：新能源运营商2023年年报及2024年一季报归母净利润回顾（亿元） 2022Q4 2023Q4 同比 2022 2023 同比 2023Q1 2024Q1 同比 龙源电力 -2.42 1.41 扭亏 51.11 62.49 22% 23.36 23.93 2% 大唐新能源 11.55 4.98 -56.90% 34.88 27.52 -21% 11.35 10.69 -6% 三峡能源 9.68 17.45 80.30% 71.14 71.81 1% 24.19 24.22 0% 中闽能源 2.76 2.94 6.40% 7.29 6.78 -7% 2.73 2.13 -22% 嘉泽新能 1.55 1.54 -1.00% 5.82 8.03 38% 2.46 1.97 -20% 银星能源 0.14 -0.42 亏损 2.04 1.6 -21% 0.75 0.46 -39% 福能股份 9.86 9.87 0.20% 25.95 26.23 1% 5.32 5.26 -1% 浙江新能 7.76 6.27 -19.20% 7.76 6.27 -19% 1.21 1.73 43% 节能风电 16.3 15.11 -7.30% 16.3 15.11 -7% 4.02 4.32 8% 太阳能 13.88 15.79 13.80% 13.88 15.79 14% 3.89 3.51 -10% 协合新能源 8.72 9.64 11% 中广核新能源 1.95 2.68 37% 合计 71.06 74.94 5.50% 246.84 253.97 2.90% 79.29 78.22 -1.30% 资料来源：公司公告，华源证券研究 从过去几年的观察来看，市场有部分观点认为，新能源发电不稳定的劣势可以通过配套储能，建设特高压、发展现货市场提升消纳等途径解决，但是实际上，上述所有做法均是让时间成本在电力系统内部消化，从电力系统整体来看，增加的成本没有获得收益的渠道。不仅如此，随着新能源和传统电源比重的此消彼长，我国电力行业供需格局也发生了根本性变化，从缺电量变成了缺负荷，但是高峰负荷只能由火电等传统电源支撑，导致在电力系统内部，新能源竞争力也处于全面劣势，时间成本大部分由新能源独自承担。 重新审视能源转型的目的，“没有碳排放”是新能源相比化石能源的几乎唯一优势，因此解决当前新能源困局的根本途径在于让新能源的环境价值变现，即通过强制手段，让下游用户为碳排放付费，将环境成本向下游传导，实现收入的“开源”。 从环境成本传导的角度看，能耗双控、碳排放双控以及碳市场解决的都是一个问题，即通过强制措施，提升全社会对可再生能源的需求，只不过前两者更多通过行政手段，碳市场更多通过市场手段，但是碳市场交易的基础也是政府给用能企业发放的配