公用事业2024年第23周周报：碳市场建设是新一轮电改最重要一环

证券研究报告 碳市场建设是新一轮电改最重要一环 公用事业|电力行业定期报告 2024年06月10日 投资要点： 看好（维持）——公用事业2024年第23周周报（24/06/03-24/06/07） 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% -5% -10% -15% -20% -25% 电力沪深300 相关研究 请务必仔细阅读正文之后的免责声明 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性。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8.2%，沪深300下跌0.8%，同花顺全A下跌2.3%，主动股基下跌0.2%，推荐组合跑赢沪深3009.00个百分点，跑赢主动股基8.47个百分点。2024年以来推荐组合上涨29.56%，沪深300上涨4.17%，同花顺全A下跌4.96%，主动股基下跌2.38%，推荐组合跑赢沪深30025.39个百分点，跑赢主动股基31.94个百分点。 公用事业：碳市场建设仍然是新一轮电改最重要的一环 近期市场对电力体制改革的关注度显著升温。2024年6月4日国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作，保障新能源高质量发展的通知》，对于新形势下新能源消纳、发展等问题做出了统筹规划，一方面强调电网、灵活性资源建设，同时强调电源与电网、调节资源的建设时序匹配，多方面解决新能源消纳问题。但是我们认为，当前“双碳”战略背景与“十三五”期间今非昔比。“十三五”期间我国通过加速特高压建设，强化消纳责任考核、推进配套基础设施以及辅助服务市场等多项政策促进消纳，效果不甚明显。最终依靠2016年底，国家发改委、国家能源局印发《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》、《能源发展“十三五”规划》，明确建立弃风率和弃光率预警考核机制，从源头上遏制新能源运营商装机热情。 理论上，解决新能源消纳压力的措施大类上分为三种，1）供给端：减少供给增量；2）需求端：增加需求，包括当地需求以及外送需求；3）电力系统坚韧性：提高电网调度能力。与“十三五”期间相比，我国当前一方面低碳转型对能源结构提出硬约束，另一方面新能源上游产业链体量对我国制造业整体格局构成系统性影响，解决消纳应更多从需求侧入手。追根溯源，电力的价值包括能量价值、时间价值与环境价值，当前所谓的“新能源”平价仅仅指能量价值平价，考虑到时间价值（即新能源不稳定）后，新能源尚无法与传统能源竞争，导致新能源的有效需求不足。 解决新能源消纳困境的关键是赋予电力环境价值。新能源最主要的优势是没有碳排放，因此对于电力行业投资而言，碳价格与绿电溢价一体两面，碳价格直接决定了绿电溢价以及传统电源和可再生能源的相对竞争优势，进而决定了新能源的收益率。碳价格存在多种表现形式，碳市场中的交易价格为显性碳价格，各省非水可再生能源消纳责任权重、政府授权差价合约（绿电价格保护措施）中包含隐形碳价格。长期来看，碳市场是发挥新能源环境价值、促进全社会减碳最有效的手段，在碳市场建立之前，非水可再生能源消纳责任权重，政府授权价差合约等行政手段更为简单易行，对提升新能源收益率至关重要。 具体而言，我国碳市场建设亟需打通三大堵点：1）当前背景下能耗双控及非水可再生能源消纳责任权重发挥重要作用，但是长期来看碳市场效率更高，碳市场将逐步取代能耗双控；2）碳市场与绿证互认亟需打通；3）我国绿证的国际互认需要进一步突破。 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，碳市场政策推进不及预期 目录 1.碳市场建设仍然是新一轮电改最重要的一环3 1.1能耗双控制度逐步完善未来或被碳市场取代3 1.2碳市场与能耗双控的互认迫在眉睫当下绿证价值难以体现5 1.3碳市场全球互认仍需突破国际碳市场任重道远6 2.推荐组合本周表现8 3.重点公司估值表8 1.碳市场建设仍然是新一轮电改最重要的一环 近期市场对电力体制改革的关注度显著升温，2024年6月4日国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作，保障新能源高质量发展的通知》，对于新形势下新能源消纳、发展等问题做出了统筹规划，一方面强调电网、灵活性资源建设，同时强调电源与电网、调节资源的建设时序匹配，多方面解决新能源消纳问题。 理论上，解决新能源消纳压力的措施大致分为三种，1）供给端：减少供给增量；2）需求端：增加需求，包括当地需求以及外送需求；3）电力系统坚韧性：提高电网调度能力。“十三五”期间我国解决消纳问题主要通过建立弃风弃光率考核机制，从源头上遏制新能源运营商装机热情实现，但是对于“十四五”期间，我们认为一方面低碳转型对能源结构提出硬约束，另一方面新能源上游产业链体量对我国制造业整体格局构成系统性影响，当前背景下，解决消纳应更多从需求侧入手。 追根溯源，电力的价值包括能量价值、时间价值与环境价值，当前所谓的“新能源”平价仅仅指能量价值平价，考虑到时间价值（即新能源不稳定）后，新能源尚无法与传统能源竞争，导致新能源的有效需求不足。 解决新能源消纳困境的关键是赋予电力环境价值。新能源最主要的优势是没有碳排放，因此对于电力行业投资而言，碳价格与绿电溢价一体两面，碳价格直接决定了绿电溢价以及传统电源和可再生能源的相对竞争优势，进而决定了新能源的收益率。碳价格存在多种表现形式，碳市场中的交易价格为显性碳价格，各省非水可再生能源消纳责任权重、政府授权差价合约（绿电价格保护措施）中包含隐形碳价格。 长期来看，碳市场是发挥新能源环境价值、促进全社会减碳最有效的手段，在碳市场建立之前，非水可再生能源消纳责任权重，政府授权价差合约等行政手段更为简单易行，对提升新能源收益率至关重要。 具体而言，我国碳市场建设亟需打通三大堵点：1）当前背景下能耗双控及非水可再生能源消纳责任权重发挥重要作用，但是长期来看碳市场效率更高，碳市场将逐步取代能耗双控；2）碳市场与绿证互认亟需打通；3）我国绿证的国际互认需要进一步突破。 1.1能耗双控制度逐步完善未来或被碳市场取代 在碳市场完善之前，我国政府更多依赖能耗双控、可再生能源消纳权重等行政手段来实现减排，目前能耗双控与消纳权重已经与绿证衔接，但是效率不及碳市场。 能耗双控与可再生能源消纳责任权重互为补充，前者约束能源消费总量及强度，后者约束能源结构，包括可再生能源消纳责任权重和非水可再生能源消纳责任权重。具体而言： 能耗双控即能源排放总量与单位GDP排放强度双重控制，在2021年底中央经济工作会议中，我国提出加快“能耗双控”向“碳排放”双控转变。最初版本的能耗双控包括所 有类型的能源，在2024年2月国家发展改革委、国家统计局、国家能源局发布的《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，对于可再生能源和非水可再生能源消纳责任权重，直接交易的绿电及绿证可以计入消纳量，帮助完成消纳责任考核。 原文：非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控。在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核中，将可再生能源、核电等非化石能源消费量从各地区能源消费总量中扣除，据此核算各地区能耗强度降低指标。 将绿证作为可再生能源电力消费基础凭证，加强绿证与能耗双控政策有效衔接，将绿证交易对应电量纳入“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算。 在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算中，实行以物理电量为基础、跨省绿证交易为补充的可再生能源消费量扣除政策。 不改变国家和省级地区现行可再生能源消费统计制度，参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易对应的电量，按物理电量计入受端省份可再生能源消费量；未参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易、但参与跨省绿证交易对应的电量，按绿证跨省交易流向计入受端省份可再生能源消费量，不再计入送端省份可再生能源消费量。 受端省份通过绿证交易抵扣的可再生能源消费量，原则上不超过本地区完成“十四五”能耗强度下降目标所需节能量的50%。 按照上述框架，各省整体完成消纳责任权重=（区域内生产且消纳的可再生能源电量+区域外输入的可再生能源电量+市场主体消纳量净受让量之和+绿证认购量之和-免于考核电量对应的可再生能源电量）÷（区域全社会用电量-免于考核电量）。 非化石能源不再纳入能耗双控后，能耗双控已经很大程度接近了“碳排放”双控（此前版本为“可再生能源”，不包括核电）。在能源消费内部，可再生能源消费量不达标的省份，通过购买绿证完成消纳，有力促进了可再生能源生产省份的绿电消纳。消纳权重的设定，实际上包含了隐性碳价格。 能耗双控、可再生能源消纳责任权重与碳市场实现的功能有一定重叠，但是前两者的效率均不如碳市场。相比碳排放双控，能耗双控考核的是能源消耗量，属于热值单位。然而，一方面，不同品种的能源在相同热值下的碳排放量并不相同，如单位热值天然气的碳排放量只有煤炭的60%，碳排放双控更加符合能源转型本意。 另一方面，无论是双控还是权重考核，这些行政手段中包含的隐形碳定价很难准确折算成显性定价，无法为绿电溢价提供清晰的参考标准；行政划分的各省减排指标，并非市场化条件下的区域要素最合理配置，也无法实现未来全球碳市场互认。进一步完善碳市场，用碳市场取代能耗双控，仍然是我国减排政策的演进路径。 1.2碳市场与能耗双控的互认迫在眉睫当下绿证价值难以体现 碳交易的基本逻辑是政府对一个或多个行业的碳排放实施总量控制，并向控排主体分配碳排放权配额（即碳配额），控排主体可根据自身情况选择将政府发放的配额用于自身减排义务抵消或进行交易。在该机制下，碳排放权被赋予特定产权，具备了可转让和交换的商品属性，通过市场机制实现碳排放的额度化、资产化和市场化，充分发挥市场在配置资源中的决定性作用。 我国全国碳市场于2021年启动，但是当前交易量价与欧洲和美国加州相比显著不足。 我国区域碳市场启动于2011年，共有北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、深圳和福建 8个试点省市。全国碳市场于2021年7月上线交易，值得强调的是，我国全国碳市场不是在各个试点基础上发展的，而是独立设计的，最终将覆盖发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和国内民用航空等八大行业，但是启动初期仅纳入了发电行业。 配额宽松是碳市场交易不活跃的根本原因。出于让控排企业适应碳交易机制考虑，我国总体采取了较宽松的配额分配，多数企业不需要购买配额即可完成履约，因此我国碳市场有价无市，价格维持在100元/吨的较高水平，但是成交量