电力行业深度研究及2022年度投资策略：双碳第二乐章如何谱写？|电力_新浪财经

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（报告出品方/作者：长江证券，张韦华、司旗、宋尚骞）

1 复盘：“碳中和”元年而立，近十年最佳表现

“十四五”迎来“梦幻开局”，年初判断逐步兑现。“为了兑现“碳中和”的承诺，能源消费转向以新能源为主的非化石能源是必然结果，新能源行业价值将愈发凸显，建议关注新能源发电领域投资机会，包括具备先发优势的新能源运营商，以及积极转型新能源的火电”。如今，站在“碳中和”元年的岁末回顾，年初《拥抱“碳中和”》系列深度研究的判断得到了市场的认同：2021 年电力公用行业在资本市场表现上取得了近 10 年来最好的“梦幻表现”，以长江证券二级行业指数 —电力（长江）指数表现及其相对沪深 300 指数的超额收益来看，截至 11 月 12 日行业绝对收益达到 25.17%，仅次于 2014 年牛市时期；而相对收益更是高达 32.37%，超过所有其他年份表现。

产业逻辑深刻变化，市场认知初步构建。毫无疑问，“梦幻表现”的背后一定有着深刻的变化，电力公用行业同样也是“碳中和”背景下高确定性赛道的认知正在市场中初步构建。从近 3 年的资本市场表现来看，2021 年“两会”前夕市场对于“碳中和”关注度的提升，成为了电力公用行业超额收益趋势变化的分水岭：受制于种种原因，过去几年电力公用行业走势虽然随市场积极发展而稳步向上，但负向超额收益却日益扩大，2019 年行业跑输大盘 26.93 个百分点，2020 年再度跑输大盘 9.81 个百分点，“十三五”末期电力公用行业几乎消失在市场主流目光之中；而 2021 年 2 月初，在市场经历了“抱团瓦解”触发普遍回调的托衬下，得益于“碳中和”号召的关注度提升，电力公用行业略有回调后便快速收复失地并创出阶段性新高，自此电力公用行业确立了市场表现超额收益的“V”型反转。截至 2021 年 11 月 12 日，电力（长江）指数自 2019 年起累计实现收益 64.58%，同期沪深 300 指数上涨 64.62%，两者几近重新回到同一起跑线。

子行业轮番登台唱戏，行情演绎分四个阶段

电力资产全面重估，累计超额收益显著。在提出“碳中和”元年概念的同时，我们一直强调：电力产业链上各个环节都是完成“碳中和”的重要抓手，因此“碳中和”背后所蕴藏的投资机会始终贯穿整个电力公用行业。电力公用行业共有火电、水电、新能源发电以及地方电网等 4 个子行业板块，在“碳中和”的整体思路下，得益于政策和事件的催化，我们可以看到今年以来市场资金持续滚动挖掘不同细分领域的投资机会。

截至 2021 年 11 月 12 日，受到估值消化压力等多因素制约，部分权重股表现不佳导致沪深 300 指数年内累计下跌 7.20%，与此同时：

火电（长江）指数实现绝对收益 12.91%，跑赢大盘 20.11 个百分点，超额收益最高曾于 2021 年 9 月 28 日达到 52.24%，2-4 月以及 8-9 月是全年超额收益的主要来源；

水电（长江）指数实现绝对收益 10.86%，跑赢大盘 18.06 个百分点，3 月以及 8- 9 月贡献了全年的主要超额收益；

新能源发电（长江）指数实现绝对收益 47.23%，跑赢大盘 54.44 个百分点，在上半年表现相对有限的情况下，全年显著的超额收益几乎全部来自于下半年；

地方电网（长江）指数实现绝对收益 28.79%，跑赢大盘 35.99 个百分点，2-3 月以及 8 月至今是全年相对高光的表现，其中文山电力 10 月重大资产重组复牌后的 10 连板功不可没。

核心矛盾迁移，行情四段演绎。得益于行业内各个子行业板块轮番扛起超额收益的大旗，在大盘表现相对羸弱的背景下，2021 年开年至今电力（长江）指数累计实现绝对收益 25.17%，跑赢沪深 300 指数 32.37 个百分点，超额收益曾在 2021 年 9 月 30 日一度达到 47.87 个百分点。板块间轮动的表象之下，反映的是资本市场对于电力公用行业核心变量在关注重心上迁移的实质。纵观今年行业在资本市场的表现，结合产业政策和基本面变化，我们认为大体上行情的演绎可以分为 4 个阶段：1-4 月、5-7 月、8-9 月以及 10 月至今。

阶段一：传统框架和全新认知的交织与碰撞

累计收益并不突出，但阶段性机会显著。2021 年 1-4 月在我们看来是行情演绎的第一个阶段，传统框架和全新认知的碰撞直观体现在股价的波动率明显放大。在此期间内，电力（长江）指数累计实现绝对收益 1.94%、相对收益 4.68 个百分点，相较此后的行情而言并不突出。但是，与此同时行业阶段性的超额收益却非常显著，在 2 月 10 日至 3 月 24 日的 26 个交易日中电力（长江）指数累计实现了 23.07 个百分点的超额收益。

在这个阶段，市场中的一部分资金开始重新审视电力公用行业，但市场上更多的观点依然沿袭传统框架，即看中板块的避险属性。

“碳中和”成为会议窗口期确定性机会，低估值叠加政策预期催化行情演绎。我们认为，一季度电力公用行情启动的催化是“碳中和”，但行情启动的基础是低估值和避险需求。首先，基于行业对比的角度，受制于“十三五”末期行业估值的持续压缩，2021 年年初公用事业行业的估值水位处于过去 5 年的 35.44%，仅高于房地产、银行、建筑工程等行业。其次，通常在五年规划发布的重要节点前后，市场会基于重磅政策颁布的预期挖掘军工以及农业相关行业的投资机会，但今年 2 个行业在彼时均因为不同的原因表现差强人意，因此在 2020 年年底提出的“碳中和”便成为了重要会议相关内容中确定性最高的赛道受到市场资金的重视。

同一时间内，子行业板块之间的不同走势变化也能印证这一观点。可以发现，纵使当时有着诸多如水电将会参与 CCER 交易等诸多逻辑脆弱的误读“撑腰”，但实际上市场所挖掘的方向是避险属性，无论是估值绝对低位的火电还是传统防御板块的水电在此期间都明显走出超额收益，而前期强势的新能源发电在同一时间明显跟随大盘同步回调。此后，在大盘止跌企稳后各个板块的走势再度出现反复，火电、水电的收益率同步回落，新能源发电表现则有所反弹。抛开市场本身的风格因素影响外，我们认为在这一阶段下，市场开始初步出现新老框架下的电力公用行业认知碰撞，“周期”或是“成长”估值体系的选择题一定程度上贯穿于整个第一阶段，从而放大了行业超额收益的波动率。

阶段二：龙头登场刻画新能源运营的价值锚

2021 年 5-7 月在我们看来是行情演绎的第二个阶段，新能源运营龙头的重磅上市为相关资产的价值重估奠定基础。在此期间内，电力（长江）指数累计实现绝对收益 10.52%、同期沪深 300 指数下跌 4.94%，行业跑赢大盘 15.45 个百分点。在这一阶段里，电力公用行情呈现出稳步积累超额收益的特征，市场对于新能源运营资产开始有了更加清晰的价值锚，而这些一定程度上得益于新能源运营龙头三峡能源在这一时间内挂牌上市。

作为行业史上最大规模的 IPO“巨无霸”，三峡能源上市后获得市场高度认可。2019 年至今，资本市场在 3 年时间内密集迎来包括中国广核、邮储银行、京沪高铁、三峡能源和中国电信等在内的多个 IPO“巨无霸”，其中三峡能源以首发募资 227.13 亿元的规模位列第 4 位，成为中国电力行业史上最大规模 IPO。同时，6 月 10 日上市当日以涨幅 44.15％封住涨停，上市后 7 个交易涨幅超过 90%，在所有 IPO 融资规模超过 40 亿元的公司中居于首位。从估值角度来看，三峡能源上市后在短暂的新股氛围下曾达到过超过 55 倍的市盈率，此后股价虽有所回落，但整体仍维持在 35-40 倍左右的高估值水平。

三峡能源的体量之大叠加其涨幅之巨，其影响力使得全市场开始重新审视新能源运营资产在国内资本市场的定价。受此影响，叠加上同期除三峡能源外还有浙江新能等同类型公司挂牌上市、以及指数成分阳光电源同期实现超过 80%涨幅，新能源发电（长江）指数在第二阶段实现 34.23%的绝对收益，大幅跑赢同期大盘 39.17 个百分点和电力（长江）指数 23.72 个百分点。

阶段三：三大周期共振催化逻辑走向市场共识

基于我们的划分，2021 年 8-9 月是行情演绎的第三个阶段，电力运营资产价值有待重估走向市场的全面共识。在 2 个月的时间内，电力（长江）指数累计实现绝对收益 24.51%、同期沪深 300 指数下跌 1.37%，行业跑赢大盘 25.87 个百分点。在全国多地限电和能耗双控提升行业关注度的背景下，电价改革、新能源溢价以及火电转型三大周期共振，电力公用行情如期迎来我们在《拥抱“碳中和”》系列深度研究中所提出的 “隧道尽头的光”。

市场共识加速统一，电力行情全面开花。在此阶段电力公用行业成为全市场关注的重点，市场资金的持续涌入推动电力行情加速上行，板块性行情的背景下所有子行业均获得显著的超额收益。具体来看：火电（长江）指数累计实现绝对收益 39.34%，跑赢大盘 40.70 个百分点；地方电网（长江）指数累计实现绝对收益 30.10%，跑赢大盘 31.47 个百分点；水电（长江）指数累计实现绝对收益 21.47%，跑赢大盘 22.84 个百分点；新能源发电（长江）指数累计实现绝对收益 16.89%，跑赢大盘 18.25 个百分点。

大范围限电引发社会关注，机制改革预期逐步升温。2021 年二季度以来限电担忧便持续困扰部分地区的工业生产，进入盛夏后限电范围日益蔓延并最终出现 9 月中旬东北地区波及民生的恶劣影响事件。受此影响，社会各界开始重新审视当前的电力工业运行机制，关于矛盾激化的“煤电顶牛”、电力资产收益是否过低等讨论均被呈上台面。此外， 9 月 7 日绿电交易正式在全国试点启动，以巴斯夫为代表的多家行业龙头企业以溢价交易的形式为绿色电力的环境属性单独定价，打破了长期以来电力商品同质化的困境，进一步催化了未来新能源运营资产盈利能力上行的预期。我们认为，无论是传统的煤电浮动机制、亦或是新兴的绿电交易机制，本质上都是对于电力商品价格形成的规则进行深化改革，自此电价机制改革的预期在资本市场上开始正式升温。

事实上，自 5 月起电价机制改革便已初显征兆：1）5 月 25 日国家发改委出台《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》，提出“深入推进能源价格改革，持续深化上网电价市场化改革”；2）6 月 24 日，中国政府网公开国家发改委罕见点评回复的网友提问，在回复中国家发改委表示“居民电价偏低”、“将完善居民阶梯电价制度”；3） 7 月 26 日，国家发改委出台《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出“持续深化电价市场化改革、充分发挥市场决定价格作用，形成有效的市场化分时电价信号”。

粤滇市场电价中枢抬升，多地政策松绑浮动限制。从可高频跟踪的公开数据来看，云南省及广东省电力交易数据显示，在供需环境紧张、供电成本激增的情境下，两地电力市场化交易价格已经呈现出明显的同比抬升趋势。此外，三季度多地政府接连发文松绑电价上浮：7 月 23 日，内蒙古工信厅、发改委发布了《关于明确蒙西地区电力交易市场价格浮动上限并调整部分行业市场交易政策相关事宜的通知》，规定自 8 月起蒙西地区电力交易市场燃煤发电电量成交价格在基准价基础上可以上浮不超过 10%；

8 月 4 日，宁夏回族自治区发改委发布《关于调整 2021 年电力直接交易有关事项的通知》，对宁夏今年 8-12 月电力直接交易有关事项予以调整，并提出允许煤电交易价格在基准价的基础上上浮不超过 10%；8 月 26 日，上海市经济和信息化委员会发布《关于开展 2021 年上海市电力用户（含售电公司）与发电企业直接交易工作的补充通知》，要求进一步完善 “基准价+上下浮动”电力市场价格形成机制，取消燃煤标杆上网电价“暂不上浮”的规定。

在多地政策接连出台的催化下，市场的共识开始逐步形成，即：彼时深度亏损的火电资产本质上类似“煤加工”的角色，与其他受到上游商品大涨而挤压盈利空间的中游制造行业一样，未来同样存在着原材料价格反转触发这类资产盈利困境反转的可能。在此基础之上，体内新能源资产价值重估以及未来全面转型新能源发电提供的二次成长曲线，进一步打开了估值中枢修复甚至上行的空间。受此提振，以华能国际、华电国际、华润电力、上海电力和内蒙华电等为代表的公司在此阶段获得明显行情，其中华能国际 2 个月上涨 108.84%，位列电力公用行业涨幅第一。与此同时，新能源运营逻辑主导的标的同样表现出色，其中：核电作为清洁能源之一受到市场相应重视后，中国核电同期最高获得超过 60%的涨幅；地方性风光运营商同步开始被市场挖掘，福能股份、中闽能源和浙江新能分别获得 45.34%、78.57%和 63.33%的绝对收益。

阶段四：政策预期兑现叠加交易扰动下的回调

最后一个阶段，即 2021 年 10 月至今，我们认为是此轮行情演绎的第四个阶段，电价政策阶段性落地后交易层面出现扰动，资本市场表现等待产业基本面回应。“十一”之后，电力公用行业表现开始出现走弱迹象，在 10 月 8 日至 11 月 12 日期间电力（长江）指数累计下跌 8.32%、同期沪深 300 指数微跌 0.84%，行业跑输大盘 7.48 个百分点。

水火相关标的轮换休息，地方电网接棒行情表现。具体到细分行业的走势来看，第三阶段表现抢眼的火电和传统框架下防御属性的水电成为第四阶段收敛行业超额收益的主要原因。“十一”之后的交易日里，截至 11 月 12 日火电（长江）指数累计下跌 17.54%、水电（长江）指数累计下跌 10.88%，而同期新能源发电（长江）指数和地方电网（长江）指数的绝对收益分别为-0.99%和 8.44%。

从归因的角度出发，我们认为火电回撤的压力主要来源于两个方面：1）电价浮动限制放宽至 20%的政策于 10 月 8 日国常会落地，市场对于短期后续继续出台政策利好的预期显著降温；2）10 月 5 日产煤大省山西多地出现长时间的特大暴雨，在煤炭供给进一步受限的刺激下动力煤价格高位拉升，继而打压火电资产四季度盈利预期，市场担忧相关资产的盈利拐点顺延；3）在经济下行压力显性化、行政督导煤炭价格的背景下，市场对于明年电价的变动幅度甚至方向产生了疑惑，继而导致观望或者止盈情绪升温。水电方面，我们认为更多的是受制于今年汛期来水偏弱的影响，同时个别大市值标的股东减持一定程度上产生了负面情绪影响。

新能源发电表现仍稳健，文山电力点燃板块行情。新能源发电（指数）同期基本维持住自己的累计超额收益，大市值成份股三峡能源和阳光电源表现依旧稳健，同时政策方面依然有包括碳减排支持工具等暖风频吹。而地方电网（指数）在此阶段的逆势上扬，则主要是受板块内文山电力重组复牌的影响，南网抽水蓄能资产的注入方案激活了整个地方电网板块的上市平台价值。（报告来源：未来智库）

2 新能源运营：绿电溢价或成为“戴维斯双击”启动器

技术进步成本回落，2022 迈入全面平价时代

在“碳达峰、碳中和”的目标下，我国能源消费结构与电力供给结构必将做出对应的调整。根据我们在《拥抱“碳中和”系列：立足“碳中和”元年，拥抱能源新纪元》中的测算，预计我国煤炭消费占比将明显下降，“十五五”阶段煤炭消费的绝对量也将开始下行，“碳达峰·碳中和”下能源消费转向以新能源为主的非化石能源。根据国务院印发的《2030 年前碳达峰行动方案》，“十四五”及“十五五”我国预计将分别新增水电 4000 万千瓦，而核电由于建设周期长，“十四五”期间预计将新增 15 台核电机组，对应 1610 万千瓦装机规模。由于非化石能源中水电及核电增量有限，为实现“双碳”目标，未来十年我国新能源发电将迎来确定性快速增长。

从电价来看，随着风光电站的造价以及 LCOE 的降低，我国政府对风光补贴力度也在逐年减少。2019 年 5 月，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，提出 2022 年并网的风电项目，将不再享受风电电价补贴。2021 年 6 月，国家发改委发布《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，表示 2021 年起对新备案的集中式光伏、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴。因此存量补贴风电及光伏项目在 2021 年完成并网后，2022 年我国新能源将正式全面迈入平价时代。

整体来看，虽然从“量”角度分析，“双碳”目标下，新能源的快速增长几乎是确定性事件，但从“价”的角度来思考，我国新能源上网电价能否在 2022 年全面实现平价之后实现刚性或者实现上浮是市场关注的核心所在。2021 年 9 月，我国正式启动了绿电交易市场，从成交价格来看，首批绿电交易价较当地中长期价格溢价 3~5 分钱/千瓦时。在此背景下，绿电交易将会带来怎样的影响？能否给新能源长期电价走势带来改变？

新能源消纳叠加双控考核，用户存在风光用电刚性需求

双控压力叠加非水消纳考核，清洁电力需求稳步增加

“双碳”背景下能耗双控面临严峻的考核形势。今年以来，我国多地发生拉闸限电的现象，据人民网披露，除受电力供需趋紧影响之外，还有重要的原因是多地未完成能耗双控要求而采取的紧急限电措施。2021 年年初发布的《 “十四五”国民经济和社会发展规划与 2035 年远景目标纲要》提出“十四五”期间全国单位 GDP 能耗和二氧化碳排放分别降低 13.5%、18%的节能目标，要求 2021 年单位 GDP 能耗降低 3%。而近三轮通报情况中宁夏、广西、广东等多个省份能耗强度考核始终未达标，能源消费总量方面，云南省持续为一级预警，广东、广西等也始终未达标。

双控惩罚措施严格，重视程度有望提升。2019 年，能耗双控内蒙古考核结果为未完成等级，国家发改委对考核结果为未完成等级的内蒙古自治区予以通报批评。在国家发改委印发的《各地区 2020 年前三季度能耗双控目标完成情况晴雨表》中提出，各地区特别是预警等级为一级和二级的地区，要坚决贯彻落实党中央、国务院决策部署，统筹处理好经济社会发展和节能降耗的关系，在保障关系国计民生的重点项目和民生合理用能的同时，进一步加大节能工作力度，采取有效措施，加快工作进度，尽最大努力完成能耗双控目标任务。在《2021 年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》及其印发通知中，发改委要求对能耗强度不降反升的地区（地级市、州、盟），2021 年暂停“两高”项目节能审查（国家规划布局的重大项目除外）。

双控方案细则提出，明确绿电消纳需求。9 月 16 日，国家发改委发布《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，明确“十四五”时期我国能耗双控制度的总体安排、工作原则和任务举措。并对之前能源消费考核机制进行了进一步完善，主要明确了：预留总量指标、超额可再生电力免计考核和用能市场交易。对于当前持续趋紧的能耗双控要求，使用绿电是降低地方双控压力的直接手段之一，地方也有望以更积极的态度开发并使用可再生能源，也随之直接增加了对绿电消纳的需求。

可再生能源消纳标准持续提升，风光电量刚性需求随之增加。2019 年 5 月，国家发改委和国家能源局联合下发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，对各省电力消费设定可再生能源消纳责任权重，同时对消纳考核进行了明确界定，未履行消纳责任的市场主体限期整改，对未按期完成整改的市场主体依法依规予以处理，将其列入不良信用记录，予以联合惩戒。相比较于能耗双控，对于未完成可再生能源消纳指标的考核责任个体的惩罚措施更为严厉。并且从每年新下发的非水可再生能源最低及激励性消纳责任权重来看，基本呈逐年上升的趋势。也就是说，各省份对于新能源电量的需求存在一定的刚性且呈逐年上涨的态势。

多国碳税征收在即，绿电成为降税良方

除国内生产存在绿电消纳需求外，出口企业也会受陆续出台的碳税政策而扩大对绿电的消纳需求。2021 年 3 月 10 号，欧洲议会通过了设立碳边界调节机制（CBAM）的原则性决议，7 月 14 日正式公布细则， CBAM 将水泥、化肥、钢铁、电力和铝作为首批纳入的行业，并设置了过渡期（2023-2025），2026 年后欧盟会考虑是否扩大行业范围。根据 CBAM 草案细则，原则上进口商只有购买足够的 CBAM 凭证才能进口相应排放量的货物，且申请人需要证明所进口货物的实际排放量和排放强度，按照该实际排放来购买凭证，而 CBAM 凭证价格锚定欧盟 ETS 的配套成交价。2021 年 9 月份以来，欧盟碳价已经稳定在 60 欧元/吨左右，而如果按照我国电网排放因子约 0.7 吨左右的碳/兆瓦时测算，则使用非绿电度电碳成本在 0.04 欧元，而当中国出口商品使用绿电后，则可降低实际碳排放量，有望节约碳税成本。

碳税覆盖面将呈现扩大趋势。除欧盟起征碳税外，美国总统拜登在其关于环境和能源的竞选纲领中提出，将对来自没有碳减排约束国家的碳密集产品征收碳边境调节费。而当前美国碳交易价格已经超过 9 美元/短吨，且呈持续上涨的态势。因此预计随着各国陆续征收碳税，行业影响面及深度将会持续增加，使得出口商也会增加对于绿电的需求，以避免征收碳税导致出口商品竞争力下降。

微观约束持续提升，绿电需求稳步增长

数据中心或将成为绿电消纳的新星。根据国家发改委披露，我国数据中心年用电量已占全社会用电的 2%左右，按 2020 年全社会用电量测算，数据中心用电量约为 1500 亿千瓦时左右。随着能耗总量和强度“双控”行动的推进，能耗高、增速快的数据中心对绿色转型的需求也越来越迫切，今年 7 月，北京市发改委出台《关于进一步加强数据中心项目节能审查的若干规定》，明确要求新建及改扩建数据中心逐步提高可再生能源利用比例，鼓励 2021 年及以后建成的项目，年可再生能源利用量占年能源消费量的比例按照每年 10%递增，到 2030 年实现 100%（不含电网既有可再生能源占比）。北京市发改委的政策取向表明了对数据中心绿电消纳的态度，预计未来全国多地均有望加强对数据中心使用绿电的要求。而根据国网能源研究院的预测，到 2030 年，我国数据中心用电量将达到 4000 亿千瓦时，年均复合增速 10%左右。若假设其中约 50%存在绿电消纳的要求，则仅数据中心绿电需求就望达到 2000 亿千瓦时左右。

跨国公司减排行动受到总部净零排放目标统筹，存在长期绿电需求。部分跨国公司为了树立良好社会形象，纷纷承诺做出净零排放承诺：如施耐德电气承诺，到 2030 年实现自身运营净碳排放，2040 年实现端到端供应链“碳中和”。高通公司也承诺到 2040 年实现产业链范围的全球净零排放。中国作为“世界工厂”，跨国公司的“碳中和”承诺预计将会对中国境内工业生产企业绿电需求产生较大提振。

综上，从当前电力市场的需求侧来看，主要存在六个方面的用途对清洁电力存在较大需求，分别是从省级层面的能耗双控考核及非水可再生能源消纳考核、外需层面的碳税压力、个体层面的绿电需求及净零排放目标统筹，此外，部分用户也存在自愿使用绿电的需求。而除了自愿使用绿电之外，其余对于绿电基本都是刚性需求且基本呈稳步上涨的态势。

优选绿电交易满足需求，电价有望得到长期支撑

从当前的政策及市场机制来看，电力消费侧用户要实现降耗减碳，主要有以下四个途径：投资可再生能源、采购绿证、碳排放权交易和采购绿电。但其均有不同程度的局限性，如可再生能源投资规模大、周期长，并且不同区域由于资源禀赋不同，很难在各个地区均实现大规模风光电源的投资；绿证存在证电分离的问题，在核算终端实际碳排放认可度较低；碳排放权是指标对冲形式，且参与受众较小；通过绿电交易市场适用性最为广泛，且最接近本质减碳，因此绿电交易有望成为未来对于绿电需求的主要满足方式。

中长期交易规避绿电缺点，双重属性确保交易价格下限。从绿电性质来看，绿电存在电力属性和环境属性；从电力属性来看，清洁电力与传统能源相比最大的缺点在于清洁能源电力出力不稳定，也就是说如果从实时平衡角度来看，用户侧使用绿电需要较传统能源存在一定折价。而从环境属性方面，绿电存在节能降碳的作用，并且可以满足用户的考核需求，因此需要较传统火电实现一定溢价。然而国家发改委明确提出绿电交易特指绿电的中长期交易，而中长期交易指的是在规定区间范围内供给一定电量，恰好规避了绿电出力不稳定的缺点，因此即使绿电交易市场中供给大于需求，绿电仍可以通过发挥其电力属性获取火电电价，并且用户侧仍然需要对其环境属性付费。

多地颁布交易机制，支持绿电溢价上网。此外，各个省份在进行绿电市场交易试点过程中已经从制度层面上确定了绿电交易价格需要较燃煤基准价实现一定上浮：首都电力交易中心在《2021 年外购绿电试点工作实施方案》中明确提出，绿电集中交易用户侧申报价格为北京电网 220kV 落地侧电价，最低申报价格 0.3792 元/千瓦时（对应山西售方电厂基准价格 0.332 元/千瓦时）；江西电力交易中心提出于 9 月 30 日至 10 月 15 日开展 2021 年 10-12 月绿电交易，绿电交易上限价格为 0.4643 元/千瓦时，下限价格为 0.4243 元/千瓦时，与江西省当地燃煤基准价 0.4143 元/千瓦时相比，交易溢价下限为 0.01 元/千瓦时，溢价上限为 0.05 元/千瓦时。政策对当前绿电交易设置价格上下限，体现出对绿电溢价上网的积极态度。

绿电交易逐步常态化，有望持续溢价交易。在全国绿电交易试点开启后，截至 11 月 19 日，已经有天津市、安徽省、甘肃省、浙江省、江西省等 5 个省市陆续开展了本省的绿电交易，且均在不同程度上实现了较当地燃煤基准价的溢价交易，绿电交易已经呈现出常态化，机制化的趋势。在绿电的环境属性以及政策对溢价的鼓励态度的双重影响下，未来绿电有望持续溢价交易，将利好新能源企业收入端实现稳定增长。

绿电溢价叠加降本预期，风光收益率有望继续上行。在绿电交易机制及用户侧的稳定需求影响下，我们预计未来绿电电价将会迎来持续的支撑，同时考虑到当前极高的组件价格未来存在下行压力，此外风电建设成本也有望在未来持续优化，通过对风电及光伏电站的盈利能力对绿电溢价及建设成本进行敏感性测算3，考虑到当前较高的组件成本，我们假设组件价格为 2 元/W，由于各省份利用小时不同，此处光伏利用小时为全国 2019- 2020 年平均利用小时 1281 小时，风电同样以 2019-2020 年全国平均利用小时 2078 小时为假设，风电建设成本为 6.4 元/W，则绿电每溢价 1 分钱将会对光伏电站形成约 0.6 个百分点的 IRR 增厚，对于风电则是约 0.8 个百分点的 IRR 增厚。海上风电由于各省份资源禀赋及建设成本不同，我们以福建省海上风电为例测算，我们认为在风机价格快速下降的背景下，假设海风建设成本为 14000 元/千瓦，利用小时为 3950 小时，则绿电每溢价 1 分钱将会对海上风电项目形成约 0.5 个百分点的 IRR 增厚。

3 火电：行业逻辑理顺，盈利估值待反转

回顾 2021：不可多得的高光时刻

在火电行业发展史上不可忽视的后 2011 时代，煤价在 2012 年二季度出现大幅下跌，并开启了长达 4 年的持续走低。在煤价维持低位的带动下，火电行业从“煤电顶牛”的困局中走出来，开启了盈利能力持续提升的通道。而 2016 年煤炭行业供给侧改革以来，一方面动力煤价格长期高位运行，另一方面改革尚不完全的“电力市场化机制”仍无法为火电企业传导上游不断加码的成本压力，反而在一般工商业电价连年下调的政策压力下成为电力行业为下游用户让利的方式。能源保供的行业属性、“计划电、市场煤”的经营格局、下游降电价的政策压力置火电行业于艰难的生存环境，仅在 2018 年偏弱的市场环境中凭借煤炭价格的逐季下行带来的强业绩弹性走出一定超额收益。

2021 年以来，“双碳”目标下的能源变革产业链投资机会引发市场关注，并拉动电力板块整体走强，尤其是 8 月中下旬以来，尽管煤炭价格持续处于上涨通道，火电行业一扫阴霾，走出三阶段不同驱动因素下的强势独立行情。

第一阶段：8 月下旬火电转型先锋华润电力发布半年报，在新能源业务快速扩张而火电业务受制于煤炭成本高涨盈利不佳的背景下，2021 年上半年华润电力可再生能源业务净利润贡献占比 84.9%，而上年同期占比仅为 61.7%。新能源业务净利润已占火电转型新能源运营标的整体业绩的绝对比重引发市场关注，在能源变革其他产业链估值已相对偏高的背景下，低估值的火电运营板块的基本面反转确定性获得资金涌入。

第二阶段：今年以来，煤价大幅上扬并维持高位运行，煤电企业产销成本严重倒挂，火电行业陷入成本倒挂发电、全线亏损的状态，煤电企业煤炭库存普遍偏低，煤量、煤质均无法保障，发电能力受到制约，对电网安全稳定运行及电力平衡带来重大风险，多地出现限电限产现象。在缺电形势严峻背景之下，多个省份发布放开火电交易电价不能上浮的限制，提出真正将“基准电价+上下浮动”机制中的浮动落到实处。电价的实质性放开使得火电板块出现商业模式上的巨大转变，火电行业自此开启从逆周期属性向公用事业属性的加速转变，这一重要变化再次引发市场和资金高度关注。

第三阶段：火电龙头企业三季报逐步发布，市场对于煤价高企产生的短期业绩下行的担忧情绪逐步落地，叠加国家发改委从 10 月中旬开始对于煤炭保供稳价采取密集措施，动力煤价格从 10 月 20 号开始进入下行通道，短短十天煤价便实现从 2592.5 元/吨到 1250 元/吨的腰斩。动力煤价回到相对合理位置给行业提供盈利反转可能和未来转型新能源发展的长期空间，板块表现再度回暖。

展望 2022：电煤关系走向是胜负手

1、2022 年电企煤炭采购价格走向如何？

2021 年年中以来，促进煤炭优质产能释放的政策措施频繁出台，随着相关措施落地， 11 月 10 日，煤炭调度日产量达到 1205 万吨，创历史新高，较上一个峰值增加 12 万吨。电厂供煤、存煤和港口煤炭场存水平进一步提升，11 月 10 日，全国电厂供煤再次超过 800 万吨，达到 814.3 万吨；电厂存煤达到 1.23 亿吨，可用天数超过 21 天。11 月 11 日，北方主要港口存煤 2400 万吨，较月初增加超过 400 万吨；其中秦皇岛港存煤 565 万吨，较月初增加 60 万吨。因此整体来看，煤炭增产增供措施不断落地见效，煤矿优质产能进一步释放，有望大幅弥补 2022 年全年动力煤供需缺口，动力煤均价不具备大幅攀升基础。

根据央视网消息，12 月 3 日举行的全国煤炭交易会公布了 2022 年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿。该意见稿由国家发改委制定，其中明确 2022 年的煤炭长协签订范围进一步扩大，核定能力在 30 万吨及以上的煤炭生产企业原则上均被纳入签订范围；需求一侧，要求发电供热企业除进口煤以外的用煤 100%签订长协。价格方面，“基准价 +浮动价”的定价机制不变，动力煤长协将每月一调。5500 大卡动力煤调整区间在 550- 850 元之间，其中下水煤长协基准价为 700 元/吨，较此前的 535 元上调约 31%。

本次征求意见稿的制定，标志着前期国家发改委相关部门就煤炭价格调控、合理区间确定等方面形成了初步方案。按照 700 元/吨长协基准价和 300 克/千瓦时的供电煤耗折算，不考虑运费的情况下除税标煤单价和度电燃料成本分别约为 788 元/吨和 0.2365 元/千瓦时，区间上限 850 元/吨对应的度电燃料成本为 0.2872 元/千瓦时。根据我们的测算，若 2022 年煤价中枢为 700 元/吨，在电价上浮 20%的假设下，各地仍能实现盈利，因此我们认为若动力煤长协基准价指引能够最终落地，将有利于火电资产的盈利稳定，利好火电企业经营稳定和改善，周期属性的摒弃和公用属性的回归将助力估值修复。（报告来源：未来智库）

2、2022 年电企上网电价中枢走向如何？

2021 年是我国电价改革提速的一年，因此 2022 年火电行业整体电价水平将面临显著变化。2021 年 10 月 8 日，国务院总理主持召开国务院常务会议，提出改革完善煤电价格市场化形成机制，提出改革完善煤电价格市场化形成机制：有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场，在保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定的前提下，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过 10%、15%，调整为原则上均不超过 20%，并做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮 20%的限制，并鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。方案出台后，多地纷纷行动，以新方案为标准组织电力市场化交易，成交价格上涨幅度基本触及此轮电价改革要求的上限 20%。

我们对主要电企在不同电价同比提升幅度之下 2022 年 ROE 水平进行测算，发现若电力供需结构性偏紧延续，则电价中枢上行则为大概率事件，即使假设 2022 年动力煤均价为 900 元/吨，电价的上涨可以顺利传导燃料端压力，从而使得火电行业 ROE 落在相对合理水平内。

远景：火电行业未来发展方向演绎

随着“双碳”目标的推进，碳约束条件将倒逼供电煤耗仍较高的低等级机组加速节煤降耗改造，而新能源占比提升一方面将一定程度上压缩火电整体发电空间，从而大容量、高参数、低能耗的超临界、超超临界机组更多提供基荷服务；另一方面完成高比例新能源的消纳需要 60 万千瓦以下机组实施灵活性改造，主要提供系统调峰服务。远期来看，绝大部分煤电机组或均可转变为调峰电源与应急备用电源。

低等级机组亟待改造升级

目前我国发电和供热行业的二氧化碳排放量占全国排放量的比重超过 40%，是全国二氧化碳排放的重点行业。2020 年全国 6000 千瓦及以上火电厂供电煤耗为 305.5 克标准煤/千瓦时，比 2005 年下降 64.5 克/千瓦时。以 2005 年为基准年，2006-2020 年，供电煤耗降低累计减少电力二氧化碳排放 66.7 亿吨，对电力二氧化碳减排贡献率为 36%，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长，但部分小机组供电煤耗水平仍然较低，亟待改造升级。

近期，国家发改委、能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，提出按特定要求新建的煤电机组，除特定需求外，原则上采用超超临界、且供电煤耗低于 270 克标准煤/千瓦时的机组；设计工况下供电煤耗高于 285 克标准煤/千瓦时的湿冷煤电机组和高于 300 克标准煤/千瓦时的空冷煤电机组不允许新建。到 2025 年，全国火电平均供电煤耗降至 300 克标准煤/千瓦时以下。对供电煤耗在 300 克标准煤/千瓦时以上的煤电机组，应加快创造条件实施节能改造，对无法改造的机组逐步淘汰关停，并视情况将具备条件的转为应急备用电源。

新能源消纳对火电灵活性改造提出要求

据中电联披露，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在 500 元-1500 元之间，低于抽水蓄能、气电、储能电站等其他系统调节手段。煤电机组低负荷运行时，煤耗增加、能效下降，但考虑到灵活性改造起到消纳风、光、核发电量作用后，可以使得综合供电煤耗下降、系统整体能效提升。假设对于 1 台 60 万千瓦煤电机组进行灵活性改造，则投资规模在 4500 万元~1.8 亿元之间。当前我国 2*60 万千瓦超超临界机组单位投资成本为 3589 元/千瓦，则据此测算，火电机组进行灵活性改造对电源投资的增厚在 2%~8%，此外考虑到非燃料成本在火电运营成本中最终占比仅在 30%左右，因此灵活性改造对火电机组的成本增厚相对有限，并且与其他调峰电源相比，煤电灵活性改造调峰成本为各电源调峰成本中最低值。

《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》要求存量煤电机组灵活性改造应改尽改， “十四五”期间完成 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦，促进清洁能源消纳，我们认为火电灵活性改造将成为抽水蓄能大批量建设过程中、储能系统成本尚未完全下行之前的重要调峰手段。

辅助服务等机制改革仍是星辰大海

火电灵活性改造是为了给新能源发展创造消纳条件，在当前“双碳”目标及新能源迅猛发展态势之下，必然需要清晰的政策引导。2016 年，国家发改委、能源局印发了《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》，明确提出要完善和深化电力辅助服务补偿机制。电力辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行、保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。

随后，东北等区域相继出台了有关电力辅助服务市场运营的规则及细则，但由于各个区域内不同省份的电量、电价均有较大差异，补偿政策长远预期存在不确定性；现有的补偿条件设定的门槛高，在增加安全运行和环保风险的同时，还要牺牲机组能耗、增加改造投入，造成火电企业主动实施改造和参与调峰的积极性不高。因此，在火电灵活性改造规划已经出台而深度调峰经济性未显的背景下，配套的容量及辅助服务市场亟待建立。

火电灵活性改造的目的在于开展深度调峰，而深度调峰成本包括增加的燃料成本、厂用电、设备运营维护成本以及频繁启停带来的机组损耗。以 300MW 常规锅炉为例，随着机组发电负荷率的持续降低，其无论是供热季的发电煤耗还是非供热季发电煤耗均有明显的上升，并且随着机组负荷率的下降，其提升斜率有扩大趋势。除了发电煤耗上涨外，机组厂用电率也会随着负荷率的下降呈明显上涨态势。并且在 30%的负荷情况下通常需要投油助燃，使得煤电参与深度调峰的成本水平较高。除此之外，深度调峰的机会成本还包括发电收益的损失，由于不同电厂盈利存在差异，因此机会成本也会有所不同。

为了充分激发火电调峰的积极性，解决弃风问题，东北地区大幅提高了调峰补偿的水平，让深度调峰有利可图，激励效果明显，使得东北地区挖潜出了更多调峰资源，但其他地区的补偿标准远远低于东北的标准，对煤电企业参与深度调峰没有足够的吸引力。根据我们计算，在当前平均补贴标准下煤电参与调峰效益较差，仅有 600MW 机组以 30%负荷率参与深度调峰时才能实现盈利。因此，只有加快辅助服务市场的建设才能推动火电灵活性改造进程，进而促进新能源消纳。

4 水电&核电：清洁稳定稀缺，能源变革亦有可为

短期来看，2020-2022 年是水电和核电在建项目集中投产的时期，新机组投产助力下中国核电年初以来实现较高业绩增长，考虑到新投产的贡献预计 2022 年依然能够实现较高增长。中国广核和雅砻江水电的在建项目集中在今年年中到 2022 年投产，预计明年亦可实现较为优异的业绩表现。三峡集团乌东德、白鹤滩电站建设推进，预计后续将注入长江电力，但考虑到此前向家坝、溪洛渡注入的范例，资金的提前布局有望使得注入行情有所提前。

远期来看，推进能源结构转型、发展清洁低碳电源是必然的趋势，而水电与核电既符合清洁低碳的时代要求，又满足稳定可控的安全保障，加快核电审批建设和发展水风光互补项目成为解决风电光伏不稳定的一个重要方式，远期空间可期。此外，随着电力供需紧张和电力市场化程度提升，过去以折价方式参与市场交易的水电和核电电价也有望实现边际提升，利好存量资产盈利改善。

机组投产高峰，看好确定性增长

2020 年-2022 年是我国水电和核电项目密集投产的时期，其中包括金沙江下游乌东德和白鹤滩电站、雅砻江中游杨房沟和两河口电站、中国核电旗下的田湾核电 5&6 号机组和福清核电 5&6 号机组、中国广核旗下的防城港 3&4 号机组和红沿河 5&6 号机组。

田湾 5&6 号机组、福清5&6 号机组投产后，中国核电控股在运核电装机将会增长 23.85%，中国广核管理的在运核电（含联营企业）装机将会增长 16.94%。国投电力和川投能源分别享有雅砻江水电公司 52%和 48%的权益，以雅砻江水电装机容量来看，杨房沟和两河口投产后装机将会增长 30.61%。根据避免同业竞争的协议，三峡集团乌东德、白鹤滩电站建成后预计将注入长江电力，届时长江电力的装机将会大幅增长 57.46%。

核电审批加速，水风光互补可期

今年全国多个省份出现了电力供需紧张、错峰用电的问题，究其原因，除了需求侧的用电负荷高增长和高煤价下煤电出力受到影响以外，风电光伏的高速增长带来的发电侧负荷曲线波动性提升是重要的原因之一。在煤电不具备大规模开发可能的情况下，核电作为低碳、高效、稳定的电源，不失为取代煤电成为电力系统基荷电源的重要选择；大型水电具备优异的调节能力，使得配套建设新能源、发展水风光互补项目成为解决风电光伏不稳定的一个重要方式，也能在水电业务以外带来一定的增量贡献。

低碳稳定高效，核电审批有望加速

核电是所有清洁能源中运营最高效、最稳定的电源。2020 年我国核电机组平均利用小时高达 7453 小时，机组利用效率位列所有电源之首。从运行稳定性方面来看，水电、风电依赖季节性自然资源而显现出一定的周期性，核电发电更加人为可控，出力季度间的波动率明显低于其他清洁能源电源。低碳、稳定、高效的特性，使得核电是所有清洁能源中唯一可以同时实现大功率规模化、长期稳定运行的清洁能源主体，也是当前时点实现火电替代最理想的电源。因此在“碳中和”的远景下，核电发展成为必选路径之一。

自 2019 年核电审批重启以来，已有审批常态化的趋势。2021 年 4 月田湾核电站的 7 号和 8 号机组、徐大堡核电站 3 号和 4 号机组、昌江核电模块化反应堆（SMR）示范项目通过核准，且其他具备条件的机组也有望年内获得核准。此外，考虑后续核电机组的审批，基于“十四五”期间年均审批 6-8 台的预期，预计中国核电和中国广核 2030 年末核电装机将较 2020 年分别增长 120.04%和 92.17%。

依托水电资源，流域风光空间广阔

主要水电流域的大型水电站调节性能巨大，可以很好地调节风电、光电的波动，提高风电、光电质量和利用效率，打捆送出，满足电网要求，提升供电质量，从而实现流域风光水资源的快速协同开发和优势互补。在《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》中提出，建设一批多能互补的清洁能源基地，其中金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游清洁能源基地均为水风光互补基地。

雅砻江流域水风光互补绿色清洁可再生能源示范基地：雅砻江流经地区地处川西风能和太阳能资源富集区域，沿江地区具备良好的风电和光电建设条件，风能和太阳能资源条件处于国内较高水平。据初步测算，雅砻江流域沿岸两侧风电、光电可开发量超过 4000 万千瓦。依托水电开发建设，雅砻江公司将打造雅砻江流域风光水互补清洁可再生能源示范基地，基地规划风电总装机规模约 1200 万千瓦，光电总装机规模约 1800 万千瓦，风、光项目总装机规模 3000 万千瓦以上。

金沙江下游风光水储基地：10 月 25 日下午，金沙江下游基地首批项目在昆明举行合作签约仪式，标志着三峡集团金沙江下游风光水储基地建设正式启动。金沙江下游风光水储基地位于金沙江下游干流未开发利用的干热河谷地段，结合水电开发统筹风能、太阳能电站建设，“十四五”期间基地新建风电、光伏项目的总装机规模预计超 1500 万千瓦。

金沙江上游清洁能源基地：金沙江上游川藏段流域规划 1000 万千瓦干流水电及 3000 万千瓦优质风光电资源，具备基地式、规模化开发的先天条件。金上公司超前谋划风光水储互补开发，2016 年即取得沿江区域测风测光权，完成水风光互补规划研究，初步确定了“一个基地、3000 万千瓦、两条线路、分步实施”的思路，提出了建设国家级大型风光水储示范基地的目标。

澜沧江云南段水风光多能互补清洁能源基地&西藏段清洁能源基地：华能集团电子商务平台发布【澜沧江云南段水风光多能互补清洁能源基地送出规划研究】招标公告，公告介绍澜沧江云南段水风光多能互补清洁能源基地送出规划研究已由项目审批机关批准，“十四五”澜沧江云南段流域拟建设 1500 万千瓦新能源项目。

澜沧江上游西藏段周边太阳能资源较好，与水电能够形成一定的互补性，可打造西藏境内水、光互补的千万千瓦级清洁能源基地，其中水电站 1000 万千瓦，光伏电站 1000 万千瓦，基地总规模 2000 万千瓦，采用±800 千伏特高压直流输电线路送至粤港澳大湾区，“十四五”期间逐步开工建设，计划 2030 年开始送电，2035 年全部建成。

供需紧张，利好水核电价提升

随着电力市场化的推进，水电核电也有部分电能参与到市场交易中，以主要水电与核电公司的市场化比例来看，除了华能水电地处高度市场化的云南省、交易比例大致保持稳定以外，长江电力、中国核电和中国广核市场交易比例均有持续提升，到 2020 年已经分别提升到了 14.21%、37.06%和 33.52%。

在过去的市场化交易中，因为电力供需关系整体比较宽松，交易价格通常较核定的电价有一定的折价。但在今年电力供应紧张、多地错峰限电以及电煤价格大幅上涨的情况之下，电力交易的主体电源煤电的电价已经有明显提升，以水电交易为主的云南地区市场交易电价也有同比上涨，预计水电、核电市场交易部分电价有望实现提升。

此外，近期国家能源局综合司《关于强化市场监管有效发挥市场机制作用促进今冬明春电力供应保障的通知》（国能综通监管〔2021〕99 号）中提出，积极推进跨省跨区送电协议签订，送电价格可参照受端地区市场交易价格浮动幅度调整。承担了较多西电东送任务的水电有望从中受益，挂钩当地交易价格从而实现电价提升。

5 投资分析

新能源运营：绿电溢价或成为“戴维斯双击”启动器

“双碳”目标下，新能源装机规模将迎来跨越式增长，生产技术持续进步也有望带来新能源发电建设成本的持续优化，虽然 2022 新能源正式迈入全面平价时代，但是随着绿电交易逐步常态化进行，绿电溢价有望接棒新能源补贴，成为新能源企业电价的稳定器，从而改变市场对于新能源企业电价长期的悲观预期，绿电交易带来的收入端支撑有望成为新能源运营商迎来“戴维斯双击”的启动器。

火电：行业逻辑理顺，盈利估值待反转

随着“双碳”目标的推进，碳约束条件将倒逼供电煤耗仍较高的低等级机组加速节煤降耗改造，而新能源占比提升一方面将一定程度上压缩火电整体发电空间，从而大容量、高参数、低能耗的超临界、超超临界机组更多提供基荷服务；另一方面完成高比例新能源的消纳需要 60 万千瓦以下机组实施灵活性改造，主要提供系统调峰服务。辅助服务市场的建立将给火电行业带来确定性二次成长。

水电&核电：清洁稳定稀缺，能源变革亦有可为

短期来看，2020-2022 年是水电和核电在建项目集中投产的时期，新增产能的贡献和注入行情提前演绎有望提振相关公司业绩和行情表现。远期来看，推进能源结构转型、发展清洁低碳电源是必然的趋势，而水电与核电既符合清洁低碳的时代要求，又满足稳定可控的安全保障，加快核电审批建设和发展水风光互补项目成为解决风电光伏不稳定的一个重要方式，远期空间可期。此外，随着电力供需紧张和电力市场化程度提升，参与市场交易的水电和核电电价有望实现边际提升，利好存量资产盈利改善。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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