电力行业之绿电专题分析：业绩利空释放改革推动业绩反转

电力行业之绿电专题分析：业绩利空释放，改革推动业绩反转1.确定性的成长：能源安全与新能源转型并行不悖1.1政策框架渐成体系传统能源纠偏不改绿电趋势性成长2022年初时点，受经济下行压力以及12月中央经济工作会议提出的“立足以煤为主的基本国情1”、1月7日人民日报发文提出的新能源要“稳妥有序2”发展等表述，市场担心2022年国家政策的主基调是稳增长、保经济，碳中和相关政策及考核放松，对绿电相关产业链构成可能利空，板块出现罕见的急速回调。然而1月底国家接连出台促进绿色电力消费方案、十四五节能减排计划以及建设全国统一电力市场意见，与市场担忧形成明显反差，在中共中央政治局碳达峰碳中和目标集体学习活动中高屋建瓴阐述双碳目标的战略意义，再次强调新能源供给端高质量发展，市场担忧基本消除，年初板块回调系对国家纠偏政策的误读。政策纠偏避免运动化倾向，保障新能源运营端行稳致远。从2021年碳中和首年来看，上半年以“五大四小”电力央企为主、地方性电力企业为辅，电力行业纷纷推出目标较高但可实现程度同样可观的新能源发展规划。但是下半年碳中和实践中出现一定“运动化倾向，一方面部分地方政府一刀切式去碳，另一方面部分非电力企业纷纷入局，提出超过自身建设能力的新能源规划，不仅对电网调峰带来压力，带来弃风弃光隐忧，还存在推高光伏、风电设备价格风险，引发新能源运营行业IRR下降，只赚规模不赚利润风险。短期过快上马新能源对设备商有利、对运营商不利，强调能源安全，坚持新老能源协同发展，有利于避免新能源运营行业无序竞争，核心“五大四小”电力央企及有资源禀赋优势的地方电力国企装机规划基本不受影响。相比单纯加速发展新能源，我们分析当前国家更倾向于从顶层设计入手，“先立后破”

建立政策体系。回顾历史，2021年11月24日讲话即奠定2022年乃至整个“十四五”电力政策基调，即推进市场化、完善成本传导，该讲话应给予足够重视。第一次在3月15日中央财经委员会第九次会议上，提出“深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”。经历9月电荒以及一系列政策摸索后，11月24日在中央全面深化改革委员会第二十二次会议上再次提及电改，提出多项细节指示，包括健全多层次统一电力市场体系、改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制等。我国电力相关政策出台速度明显加快，电力行业的政策氛围由让利下游转为全方位呵护，新旧能源并非竞争关系，而是协同发展。作为2022年能源工作初步规划以及对11月讲话的回应，国家能源局12月25日公布《2022年能源工作路线图》，路线图深入贯彻2015年电改9号文提出的“管住中间，放开两头”监管精神，提出2022年能源领域7大重点工作方向，包括加快建设全国统一电力市场，完善市场化机制及消纳成本传导，新旧能源均有涉及、携手前行。正本清源，1月25日在中共中央政治局第三十六次集体学习时的讲话消除市场对双碳战略转向的担忧。1月25日主持中共中央政治局碳达峰碳中和目标集体学习活动，指出“实现碳达峰碳中和，是贯彻新发展理念、构建新发展格局、推动高质量发展的内在要求，是党中央统筹国内国际两个大局作出的重大战略决策。我们必须深入分析推进碳达峰碳中和工作面临的形势和任务，充分认识实现“双碳”目标的紧迫性和艰巨性，研究需要做好的重点工作，统一思想和认识，扎扎实实把党中央决策部署落到实处。”总结来看，此次讲话高屋建瓴，系统性阐述了“为什么要双碳”以及“怎样实现双碳”的问题，强调“双碳”目标是我国进入新发展阶段后，破解资源环境约束突出问题、实现可持续发展的迫切需要，要充分认识实现“双碳”目标的重要性。在实现路径上，强调“要立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，传统能源逐步退出必须建立在新能源安全可靠的替代基础上。要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系”。至此，讲话一锤定音，消除年初市场关于稳增长、保经济背景下，碳中和相关政策及考核可能放松的担忧，传统能源纠偏不改绿电趋势性成长：其一，“双碳”战略是“党中央统筹国内国际两个大局作出的重大战略决策”，并不会因为短时间的经济增长压力而转向，党中央推动落实“双碳”战略的决心不容置疑。其二，强调传统能源逐步退出必须建立在新能源安全可靠的替代基础上，是为保障能源安全而减缓传统能源一刀切式退出，而非放缓新能源供给，反而应该加大力度保障新能源高质量发展。而且，我们分析所说的“传统能源”更多指作为一次能源的煤炭，保障煤炭供给可以避免2021年煤炭极端供需矛盾再次出现，有利于火电业绩修复。其三，指出“要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系”，高度归纳了在新能源供给消纳体系中煤电的作用，即提供“支撑”，新建高效先进节能的火电有利于促进新能源消纳，保障新旧能源过渡期间新能源发展行稳致远。1.2十四五核心电企加速转型，2022年成长确定可期2020年底我国各大电力央企（集团）纷纷提出目标颇高的“十四五”新能源发展初步规划。尤其五大四小电力央企，其规划的十四五新能源新增装机规模大多在70GW-80GW之间，合计新增装机达到350GW-400GW。从2021年实际落实情况来看，根据中电联数据，截至2021年底，我国风电装机容量3.3亿千瓦，同比增长16.6%，净增加约47GW；太阳能装机容量3.1亿千瓦，同比增长20.9%，净增加约53.5GW，风电符合预期，光伏略低于预期。从发电量数据来看，受益于2020年底抢装，2021年全口径太阳能、风电发电量同比分别增长25.2%和40.5%。“五大四小”核心央企风电光伏发电量增速远高于全国均值，转型类央企下半年增速环比上行，为2022年业绩高增奠定基础。截至目前，上市公司装机数据尚未披露，从发电量数据来看，“五大四小”核心央企新能源发电量整体大幅高于全国均值，尤其火电转型类龙头公司，下半年发电量增速高于上半年，反映出除2020年底抢装的同比效应外，2021年装机投产进度加速，为2022年新能源业务业绩高增奠定基础。展望2022年，中电联预计国内新增风电50GW/光伏90GW，超过我们此前预期。指出2021年全国全社会用电量8.31万亿千瓦时，同比增长10.3%，两年平均增长7.1%，较“十三五”平均增速高1.4个百分点，电能替代进展大超预期。2.稳中向好的回报率：绿电交易快速推进，上游降本可期2.1绿电政策逐步完善制度护航保障持续溢价1月下旬以来我国绿电相关政策出台速度明显加快，其中12月底能源工作路线图中提到的“全国统一电力市场”在一个月后即得到落实，落地进程大超市场预期。分项来看：国家发改委1月21日发布《促进绿色消费实施方案》，其中第10条中明确“进一步激发全社会绿色电力消费潜力”，我们总结超预期方面主要在三点：1）提出鼓励“经济承受能力较强的地区逐步提升绿色电力消费比例”，反映出监管层默认绿色电力较常规电源拥有溢价，且溢价可能长期存在。2）提出“加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束”，与此前

“鼓励”使用绿色电力的措辞有较大不同。高耗能行业未来有望成为我国绿色电力最主要的消费源之一，助力绿色电力扩容提价。3）提出消费绿色电力后可在“需求侧管理时优先保障”，将带来“能耗双控不超标、但是对电力供给稳定性要求极高”的用户需求，进一步扩大的绿色电力需求主体。国务院1月24日印发《“十四五”节能减排综合工作方案的通知》，旨在“推动节能减排，深入打好污染防治攻坚战，加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系，推进经济社会发展全面绿色转型”，我们总结其中与电力行业相关的内容包括：1）推进钢铁行业高炉转电炉等电能替代；2）完善能源双控政策，强化能耗强度约束，增加能耗总量弹性；3）强化电价政策与节能减排政策协同，持续完善高耗能行业阶梯电价等绿色电价机制，扩大实施范围、加大实施力度，落实落后“两高”企业的电价上浮政策。该文件关于高耗能产业的态度与上文《促进绿色消费实施方案》精神一致，结合2021年下半年以来一系列政策，可以看出目前国家对高耗能行业的电价态度已经彻底转向，希望通过阶梯电价、不设限的市场化电价以及强制消费绿色电力等方式促进高耗能产业节能减排、避免盲目发展，一定程度上实现利润从高耗能产业向电力行业转移。国家发改委1月28日发布《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确提出2025年要建成“有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制”。文件在健全多层次统一电力市场体系、完善统一电力市场体系功能、构建适应新型电力系统的市场机制方面着墨颇多，我们总结要点包括：1）2025年目标中明确提出建设全国统一电力市场体系，是为了形成有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制，从纲领性的高度对绿色电力进行全方位呵护。2）提出加快建立市场化的跨省跨区输电权分配和交易机制，最大程度利用跨省跨区富裕通道。新型电力系统下，由于风力光照资源分布不均，跨省跨区输电规模将迅速扩大，跨省跨区交易机制有利于抹平中西部绿电价格洼地，实现全国范围内绿电资源优化配置。3）罕见提出建立发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式。由于新能源的间歇性和一定程度的随机性，未来新型电力系统将出现大量冗余备用电源，容量电价为业内长期呼吁但迟迟未落地的电价机制，此次政策文件罕见提及容量市场，有利于未来抽水蓄能、储能建设以及火电灵活性改造。结合此前辅助服务费用向下游用户传导的相关政策表述，新能源消纳将获得极大保障，自配储能压力大幅减轻。从实践来看，我国绿色电力交易试点2021年9月正式启动，当日共有17个省份259家市场主体参与，达成交易电量79.35亿千瓦时。试点以新能源发电为主，未来将逐步扩大到水电等其他可再生能源，优先组织无补贴、无保障性收购的风电、光伏项目电量。2022年中长期绿电交易随煤电价格水涨船高，涨幅大超市场预期。2021年底广东和江苏陆续出台2022年中长期电力市场化交易结果，其中江苏省绿色电力成交均价462.88元/兆瓦时，略低于煤电交易均价，较基准电价上浮18.39%，广东省绿色电力成交均价513.89元/兆瓦时，高于煤电交易均价，较基准电价上浮13.4%。相比江苏省的绿电较煤电略有折价，我们认为广东绿电进一步溢价更符合市场化交易以及绿电的“绿色”价值常态。由于可再生能源发电没有边际成本，主要成本为固定的折旧，电价上涨对盈利能力改善极为可观。典型新能源平价项目净利率在30%左右，如果全电量参与绿电交易，广东上涨13.4%、江苏上涨18.39%可对应约50%的业绩弹性。2.2上游制造环节降本可期，绿电收益率进一步增厚风机成本持续下降，风电收益率快速提高。受益于机组大型化带来的规模效应以及零部件国产替代，平价以来我国风电整机价格逐步下降，2021年初至今招标价格降幅超过1000元/千瓦，相较2020年上半年几近腰斩。风机价格快速下降使得风电运营环节回报率大幅提升，平价时代优质项目IRR不降反升，以2021年风机价格计算的平价项目资本金IRR在10%以上，部分优质项目资本金IRR超过20%，具备明显的超额收益。风机价格的超预期下降为后续竞价上网以及配置储能提供空间，新增项目IRR具备保障。2021光伏组件价格持续高位运行，预计2022回归正常。2020年10月以来，由于硅料供不应求，硅料价格持续攀升创下历史新高，导致全产业链利润分配极不合理，下游订单及安装规模大幅下降，2021年全年光伏装机量不及预期。组件成本高企的唯一症结在于上游硅料产能瓶颈，近两年随着硅片大型化以及N性电池渗透率提升，硅片、电池片、组件环节成本持续下降，已经为终端降价打下空间。展望硅料价格，2021年底以来国内几大硅料生产企业的产能陆续释放，预计2022年底国内硅料产能达到2020年的两倍左右，供需紧张格局充分改善，上半年组件价格平稳下行，下半年进入趋势性下行周期。光伏盈利模型来看，由于同一区域内光伏项目光照条件同质化程度更高，项目回报率对光伏组件价格极为敏感，其他条件中性假设下（暂不考虑绿电溢价），我们测算当光伏组件价格回落至1.7元/瓦时，运营商资本金IRR可上升至8%，光伏装机需求得以释放。2.3转型类公司利空出尽，2022火电盈利触底反弹市场此前担忧火电转型绿电标的2021年四季度巨幅亏损问题，导致板块1月以来持续调整。目前随着业绩预告逐步披露，转型类公司巨亏利空出尽（基本符合我们在2021年业绩前瞻中的预期），纯绿电公司三峡能源业绩略超预期。展望2022年煤电业绩，随着煤价长协落地、市场化交易涨电价持续兑现，煤电盈利能力有望大幅改善。以广东省为例，广东省12月25日发布2022年电力年度长协市场化交易结果，其中煤电交易电量2535亿千瓦时，成交电价0.4970元/千瓦时，较基准电价上浮9.7%，较2021年长协电价上涨24%，绝对值提升约0.1元/千瓦时。按照度电煤耗300g，我们测算0.1元/千瓦时电价涨幅足以抵消260元/吨煤价（5500K）涨幅。3.国企改革扎实推进，电力企业活力无穷3.1

国企改革释放市场活力用户侧市场尤其依赖机制灵活自2013年十八届三中全会新一轮深化国有企业改革以来，我国已开启近8年国有企业改革历程。2013年11月，中共中央发布关于全面深化改革若干重大问题的决定，提出

“鼓励非公有制企业参与国有企业改革”，随后中央主要通过开展试点和专项工程推进国企改革。2014年我国启动“四项改革”试点项目，2016年启动“十项改革”试点，2016-2019启动混改，2018-2019年开启双百行动，2019年启动“创建世界一流示范企业”、“区域性国资国企综改实验”，“科改示范行动”等试点行动。截止2019年底，共有数百家企业入围，较多试点企业的改革任务已经完成。一系列国企改革试点和专项工程的完成是改革全面铺开的重要基础。在前期经验的基础上，2020年6月，我国正式发布《国有企业改革三年行动方案》，由此中央企业按下改革“快进键”。行动方案主要任务包括完善中国特色现代企业制度、推动国有资本布局优化和结构调整、积极稳妥地推进混合所有制改革、健全市场化经营机制、形成以管资本为主的国有资产管理体制、强调国企创新、推动国有企业公平的参与市场竞争、推动一系列国企改革的专项行动、加强国有企业党的领导。国企改革释放市场活力，市场化机制促进企业再成长。国有企业改革核心目的在于：

“让企业机制更活、效率更高”，通过对企业的治理机制、激励机制、所有制、用人机制等进行全方面改革深化，国有企业将充分提高活力效率，实现企业高增长。机制灵活在用户侧业务发展中尤为重要。用户侧电力业务涉及到地方政府、转供电主体、用户企业、电网企业等多家利益相关方，前期商议成本极高，只有充分的激励机制才能调动市场人员积极性，快速开拓市场；另外，用户侧市场往往具有排他性，例如区域分布式能源、换电站等，这些业务先占优势很重要，灵活的决策机制和管理机制能够尽可能简化繁琐的程序，快速决策、精准卡位。此外，市场化的薪酬机制能够吸引大量优质有经验人才，这对于刚起步的用户侧市场而言也尤为重要。3.2各企业改革情况梳理2022年是国企改革三年行动承前启后的一年，国企改革完成目标的预期明确，根据国务院预计2021年底70%的完成率来看，2022国企改革工作还有30%的工作量，预计在二十大之前全将部完成。在国企改革三年行动的收官之年，国企改革将继续稳步推进，改革红利或将集中释放。公用事业企业在本轮改革中以高质量发展为主题，以转型发展为主线，以改革创新为动力，为“十四五”快速发展奠定了坚实基础，我们梳理主要公司改革情况如下：1、三峡能源：实施股权激励。2021年底，公司发布2021年限制性股票激励计划，授出限制性股票总股数不得超过公司股本总额的10%，授予对象包括公司董事、高级管理人员（不包括独立董事、监事）；公司（含控股子公司，下同）管理骨干；公司技术和业务骨干，授予考核年度为2020年，解除限售考核年度分别为2022年、2023年、2024年。解禁条件主要对业绩进行考核。2、国网信通：实施股权激励。2021年底，公司发布限制性股票激励计划，拟授予的限制性股票数量不超过835万股，授予