公用事业行业2022年春季策略

公用事业行业2022年春季策略01能源不可能三角核心矛盾变迁电力行业约束能源不可能三角：（1）供给充足：“四个革命、一个合作”能源安全新战略；（2）低碳清洁“双碳目标”能源转型；（3）价格低廉不能同时满足：深化电价市场化改革；电量平衡与电力平衡电量平衡：均值概念，相同时间内，实际用电量=实际发电量（实际用电负荷曲线积分面积=实际发电能力曲线积分面积，等效矩形面积相同）；电力平衡：瞬时概念，任一时间点，实际用电负荷=实际发电能力（发用电曲线实时匹配）；在储能没有大规模应用的背景下，电力需要实时响应（无产成品库存），现阶段电力平衡结果更多反映供需形势。需求侧：用电结构转变，用电负荷波动较大的第三产业与居民生活用电占比提升，电力负荷峰谷差加大。供给侧：可出力机组（火电、核电、部分水电）装机增长放缓，电源供给弹性不足。新能源仅可实现电量平衡，即使考虑配置储能电力平衡贡献亦有限。核心矛盾：降电价→能源安全与转型兼顾供需形势：“十三五”以来，中国电力供需形势发生转变，从供需宽松逐年转为供需偏紧，限电情况增加。电力供需偏紧背景下，保障能源安全成为能源不可能三角的关键要素。能源转型：装机和发电量结构变化，低碳清洁能源占比结构性提升。双碳目标下能源转型趋势仍将持续。火电：2015-2021年，火电装机占比从66%降至55%，发电量占比从75%降至71%。新能源：2015-2021年，新能源装机占比从11%升至27%，发电量占比从4%升至9%。价格：多年降电价（行政性降电价及市场化交易“折价”）后，电力行业不再作为向下游让利的主要手段。2021年进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革，扩大市场交易电价浮动范围，市场化交易电价开始溢价。新形势下电力转型路径推演：能源不可能三角的要素变化：主要矛盾：能源保供、能源转型；次要矛盾：电价；新型电力系统的能源转型路线：需求侧：终端电气化水平持续提升，支撑用电量长期增长；电力平衡视角下，供需形势偏紧；通过需求侧响应和市场化机制提升电力负荷弹性，降低峰谷差

；供给侧：新能源：双碳背景下装机增量的重要支撑，十四五显著放量

；传统能源：电力电量供应主体地位短期难以替代，类储能放大供给弹性，有望建立价格补偿机制，存量价值提升。02新能源：

全面平价时代，装机成长明确双碳目标引领，新能源成长属性凸显自双碳目标提出以来，新能源转型政策密集出台，细节政策逐步落地。“十四五”

期间成长属性延续“十三五”期间中国新能源快速发展，非化石能源消费占比提升4.1个百分点，新能源装机年均新增72GW。双碳目标下预计“十四五”期间新能源仍将保持快速增长，是运营商成长性最强的子版块。央企可再生装机比例要求倒逼电力集团发展2021年12月国务院发布关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见的通知，指出到2025年中央企业可再生能源发电装机比重达到50%以上。在可再生装机比例要求倒逼下，各发电集团提出“十四五”新能源新增装机的积极指引。上游降本迎接全面平价时代据IRENA，中国2020年光伏、陆上风电安装成本分别为0.69、1.26美元/瓦，2010-2020年均分别下降16.6%、1.7%，技术进步带动新能源安装成本均快速下行。陆风及光伏发电成本已降至化石能源发电成本区间。因地制宜，差异化推进绿电开发风光大基地：对于“三北”等风光自然条件优越但用电需求较弱的沙漠戈壁荒漠地区，采取风光大基地+特高压外送方式。分布式光伏：对于中东部用电需求较强但风光自然较弱省份，加快分布式发电源展，优先就地就近开发利用，加快负荷中心及周边地区分散式风电和分布式光伏建设。海上风电大基地：广东、福建、浙江、江苏、山东沿海五省鼓励建设海上风电基地，推进海上风电向深水远岸区域布局，统筹推动海上风电规模化开发。风光资源短期扰动有限，更应关注装机增长的确定性22年1-2月新能源发电量同比增速较低：22年1-2月风电、光伏发电量分别同比-7.6%、+6.5%，新能源发电量增速均为近年同期低值。新能源发电量增速短期扰动主要与21年同期风光资源高基数有关。从中长期看风光资源向均值回归，双碳目标下新能源装机增长的确定性更值得关注。政策催生绿电应用场景促进绿色消费实施方案在推动完善绿电交易机制的同时，也鼓励龙头公司发挥绿电消费示范带头作用、强制高耗能企业绿电使用刚性约束，提升居民绿色电力消费占比。随着政策推动绿电消费应用场景的增加以及更多附加价值的实现，绿电市场化交易电价有望进一步提升。绿电需求增长助力绿电溢价提升2022年广东、江苏绿电年度长协交易电价分别为0.514、0.463元/千瓦时，较燃煤基准电价分别上涨13.4%、18.4%。根据BNEF排行榜披露的中国企业绿电购买方排行榜，上榜企业均为国内知名大型企业，且2022年前五家公司合计计划绿电消纳量较2021年增长明显。新能源项目回报率的敏感性在陆上风电含税上网电价分别上升至0.40、0.45元/千瓦时的情形下，项目资本金IRR预计上升3.0、8.3个百分点；陆上风电项目单位装机投资下降至6000、5000元/千瓦时，预计项目资本金IRR将上升2.6、5.8个百分点。在光伏含税上网电价分别上升至0.40、0.45元/千瓦时的情形下，项目资本金IRR预计上升2.1、5.6个百分点；光伏项目每单位千瓦投资金额下降至3900、3800元时，预计项目资本金IRR将上升0.6、1.3个百分点。历史欠补问题有望缓解可再生能源补贴：为可再生能源标杆上网电价高于煤电标杆电价的部分。其资金来源：

从全国（除西藏）除农业生产用电后的销售电量中征收的可再生能源电价附加部分；

财政专项资金（国家财政公共预算安排）。补贴项目发展迅速，欠补规模日益增大：由于“十三五”期间新能源发展迅速，而电价附加征收标准自2016年后保持稳定，叠加征收率不足，可再生能源基金入不敷出，可再生能源补贴缺口扩大。据智汇光伏微信公众号测算，截至2021年底可再生能源补贴累计拖欠金额在4000亿元左右。2022年其他政府性基金支出增加3609亿元据财政部2022年中央政府性基金支出预算表：可再生能源补贴科目未单独披露，而是与其他项合计列入“其他政府性基金支出”

科目合并披露，后者2022年支出规模4594亿元，较2021年执行数增加3609亿。增量预算预计主要用于可再生能源欠补由于除可再生能源基金之外的其他科目2021年预算数合计金额较小，且财政部关于2021年中央和地方预算执行情况与2022年中央和地方预算草案的报告提及“推动解决可再生能源发电补贴资金缺口”，我们预计增量支出预算主要用于解决历史可再生能源欠补问题。绿电现金流压力有望释放以龙源电力等公布可再生能源补贴欠款金额的绿电公司为例，2020年应收账款中绝大部分为可再生能源补贴欠款。主要绿电企业应收账款影响现金流，绿电欠补问题的解决将有效缓解绿电企业资金紧张问题，助力新能源装机持续提升。03传统能源：

多能互补，改革催化价值重估多能互补：打破电源界限优化电源出力曲线：新能源（风电、光伏）依赖风光资源禀赋，出力不稳定。通过与传统能源耦合，优化电源供给能力。现金流优势：新能源项目初期消耗资本开支，传统能源借助存量现金流优势直接/间接参与新能源开发。火电：电源定位切换，保供价值凸显煤电定位明确：

支撑性电源：极端条件下顶峰发电的重要支撑，在保障中国能源安全方面还将发挥基础和兜底作用，在一定时期内煤电在中国电力结构中的基础性地位仍将保持。调节性电源：加快推进煤电由主体性电源向提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源转型。价格机制对接：理顺煤-电价格传导机制区间对区间：煤价区间（秦皇岛港下水煤Q5500中长期交易合理价格为570-770元/吨）vs电价区间（基准加上下浮动比例20%）；顺价机制：煤价合理区间内，煤电企业可通过市场化方式充分传导燃料成本变化；火电价值的切换：周期属性弱化，现金流价值凸显核心价值：从价格弹性（强周期性）转为现金流确定性（弱周期性），分红（稳定股息）及再投资（转型新能源）特性突出。核电：价值再发现，长期增长可期兼具低碳与可出力属性：核电是双碳目标下保障能源安全的现实选择，低碳基荷价值显现。长期增长空间可观：国