勾勒2025，风电光伏等绿电产业链投资策略报告

“双碳”背景下持续看好 2022 年绿电板块投资行情，业绩高增标的有望更获市场青睐。 2021 年作为“十四五”规划开局之年，绿电行业迎来板块性投资行情，随着进入“十四五”时期的第二年，市场对于各电力企业判断和预期可能出现分化，公司长期发展前景以及中短期业绩兑现能力将作为判断企业未来投资价值的核心要素，具备更高业绩成长性和确定性的绿电企业有望更受市场青睐。我们提出绿电板块投资框架：1）从企业规模、企业盈利能力、资金实力三方面评估新能源运营商质地；2）从“项目规划”、“项目竞配”以及“在建工程”三方面分析各电力企业未来长中短期业绩成长性和确定性，筛选出兼具长期投资价值和短期业绩兑现能力强的绿电标的。

2021 年电力板块跑赢大盘，其中新能源运营表现亮眼。从 2021 年 1月 4 日至 2022 年 1 月 4 日，公用事业指数涨幅为 29.48%，在申万一级指数 31 个行业中排名第六。从细分子行业看，新能源发电板块表现突出，风力发电和光伏发电两板块 2021 年涨幅分别为 80.6%和 32.02%，火电板块全年涨幅也达到 39.3%，主要由于火电企业积极向新能源发电转型，新能源装机目标规模大、动力足，从而带动板块估值修复。2021 年电力板块各细分子行业均跑赢沪深 300 指数。

2021 年估值提升明显，绿电投资元年开启。通过比较过去 5 年电力板块与沪深 300 指数涨跌幅，2017-2018 年电力板块经历较大幅度下跌，2019-2020 年表现平稳，2021 年随着“双碳”政策的提出，新能源装机容量的大幅增长，新能源发电成长性、确定性得到印证，电力板块估值提升明显，电力板块 PE（ttm）在过去一年从 17.15 倍提升至 29.3 倍，体现了市场对于新能源发电行业未来发展信心。

绿电交易正式开启，为平价风光项目带来高溢价。早在 2016 年，国家能源局《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》中提出，不断完善促进可再生能源开发利用的体制机制，建立可再生能源电力绿色证书交易机制，自此配额及绿证交易制度开始发展。2021 年 9 月 7 日，发改委正式批复《绿色电力交易试点工作方案》，绿色电力交易正式开市，由风电、光伏发电产生的绿电正式单独计价上线交易。据中国能源报披露，首批绿色电力交易有 17 个省份的 259 家市场主体参与，共达成交易电量 79.35 亿 kWh。首 批绿色电力成交价格较当地电力中长期交易价格增加 0.03-0.05 元/kWh，溢价幅度较大。参与交易的主体近期以风电和光伏为主，未来有望逐步扩大到水电等其他可再生能源。2021 年 11 月 11 日，在浙江电力交易中心的促成下，象山大唐新能源有限公司与浙江银泰百货有限公司达成了绿电交易。这是浙江自今年 9 月份成功完成全国首次绿电交易试点任务以来，首度开启绿电交易“日常模式”，未来绿电交易有望实现常态化。

绿电交易有望提升新能源运营项目收益。绿电交易价格完全由发电企业与用户双边协商、集中撮合等方式形成，完全市场化绿电产生的附加收益归发电企业所有，向电网企业购买且享有补贴的绿电，产生的附加收益用于对冲政府补贴，发电企业如自愿退出补贴参与绿电交易，产生的附加收益归发电企业。因此，对于平价风电光伏项目，绿电交易机制下带来的溢价有望增厚项目收益。

根据江苏、广东出具的 2022 年电力年度交易结果，绿电交易价格随火电有所上浮，其中江苏省 2022 年绿电交易成交 9.24 亿千瓦时，成交均价达到 0.463 元/kWh，相比于当地燃煤发电上网基准价的 0.391 元/kWh 上涨 18.4%，广东 2022 年绿电交易成交 6.79 亿 kWh，成交均价 0.514 元/kWh，相比于当地燃煤发电上网基准价的 0.453 元/kWh 上涨 13.5%。参考上述两省份交易结果，预计 2022 年各省市绿电电价均会随火电电价出现一定上浮，有望为新能源运营企业带来更高盈利空间。

电力市场改革带来风光存量带补贴项目市场化电价提升空间。2021 年在煤价高涨背景下火电成本端承压，业绩大幅亏损，在火电承压背景下电力市场化改革实现重大突破。2021 年 10 月 11 日，发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，电力体制改革迈出重要一步。本次政策出台一方面推动火电 100%市场化交易，另一方面拉大煤电交易价格浮动范围，在一定程度上缓解火电企业经营压力：1）政策推动火电发电量实现 100%市场化交易：从发电端看，燃煤发电量将实现 100%市场化交易，通过市场交易在“基准价+上下浮动”的范围内形成上网电价。从用户端看，除居民、农业、公益性事业外全部进入电力市场化交易，推动工商业全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价，工商业用户直接和发、售电企业购电成为必然选择，用户与电网之间的关系从购售电关系转变为代理购电关系，真正实现市场化交易。由于我国电力系统错综复杂，电网结构庞大相互制约，多年来电改进程较为缓慢。此次煤电交易市场化的完全放开推动我国电改迈出重要一步，电价机制实现根本性变革。火电市场化改革有望成为新的定价之“锚”，为未来核电、水电等其他电源放开市场化交易打下基础。2）煤电交易价格浮动范围扩大：政策提出将燃煤发电市场交易价格浮动范围从上浮不超过 10%，下浮不超过 15%，扩大至上下浮动范围均不超过 20%，高耗能行业不受 20%限制，电力现货价格不受限制。

带补贴的风电和光伏项目在保障性电量以外的市场化交易部分有明显的折价，包括：

一是以扶持特定行业为目的的专场交易。扶持特定行业为目的的专场交易在可再生能源富集省区较为普遍，要求可再生能源大幅降低电价与新兴产业用户进行交易，是各地可再生能源降价幅度最大的交易。

二是以降低电价为目的的打捆交易。打捆交易是可再生电源与火电等调节电源按照既定比例进行打捆，普遍在可再生能源外送交易中使用，也在甘肃等省内电力中长期交易中使用。

三是调峰辅助服务市场交易。可再生能源的波动性和逆调峰特性，引发了部分调峰辅助服务需求，东北等地区的风光机组承担部分辅助服务费用。

着眼未来，绿电企业成长性如何判断？我们完整梳理了新能源运营长期、中期、短期三层投资框架：

从长期来看，新能源运营板块的投资关注点包括：（1）各企业中长期的风电、光伏装机容量规划情况直接体现其发展新能源的决心与意愿；（2）风电、光伏项目的盈利能力高度依赖地区资源情况，因此企业能否获取优质资源是风电、光伏发电项目盈利能力高低的决定因素；（3）新能源项目的初始投资规模较大，企业的融资能力与融资成本成为关键。因此长期来看，以“五大四小”发电集团为代表的央企/国企下属发电平台，以及地处资源优势区域的地方国企发电企业具备显著竞争优势。

从中期来看，新能源运营的投资关注点是各企业项目拟建、筹建情况。从各企业 2021年风电、光伏项目竞配情况来看，我国大型电力央企、国企相较于民企在项目拿单方面更具优势。

从短期来看，由于风电、光伏项目的投产周期较短，一般为 0.5-2 年，因此，各公司投资性现金流与“在建工程”数额对明年业绩影响大。我们采用“新能源在建工程/总市值”指标来评估新能源运营企业短期业绩弹性。

从项目规划看长期发展潜力：我们认为从长期看各新能源运营企业发展潜力主要取决于几个方面：1）“十四五”期间装机规划；2）项目所在地资源禀赋；3）企业资金实力。

装机规划直接表明了企业长期在新能源运营板块发展的战略与意愿。目前出具“十四五”期间新能源装机规划的主要为国内“五大四小”发电集团，而“五大四小”发电集团作为国内电力市场绝对龙头，也是我国风光装机规模的半壁江山。“五大四小”发电集团包括国家能源集团、中国华电、中国华能、国家电投、大唐集团以及华润电力、国投电力、中广核集团、三峡集团，根据各集团官网披露的信息，截至 2020 年底，国家电投集团新能源装机规模最高，占全国装机比例达 11.33%；其次为国家能源集团，占全国装机比例达8.94%。“五大四小”发电集团 2020 年新能源装机规模合计占比接近 50%，已占据国内新能源发电的半壁江山。

各大发电平台明确“十四五”时期新能源发展规划。“双碳”目标下，各发电平台陆续出具新能源装机发展规划，体现了各企业发展新能源的决心和意愿。其中，以“五大四小”发电集团为代表的央企/国企下属发电平台的新能源规划最为清晰明确。“十四五”时期，“五大四小”发电集团大力投建清洁能源装机，计划于 2025 年或之前实现“碳达峰”。国家能源集团和华能集团计划新增新能源装机最高，分别为 70-80GW、80GW，新增新能源装机占比分别达 40%、50%以上；三峡集团也计划新能源装机容量实现 70-80GW；国家电投和华电集团紧随其后，分别计划新增新能源装机 72GW、75GW，且计划将清洁能源装机比重提升到 60%；华润电力计划新增 40GW 可再生能源装机，可再生能源装机占比提升至50%以上；。粗略计算截至“十四五”末期“五大四小”发电集团有望共新增新能源装机430GW 以上。

从“项目竞配”看中期成长速度判断新能源运营企业“中期”成长性和确定性主要是对企业未来 2-3 年的分析。由于风电光伏建设周期相对较短，光伏、陆上风电、海上风电的建设周期分别为半年、1 年以及1.5-2 年，2021 年竞配的项目有望在 2022 年开工建设，于 2023 年投产开始实现业绩释放，因此我们认为 2021 年的项目竞配情况反映了各企业的中期发展潜力。项目竞争配臵是对未确定投资主体的风电、光伏电站项目，通过招标等竞争方式公开选择投资主体；或对已开展前期工作且已确定投资主体的项目，通过竞争性比选、优选等竞争方式配臵年度建设规模指标。

截至目前，已有 18 个省份已陆续发布了 2021 年风电、光伏竞争性配臵结果。我们对已发布竞配结果的项目做了统计，统计中包含风光保障性项目以及市场化项目（风光大基地项目不计入），在我们统计的 18 个省份中，2021 年风电共计完成竞标 41.2GW，光伏完成竞标 91.1GW，风光一体化项目 46.7GW。同时，我们对获得竞配项目的开发企业做了股权穿透，穿透原则为：1）若可穿透至上市公司，则最终归集与该上市公司；2）若往上无法穿透到上市公司，则穿透到集团公司。从各省发布的项目竞配情况看，青海、广西 2021 年竞配项目装机容量超 30GW，分别达到 32.2GW 和 31.1GW，有 7 个省份竞配装机容量超过 10GW。

从企业获得竞配项目情况看，“五大四小”发电集团具备绝对竞争力。从我们的不完全统计结果来看，获得项目装机容量排名前十的企业均为央企，排名首位的国家能源集团2021 年获得风电 478.5 万 kW、光伏 504.0 万 kW、风光一体化项目 875.0 万 kW，合计1857.4 万 kW；国电投集团、大唐集团、华能集团、华电集团项目获得量仅次于国家能源集团，均超过 10GW，风光一体化项目贡献明显。从竞配项目排名上看，竞配装机前十基本为“五大四小”发电集团。除此之外，中能建、中电建两大电力建设集团也拥有较强资源获取能力，分别获得竞配装机容量 797GW 和 605.8GW，跻身企业项目装机获取量排名前列。

从上市公司层面看，我们对“五大四小”发电集团各项目归属平台进行了划分，除三峡集团、华润电力、国投电力之外，大部分竞配项目在集团体内的占比较高。若根据电力上市公司所获项目装机容量进行排名，华能国际、龙源电力、三峡能源、中国核电、中国电力作为上市平台获取项目量最大，竞配项目所获装机容量分别为 5.53GW、4.44GW、 3.38GW、3.25GW 和 3.01GW，排名靠前上市公司大部分为“五大四小”发电集团下属上市平台。除传统发电企业外，阳光能源、特变电工、晶科科技、金风科技等风电、光伏设备制造上市企业也开始布局运营端，在获取项目方面同样具备一定竞争力。

从上述分析来看，大型发电企业在竞配过程中具备较大竞争力，主要由于大型发电企业相对更符合各省项目竞配打分表中的竞争要求，参考 2021 年部分省份竞配打分表，企业建设经验及投资能力、消纳能力、产业配套能力、前期准备完成度以及项目开发进度（明确未来项目进度时间节点）为五大最为核心的考察方面，大型电力企业在资金、项目经验等各方面相对具备更大优势。

然而，项目竞配不一定能完全对应公司未来 2-3 年内的业绩增量，部分因素可能影响竞 配情况对企业中期发展潜力的判断：1）短期组件、风机等原材料价格上涨可能会导致开工时间延后，例如 2021 年组件价格大幅上涨，导致全年光伏并网装机容量不及预期；2）消纳问题可能导致并网时间延后，随着风光项目大批量建成投产并网，消纳问题亟待解决。