分析师及联系人[Table_Author]●张韦华●司旗●宋尚骞●于倩(8621)61118722(8621)61118722(8621)61118722(8621)61118722zhangwh1@cjsc.com.cnsiqi1@cjsc.com.cnsongsq@cjsc.com.cnyuqian3@cjsc.com.cn执业证书编号：执业证书编号：执业证书编号：执业证书编号：S0490517080003S0490520120001S0490520110001S0490520080024请阅读最后评级说明和重要声明请阅读最后评级说明和重要声明2/50[Table_Title1]公用事业[Table_Invest]报告日期2021-12-13行业研究深度报告评级看好｜维持[Table_StockData]行业内重点公司推荐公司代码公司名称投资评级600905三峡能源买入600011华能国际买入600483福能股份买入601985中国核电买入600025华能水电买入600900长江电力买入[Table_PicQuote]市场表现对比图(近12个月)资料来源：Wind[Table_Report]相关研究•《“专精特新”支持持续落地为环保带来助力》2021-12-13•《广东市场电大幅扩容，利好各电源电价表现》2021-12-12•《欧美“碳关税”将倒逼国内降碳和碳价完善》2021-12-05[Table_Title]序章响过，双碳第二乐章如何谱写？——电力行业2022年度投资策略[Table_Summary]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。2021年2月18日，我们曾发布《拥抱“碳中和”》系列深度研究的开篇之作——《立足“碳中和”元年，拥抱能源新纪元》，指出：“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”。我们对2021年电力行业四阶段行情及不同驱动因素进行了详细复盘分析。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。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，建议重点关注业绩相对于煤价下行、电价提升敏感性较高的火电龙头标的。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。[Table_Risk]风险提示：1.煤炭价格非季节性上涨风险；2.电价改革政策推进不及预期风险。-14%-1%12%25%39%52%2020/122021/32021/62021/92021/12公用事业沪深300指数请阅读最后评级说明和重要声明3/50行业研究丨深度报告目录复盘：“碳中和”元年而立，近十年最佳表现...............................................................................7子行业轮番登台唱戏，行情演绎分四个阶段..................................................................................................8阶段一：传统框架和全新认知的交织与碰撞................................................................................................10阶段二：龙头登场刻画新能源运营的价值锚................................................................................................12阶段三：三大周期共振催化逻辑走向市场共识.............................................................................................14阶段四：政策预期兑现叠加交易扰动下的回调.............................................................................................17新能源运营：绿电溢价或成为“戴维斯双击”启动器.................................................................19技术进步成本回落，2022迈入全面平价时代..............................................................................................19新能源消纳叠加双控考核，用户存在风光用电刚性需求..............................................................................21双控压力叠加非水消纳考核，清洁电力需求稳步增加.....................................................................................................21多国碳税征收在即，绿电成为降税良方...........................................................................................................................24微观约束持续提升，绿电需求稳步增长...........................................................................................................................25优选绿电交易满足需求，电价有望得到长期支撑.........................................................................................26火电：行业逻辑理顺，盈利估值待反转......................................................................................31回顾2021：不可多得的高光时刻.................................................................................................................31展望2022：电煤关系走向是胜负手.............................................................................................................33远景：火电行业未来发展方向演绎...............................................................................................................37低等级机组亟待改造升级................................................................................................................................................37新能源消纳对火电灵活性改造提出要求...........................................................................................................................38辅助服务等机制改革仍是星辰大海..................................................................................................................................39水电&核电：清洁稳定稀缺，能源变革亦有可为.........................................................................43机组投产高峰，看好确定性增长..................................................................................................................43核电审批加速，水风光互补可期..................................................................................................................44低碳稳定高效，核电审批有望加速..................................................................................................................................44依托水电资源，流域风光空间广阔..................................................................................................................................46供需紧张，利好水核电价提升......................................................................................................................47投资建议.....................................................................................................................................49图表目录图1：2011-2021年电力（长江）指数年度收益及其相对沪深300指数超额收益.......................................................7图2：2019年至今电力（长江）指数及沪深300指数走势.........................................................................................8图3：2021年年初至今火电（长江）指数及其超额收益.............................................................................................8请阅读最后评级说明和重要声明4/50行业研究丨深度报告图4：2021年年初至今水电（长江）指数及其超额收益.............................................................................................8图5：2021年年初至今新能源发电（长江）指数及其超额收益..................................................................................9图6：2021年年初至今地方电网（长江）指数及其超额收益......................................................................................9图7：2021年至今电力公用行业行情演绎的4个阶段.................................................................................................9图8：第一阶段电力（长江）指数和沪深300走势....................................................................................................10图9：2021年年初长江一级行业过去5年估值分位..................................................................................................10图10：2021年一季度电力（长江）指数与军工和农业相关行业走势.......................................................................11图11：2021年2-3月子行业轮动呈现出“高低切换”风格......................................................................................11图12：2021年一季度电力公用行业领涨标的...........................................................................................................12图13：第一阶段部分电力公用行业标的走势.............................................................................................................12图14：第二阶段电力（长江）指数和沪深300走势..................................................................................................12图15：近3年大型IPO标的上市后表现...................................................................................................................13图16：三峡能源上市至今市盈率估值........................................................................................................................13图17：2021年5-7月新能源发电指数超额收益明显.................................................................................................13图18：第二阶段部分电力公用行业标的走势.............................................................................................................14图19：第三阶段电力（长江）指数和沪深300走势..................................................................................................14图20：2021年8-9月电力公用所有子行业超额收益持续扩张..................................................................................15图21：2019年至今云南省市场化交易电价（单位：元/千瓦时）.............................................................................16图22：2019年至今广东省电力月度竞价价差（厘/千瓦时）.....................................................................................16图23：第三阶段部分火电标的走势............................................................................................................................17图24：第三阶段部分新能源运营标的走势.................................................................................................................17图25：第四阶段电力（长江）指数和沪深300走势..................................................................................................17图26：第四阶段火电（长江）指数走势....................................................................................................................18图27：第四阶段水电（长江）指数走势....................................................................................................................18图28：第四阶段新能源发电（长江）指数走势.........................................................................................................18图29：第四阶段地方电网（长江）指数走势.............................................................................................................18图30：不同情景下我国能源消费结构预期.................................................................................................................19图31：我国陆风平均造价和LCOE情况...................................................................................................................20图32：我国集中式光伏平均造价和LCOE情况.........................................................................................................20图33：新能源电价存在不确定性...............................................................................................................................21图34：各地区能耗双控目标完成情况晴雨表.............................................................................................................22图35：国家对未完成能耗双控省份惩罚措施趋于严格...............................................................................................23图36：《完善能源消费强度和总量双控制度方案》主要亮点.....................................................................................23图37：各省清洁能源消纳任务持续提升（标红为未完成当年最低非水可再生能源消纳指标任务省份）..................24图38：欧盟排放配额结算价（单位：欧元/吨）........................................................................................................25图39：中国各电网排放因子......................................................................................................................................25图40：RGGI碳交易情况（单位：万短吨，美元/短吨）...........................................................................................25图41：数据中心市场规模快速扩张（单位：亿元）..................................................................................................26图42：施耐德电气践行可持续发展承诺....................................................................................................................26图43：高通宣布2040年实现产业链净零排放.........................................................................................................26请阅读最后评级说明和重要声明5/50行业研究丨深度报告图44：绿电交易或成为用户侧满足绿电需求的主流..................................................................................................27图45：可再生能源预测曲线与实际曲线存在明显偏差...............................................................................................27图46：绿电中长期交易规避不稳定出力缺点，保留环境溢价....................................................................................27图47：光伏电站盈利能力敏感性测算........................................................................................................................29图48：陆上风电盈利能力敏感性测算........................................................................................................................29图49：福建省海上风电盈利能力敏感性测算.............................................................................................................30图50：2016年以来火电行业ROE水平持续维持低位..............................................................................................31图51：2016年以来火电仅在2018年走出一定超额收益..........................................................................................31图52：2021年火电指数走出强势独立行情...............................................................................................................31图53：华润电力2020H1及2021H1分业务净利润情况...........................................................................................32图54：10月20日起动力煤价开启快速下行（单位：元/吨）...................................................................................33图55：各地四季度交易电价涨幅明显........................................................................................................................36图56：不同电价同比提升幅度下主要电企2022年ROE水平（基准煤价为900元/吨）.........................................36图57：未来不同等级火电机组发展方向....................................................................................................................37图58：不同等级机组供电煤耗情况（克/千瓦时）.....................................................................................................38图59：煤电灵活性改造调峰成本为各调峰成本最低（单位：元/千瓦时）.................................................................39图60：电力辅助服务类别与代表性服务....................................................................................................................40图61：300MW机组不同负荷率的煤耗情况（单位：克/千瓦时）.............................................................................41图62：中国核电核电装机增长（单位：万千瓦）......................................................................................................44图63：中国广核管理（含联营）核电装机增长（单位：万千瓦）............................................................................44图64：雅砻江水电装机增长（单位：万千瓦）.........................................................................................................44图65：长江电力装机增长（单位：万千瓦）.............................................................................................................44图66：2018-2020年各电源利用效率（单位：小时）..............................................................................................45图67：清洁能源出力季度环比波动............................................................................................................................45图68：中国核电2030年核电分部装机规模预测（单位：万千瓦）..........................................................................45图69：中国广核2030年装机规模预测（单位：万千瓦）........................................................................................45图70：“十四五”清洁能源基地布局..........................................................................................................................46图71：部分水电公司和核电公司市场化交易占比......................................................................................................48图72：广东月度竞价价差（厘/千瓦时）...................................................................................................................48图73：云南省月度直接交易电价（单位：元/千瓦时）..............................................................................................48表1：5-7月国家发改委有关电价机制的政策及表态..................................................................................................15表2：风电补贴上网电价逐年降低（单位：元/千瓦时）............................................................................................20表3：光伏补贴上网电价逐年降低（单位：元/千瓦时）............................................................................................20表4：北京市及江西省确定绿电交易溢价上网...........................................................................................................28表5：各省份绿电交易情况........................................................................................................................................28表6：7-9月各地放开火电交易电价不能上浮的限制..................................................................................................32表7：国家相关部委对于煤炭保供稳价的相关政策措施.............................................................................................33表8：火电机组盈利测算假设及结果..........................................................................................................................35表9：火电机组盈利敏感性测算.................................................................................................................................35请阅读最后评级说明和重要声明6/50行业研究丨深度报告表10：近年来国家频繁出台加快建设辅助服务市场相关政策....................................................................................40表11：深度调峰下的供电成本提升............................................................................................................................41表12：调峰机组盈亏测算..........................................................................................................................................41表13：重点水电和核电项目装机和投产情况.............................................................................................................43表14：近年核电新机组审批情况...............................................................................................................................45表15：主要水电流域新能源项目开发规划.................................................................................................................47表16：黔源电力已签订新能源项目开发协议情况......................................................................................................47请阅读最后评级说明和重要声明7/50行业研究丨深度报告复盘：“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。2021年2月18日，我们曾发布《拥抱“碳中和”》系列深度研究的开篇之作——《立足“碳中和”元年，拥抱能源新纪元》，指出：“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。图1：2011-2021年电力（长江）指数年度收益及其相对沪深300指数超额收益1资料来源：Wind，长江证券研究所产业逻辑深刻变化，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。12021年电力（长江）指数及沪深300指数表现截至2021年11月12日。-40%-20%0%20%40%60%80%20112012201320142015201620172018201920202021年度收益超额收益请阅读最后评级说明和重要声明8/50行业研究丨深度报告图2：2019年至今电力（长江）指数及沪深300指数走势资料来源：Wind，长江证券研究所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；图3：2021年年初至今火电（长江）指数及其超额收益图4：2021年年初至今水电（长江）指数及其超额收益资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%2019-012019-032019-052019-072019-092019-112020-012020-032020-052020-072020-092020-112021-012021-032021-052021-072021-092021-11电力（长江）沪深300超额收益-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%2021-012021-022021-032021-042021-052021-062021-072021-082021-092021-102021-11超额收益火电（长江）沪深300-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%40%2021-012021-022021-032021-042021-052021-062021-072021-082021-092021-102021-11超额收益水电（长江）沪深300请阅读最后评级说明和重要声明9/50行业研究丨深度报告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。图5：2021年年初至今新能源发电（长江）指数及其超额收益图6：2021年年初至今地方电网（长江）指数及其超额收益资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所核心矛盾迁移，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。图7：2021年至今电力公用行业行情演绎的4个阶段资料来源：Wind，长江证券研究所那么，不同阶段下，驱动行情演绎的核心变量是什么？不同阶段下，获得市场一致预期认同的标的是哪些？在推演来年行业表现向何处去之前，我们认为有必要首先复盘一下现阶段行情从何而来。-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%70%2021-012021-022021-032021-042021-052021-062021-072021-082021-092021-102021-11超额收益新能源发电（长江）沪深300-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%2021-012021-022021-032021-042021-052021-062021-072021-082021-092021-102021-11超额收益地方电网（长江）沪深300-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%2021-012021-022021-032021-042021-052021-062021-072021-082021-092021-102021-11超额收益电力(长江)沪深300请阅读最后评级说明和重要声明10/50行业研究丨深度报告阶段一：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。图8：第一阶段电力（长江）指数和沪深300走势资料来源：Wind，长江证券研究所在这个阶段，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。图9：2021年年初长江一级行业过去5年估值分位资料来源：Wind，长江证券研究所“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-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%2021-012021-022021-032021-042021-052021-062021-072021-082021-092021-102021-11超额收益电力(长江)沪深3000%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%食品饮料家电制造国防军工社会服务电力及新能源设备电子检测服务医疗保健建筑产品汽车计算机综合金融非金属材料机械设备农产品保险金属材料及矿业化学品交通运输家用装饰及休闲纺织服装传媒互联网公用事业纸类及包装电信业务商业贸易煤炭环保油气石化房地产银行建筑工程请阅读最后评级说明和重要声明11/50行业研究丨深度报告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。图10：2021年一季度电力（长江）指数与军工和农业相关行业走势图11：2021年2-3月子行业轮动呈现出“高低切换”风格资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所标的层面，可以发现涨幅排名靠前的标的基本也都来自于火电和水电这2个子行业板块，同时阶段性表现具备三大特点：1）例如华能水电、长江电力等大市值水电标的在此阶段表现不俗，低风险偏好的机构资金是此阶段行情演绎的主要推手，沿袭了“传统公用”的认知；2）例如福能股份、吉电股份等标的在这一阶段已经开始积累超额收益，表明市场中已经有部分资金开始发掘火电转型的机会，开始搭建“全新公用”的认知；3）部分资金同时也在介入电力公用板块，在“碳中和”的风口下部分公司因参股碳排放权交易中心等事项受到资金热捧，其中某湖北电企涨幅超200%、华银电力涨幅超130%，进一步拔高了电力公用行业在资本市场中的关注度。-40%-30%-20%-10%0%10%20%01-0401-1802-0102-1503-0103-1503-29沪深300电力(长江)地面兵装Ⅱ(长江)航空装备Ⅱ(长江)航天装备Ⅱ(长江)种植业(长江)-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%01-0401-1802-0102-1503-0103-1503-2904-1204-26火电（长江）水电（长江）新能源发电（长江）地方电网（长江）沪深300请阅读最后评级说明和重要声明12/50行业研究丨深度报告图12：2021年一季度电力公用行业领涨标的图13：第一阶段部分电力公用行业标的走势资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所阶段二：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。图14：第二阶段电力（长江）指数和沪深300走势资料来源：Wind，长江证券研究所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。0%20%40%60%80%100%120%长源电力华银电力深圳能源湖北能源华通热力京能电力天富能源华能水电通宝能源桂冠电力川投能源福能股份申能股份大唐发电吉电股份建投能源国投电力粤电力A穗恒运A甘肃电投长江电力皖能电力上海电力浙能电力华电国际电力(长江)-20%-10%0%10%20%30%40%50%01-0401-1802-0102-1503-0103-1503-2904-1204-26华能水电长江电力桂冠电力福能股份吉电股份-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%2021-012021-022021-032021-042021-052021-062021-072021-082021-092021-102021-11超额收益电力(长江)沪深300请阅读最后评级说明和重要声明13/50行业研究丨深度报告图15：近3年大型IPO标的上市后表现图16：三峡能源上市至今市盈率估值资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所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。图17：2021年5-7月新能源发电指数超额收益明显资料来源：Wind，长江证券研究所标的层面，剔除一些主业非电力运营和流动性驱动的新股和部分标的后，可以发现涨幅靠前的标的主要集中在两条逻辑主线：1）三峡能源上市后所带来的新能源运营资产估值中枢抬升，代表性公司包括林洋能源、节能风电、中闽能源、太阳能等；2）火电转型的“全新公用”框架下火电公司体内新能源资产价值重估，代表性公司包括吉电股份、福能股份以及港股的华润电力。-40%-20%0%20%40%60%80%100%0100200300400500600三峡能源中金公司中国广核义翘神州维远股份邮储银行京沪高铁浙商银行宝丰能源金龙鱼渝农商行中国电信首发募资金额（亿元）7个交易日涨跌幅（右轴）20253035404550556006-1006-2407-0807-2208-0508-1909-0209-1609-3010-1410-2811-11-10%0%10%20%30%40%50%05-0605-2006-0306-1707-0107-1507-29火电（长江）水电（长江）新能源发电（长江）地方电网（长江）沪深300请阅读最后评级说明和重要声明14/50行业研究丨深度报告图18：第二阶段部分电力公用行业标的走势资料来源：Wind，长江证券研究所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。8月，我们曾发布《拥抱“碳中和”》系列深度研究——《这一次，是隧道尽头的光吗？》，指出：“优质火电标的已经看到转型隧道尽头的光亮，看好优质转型火电标的投资机会”。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”。图19：第三阶段电力（长江）指数和沪深300走势资料来源：Wind，长江证券研究所市场共识加速统一，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-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%70%05-0605-2006-0306-1707-0107-1507-29林洋能源吉电股份福能股份中闽能源节能风电华润电力-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%2021-012021-022021-032021-042021-052021-062021-072021-082021-092021-102021-11超额收益电力(长江)沪深300请阅读最后评级说明和重要声明15/50行业研究丨深度报告点；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。图20：2021年8-9月电力公用所有子行业超额收益持续扩张资料来源：Wind，长江证券研究所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”。表1：5-7月国家发改委有关电价机制的政策及表态时间相关出处相关内容5.25《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》到2025年，竞争性领域和环节价格主要由市场决定…持续深化燃煤发电、燃气发电、水电、核电等上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制…平稳推进销售电价改革，有序推动经营性电力用户进入电力市场，完善居民阶梯电价制度，不断完善绿色电价政策，针对高耗能、高排放行业，完善差别电价、阶梯电价等绿色电价政策6.24中国政府网刊登国家发改委回复网友提问国家发改委表示“按照进一步深化电价市场化改革要求，下一步要完善居民阶梯电价制度，逐步缓解电价交叉补贴，使电力价格更好地反映供电成本，-10%0%10%20%30%40%50%08-0208-0908-1608-2308-3009-0609-1309-2009-27火电（长江）水电（长江）新能源发电（长江）地方电网（长江）沪深300请阅读最后评级说明和重要声明16/50行业研究丨深度报告还原电力的商品属性，形成更加充分反映用电成本、供求关系和资源稀缺程度的居民电价机制"。7.26《关于进一步完善分时电价机制的通知》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。进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定经济运行提供支撑。资料来源：国家发改委，中国政府网，长江证券研究所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。图21：2019年至今云南省市场化交易电价（单位：元/千瓦时）图22：2019年至今广东省电力月度竞价价差（厘/千瓦时）资料来源：云南省电力交易中心，长江证券研究所资料来源：广东省电力交易中心，长江证券研究所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。0.100.120.140.160.180.200.220.240.260.281月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2021年2020年2019年-60-40-200204060801001201月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2021年2020年2019年请阅读最后评级说明和重要声明17/50行业研究丨深度报告图23：第三阶段部分火电标的走势图24：第三阶段部分新能源运营标的走势资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所阶段四：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。图25：第四阶段电力（长江）指数和沪深300走势资料来源：Wind，长江证券研究所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-20%0%20%40%60%80%100%120%08-0208-0908-1608-2308-3009-0609-1309-2009-27华能国际华电国际华润电力上海电力内蒙华电国电电力-20%0%20%40%60%80%100%08-0208-0908-1608-2308-3009-0609-1309-2009-27三峡能源中国核电福能股份中闽能源浙江新能江苏新能-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%2021-012021-022021-032021-042021-052021-062021-072021-082021-092021-102021-11超额收益电力(长江)沪深300请阅读最后评级说明和重要声明18/50行业研究丨深度报告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。图26：第四阶段火电（长江）指数走势图27：第四阶段水电（长江）指数走势资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所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。图28：第四阶段新能源发电（长江）指数走势图29：第四阶段地方电网（长江）指数走势资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所-20%-15%-10%-5%0%5%10-0810-1010-1210-1410-1610-1810-2010-2210-2410-2610-2810-3011-0111-0311-0511-0711-0911-11火电（长江）电力(长江)沪深300-12%-10%-8%-6%-4%-2%0%2%10-0810-1010-1210-1410-1610-1810-2010-2210-2410-2610-2810-3011-0111-0311-0511-0711-0911-11水电（长江）电力(长江)沪深300-10%-8%-6%-4%-2%0%2%4%6%8%10-0810-1010-1210-1410-1610-1810-2010-2210-2410-2610-2810-3011-0111-0311-0511-0711-0911-11新能源发电（长江）电力(长江)沪深300-15%-10%-5%0%5%10%15%10-0810-1010-1210-1410-1610-1810-2010-2210-2410-2610-2810-3011-0111-0311-0511-0711-0911-11地方电网（长江）电力(长江)沪深300请阅读最后评级说明和重要声明19/50行业研究丨深度报告新能源运营：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。图30：不同情景下我国能源消费结构预期资料来源：国家统计局，长江证券研究所从成本端看，随着产业内技术的发展，风电光伏项目的造价持续下降，此外随着产业规模的做大，规模效益得以体现，因此我国陆上风电项目和集中式光伏项目的造价和LCOE（平准化度电成本）基本呈现稳定下降的趋势：陆上风电方面：2010年-2020年，单位千瓦造价从1500美元下降到1264美元，降幅为15.72%。集中式光伏方面：2010年-2020年，单位千瓦造价从3994美元下降到651美元，降幅高达83.71%。17.418.418.918.418.418.417.017.017.04.05.88.411.011.011.012.512.512.59.412.015.920.021.022.025.026.528.069.263.856.850.649.648.645.544.042.50%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%201020152020完成目标略超目标快速推进完成目标略超目标快速推进原油天然气非化石能源原煤2025E2030E><><><><请阅读最后评级说明和重要声明20/50行业研究丨深度报告图31：我国陆风平均造价和LCOE情况图32：我国集中式光伏平均造价和LCOE情况资料来源：IRENA，长江证券研究所资料来源：IRENA，长江证券研究所从电价来看，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。表2：风电补贴上网电价逐年降低（单位：元/千瓦时）资源区2009-20152016-201720182019-2020（竞价指导电价）2021年核准2016年前核准，2017年底前开工，2020年底前并网2018年前核准，2019年前开工，2020年底前并网2018年前核准，2020年底前并网2019年前核准，2021年底前并网2020年核准，2021年底前并网I类0.510.490.470.40.340.29当地煤电基准电价II类0.540.520.50.450.390.34III类0.580.560.540.490.430.38IV类0.610.610.60.570.520.47资料来源：国家发改委，长江证券研究所表3：光伏补贴上网电价逐年降低（单位：元/千瓦时）资源区20112012-20132014-2016.62016.6-2017.62017.6-2018.12018.1-2018.52018.6-2019.62019.7-2020.5指导价2020.6-2020.12指导价2021年核准I类1.1510.90.80.650.550.50.40.35当地煤电基准电价II类1.1510.950.880.750.650.60.450.4III类1.15110.980.850.750.70.550.49资料来源：国家发改委，长江证券研究所整体来看，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0.000.050.100.150.200500100015002000250030001996199719981999200020012002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020陆上风电造价(USD/kW)陆上风电LCOE(USD/kWh，右轴)0.000.050.100.150.200.250.300.351000200030004000500020102011201220132014201520162017201820192020集中式光伏造价(USD/kW)集中式光伏LCOE(USD/kWh，右轴)请阅读最后评级说明和重要声明21/50行业研究丨深度报告交易市场，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？图33：新能源电价存在不确定性资料来源：长江证券研究所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。新能源运营逻辑量价成本“双碳”目标下新增电量以新能源为主技术进步、资金成本优化或进一步下降新能源电价将会如何演变？请阅读最后评级说明和重要声明22/50行业研究丨深度报告图34：各地区能耗双控目标完成情况晴雨表2资料来源：Wind，长江证券研究所双控惩罚措施严格，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）。2红色为一级预警，表示形势十分严峻；橙色为二级预警，表示形势比较严峻；绿色为三级预警，表示进展总体顺利2020Q1-32021Q12021H12020Q1-32021Q12021H1青海宁夏广西广东福建新疆云南陕西江苏浙江河南甘肃四川安徽贵州山西黑龙江辽宁江西上海重庆北京天津湖南山东吉林海南湖北河北内蒙古地区能源消费总量控制目标预警等级能耗强度降低进度目标预警等级请阅读最后评级说明和重要声明23/50行业研究丨深度报告图35：国家对未完成能耗双控省份惩罚措施趋于严格资料来源：国家发改委，长江证券研究所双控方案细则提出，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。10月8日李克强总理进一步提出新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量考核。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。图36：《完善能源消费强度和总量双控制度方案》主要亮点资料来源：国家发改委，长江证券研究所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2019年•通报批评未完成双控目标省份2020年•要求未完成省份加大节能工作力度，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2021年•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）能耗双控政策亮点预留总量指标超额可再生电力免考核用能市场交易请阅读最后评级说明和重要声明24/50行业研究丨深度报告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。图37：各省清洁能源消纳任务持续提升（标红为未完成当年最低非水可再生能源消纳指标任务省份）资料来源：国家发改委，长江证券研究所多国碳税征收在即，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。2022年非水电最低消纳责任权重激励性消纳责任权重实际消纳完成情况最低消纳责任权重激励性消纳责任权重实际消纳完成情况最低消纳责任权重激励性消纳责任权重实际消纳完成情况最低消纳责任权重激励性消纳责任权重最低消纳责任权重北京10.5%11.6%11.7%13.5%14.9%12.0%15.0%16.5%16.1%17.5%19.3%18.8%天津10.5%11.6%11.0%13.5%14.9%12.0%14.0%15.4%15.1%16.0%17.6%17.3%河北10.5%11.6%11.3%13.5%14.9%13.0%12.5%13.8%13.5%16.0%17.6%17.3%山西12.5%13.8%14.5%13.5%14.9%16.2%16.0%17.6%16.8%19.0%20.9%20.3%内蒙古18.0%19.8%17.3%18.0%19.8%16.7%16.5%18.2%19.5%19.5%21.5%20.8%辽宁10.0%11.0%11.7%10.0%11.0%12.5%12.5%13.8%13.6%13.5%14.9%14.8%吉林15.0%16.5%17.0%15.5%17.1%18.8%18.5%20.4%21.3%21.0%23.1%22.3%黑龙江15.0%16.5%16.2%17.5%19.3%20.2%20.0%22.0%21.5%20.0%22.0%21.3%上海2.5%2.8%3.3%3.0%3.3%4.2%4.0%4.4%4.8%4.0%4.4%5.3%江苏5.5%6.1%7.0%6.5%7.2%7.4%7.5%8.3%9.0%10.5%11.6%11.8%浙江5.0%5.5%5.3%6.5%7.2%6.7%7.5%8.3%7.5%8.5%9.4%9.8%安徽9.5%10.5%11.0%10.5%11.6%12.3%12.5%13.8%13.6%14.0%15.4%15.3%福建4.5%5.0%4.9%5.0%5.5%5.6%6.0%6.6%7.3%7.5%8.3%8.8%江西6.5%7.2%8.6%7.0%7.7%8.7%9.0%9.9%10.6%12.0%13.2%13.3%山东9.0%9.9%9.4%10.0%11.0%11.1%11.0%12.1%11.4%12.5%13.8%13.8%河南9.0%9.9%9.4%9.5%10.5%13.1%12.5%13.8%13.7%18.0%19.8%19.3%湖北7.5%8.3%7.5%9.0%9.9%7.8%8.0%8.8%9.1%10.0%11.0%11.3%湖南9.0%9.9%10.2%11.5%12.7%8.6%9.0%9.9%11.1%13.5%14.9%14.8%广东3.5%3.9%3.5%3.5%3.9%4.2%4.5%5.0%5.4%5.0%5.5%6.3%广西4.0%4.4%4.2%4.5%5.0%6.5%7.0%7.7%8.9%10.0%11.0%11.3%海南4.5%5.0%5.2%5.0%5.5%6.8%6.5%7.2%7.4%8.0%8.8%9.3%重庆2.0%2.2%2.9%2.5%2.8%4.0%3.5%3.9%4.2%4.0%4.4%5.3%四川3.5%3.9%4.4%3.5%3.9%5.6%6.0%6.6%6.1%6.0%6.6%7.3%贵州4.5%5.0%4.5%5.0%5.5%5.2%6.0%6.6%7.3%8.5%9.4%9.8%云南11.5%12.7%15.6%11.5%12.7%16.3%15.0%16.5%15.1%15.0%16.5%16.3%陕西9.0%9.9%10.6%10.5%11.6%11.7%12.0%13.2%13.6%15.0%16.5%16.3%甘肃14.5%16.0%13.4%17.0%18.7%16.9%16.5%18.2%17.8%18.0%19.8%19.3%青海19.0%20.9%18.5%23.0%25.3%19.7%25.0%27.5%25.4%24.5%27.0%25.8%宁夏18.0%19.8%22.3%18.0%19.8%21.3%20.0%22.0%21.4%22.0%24.2%23.3%新疆11.5%12.7%14.7%12.0%13.2%11.1%10.5%11.6%10.9%12.5%13.8%13.8%省（自治区直辖市）非水电消纳责任权重2020年2019年2018年非水电消纳责任权重非水电消纳责任权重2021年非水电消纳责任权重请阅读最后评级说明和重要声明25/50行业研究丨深度报告图38：欧盟排放配额结算价（单位：欧元/吨）图39：中国各电网排放因子资料来源：国家发改委，Wind，长江证券研究所资料来源：国家发改委，长江证券研究所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。图40：RGGI碳交易情况（单位：万短吨，美元/短吨）资料来源：RGGI，长江证券研究所微观约束持续提升，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010203040506070802018-012018-032018-052018-072018-092018-112019-012019-032019-052019-072019-092019-112020-012020-032020-052020-072020-092020-112021-012021-032021-052021-072021-092021-11期货结算价(连续):欧盟排放配额(EUA)电网区域排放因子单位华北0.8843tCO2/MWh东北0.7769tCO2/MWh华东0.7035tCO2/MWh华中0.5257tCO2/MWh西北0.6671tCO2/MWh南网0.5271tCO2/MWh01234567891005001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,5005,0002008-092009-032009-092010-032010-092011-032011-092012-032012-092013-032013-092014-032014-092015-032015-092016-032016-092017-032017-092018-032018-092019-032019-092020-032020-092021-032021-09供给成交出清价（美元/短吨，右轴）请阅读最后评级说明和重要声明26/50行业研究丨深度报告量将达到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。图41：数据中心市场规模快速扩张（单位：亿元）资料来源：Wind，长江证券研究所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。图42：施耐德电气践行可持续发展承诺图43：高通宣布2040年实现产业链净零排放资料来源：施耐德电气官网，长江证券研究所资料来源：高通公司官网，长江证券研究所综上，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：0%10%20%30%40%50%60%70%80%05001,0001,5002,0002,50020072008200920102011201220132014201520162017201820192020市场规模:互联网数据中心同比（右轴）请阅读最后评级说明和重要声明27/50行业研究丨深度报告投资可再生能源、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。图44：绿电交易或成为用户侧满足绿电需求的主流资料来源：长江证券研究所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。图45：可再生能源预测曲线与实际曲线存在明显偏差图46：绿电中长期交易规避不稳定出力缺点，保留环境溢价资料来源：储能100人，长江证券研究所资料来源：长江证券研究所多地颁布交易机制，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（对应山西售方投资风光电源碳排放权交易绿电需求绿证交易绿电交易投资规模达、周期长指标对冲形式，受众有限存在证电分离的问题适用性最广，或成为主流绿电性质电力属性环境属性出力不稳定降碳、应对考核中长期交易，影响有限保留溢价来源请阅读最后评级说明和重要声明28/50行业研究丨深度报告电厂基准价格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。表4：北京市及江西省确定绿电交易溢价上网省市绿电溢价下限（元/千瓦时）绿电溢价上限（元/千瓦时）北京市0-江西省0.010.05资料来源：北京电力交易中心，江西电力交易中心，长江证券研究所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。表5：各省份绿电交易情况交易时间交易省份交易电量（万千瓦时）交易溢价（元/千瓦时）9月7日全国7935000.03~0.059月24日天津市6000.0410月8日安徽省2750.0210月22日甘肃省56未披露11月11日浙江省3000未披露资料来源：各省电力交易中心，长江证券研究所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此处测算为全国平均水平，分省份测算此处略去，详细数据可联系长江证券电力公用组请阅读最后评级说明和重要声明29/50行业研究丨深度报告图47：光伏电站盈利能力敏感性测算资料来源：Wind，长江证券研究所图48：陆上风电盈利能力敏感性测算资料来源：Wind，长江证券研究所2019-2020平均利用小时1281IRR6.02%1.601.651.701.751.801.851.901.952.000.0007.98%7.71%7.44%7.19%6.94%6.70%6.46%6.24%6.02%0.0058.31%8.03%7.75%7.49%7.24%6.99%6.75%6.52%6.29%0.0108.63%8.35%8.07%7.80%7.54%7.28%7.04%6.80%6.57%0.0158.97%8.67%8.38%8.11%7.84%7.58%7.33%7.09%6.85%0.0209.30%9.00%8.70%8.42%8.15%7.88%7.63%7.38%7.14%0.0259.64%9.33%9.03%8.74%8.46%8.19%7.92%7.67%7.42%0.0309.98%9.66%9.35%9.06%8.77%8.49%8.22%7.96%7.71%0.03510.33%10.00%9.68%9.38%9.09%8.80%8.53%8.26%8.00%0.04010.68%10.34%10.02%9.71%9.41%9.12%8.83%8.56%8.30%ROE8.62%1.601.651.701.751.801.851.901.952.000.00011.21%10.85%10.51%10.17%9.85%9.53%9.22%8.92%8.62%0.00511.57%11.21%10.86%10.52%10.19%9.87%9.55%9.25%8.95%0.01011.94%11.57%11.22%10.87%10.53%10.21%9.89%9.58%9.28%0.01512.30%11.93%11.57%11.22%10.88%10.55%10.22%9.91%9.60%0.02012.67%12.29%11.92%11.57%11.22%10.89%10.56%10.24%9.93%0.02513.03%12.65%12.28%11.92%11.57%11.23%10.89%10.57%10.26%0.03013.39%13.01%12.63%12.27%11.91%11.57%11.23%10.90%10.58%0.03513.76%13.37%12.99%12.62%12.26%11.91%11.56%11.23%10.91%0.04014.12%13.73%13.34%12.97%12.60%12.25%11.90%11.56%11.24%绿电、CCER、碳税等新能源补贴（元/千瓦时）绿电、CCER、碳税等新能源补贴（元/千瓦时）组件价格假设（元/W）组件价格假设（元/W）2019-2020平均利用小时2078IRR10.50%5.305.505.705.906.106.306.506.706.900.00016.09%14.86%13.74%12.72%11.78%10.91%10.11%9.37%8.67%0.00516.56%15.30%14.15%13.11%12.15%11.26%10.45%9.69%8.99%0.01017.03%15.74%14.57%13.50%12.52%11.62%10.79%10.02%9.30%0.01517.50%16.18%14.99%13.90%12.90%11.98%11.13%10.35%9.61%0.02017.97%16.63%15.41%14.30%13.28%12.34%11.48%10.68%9.93%0.02518.45%17.08%15.84%14.71%13.66%12.71%11.83%11.01%10.25%0.03018.94%17.54%16.27%15.11%14.05%13.07%12.18%11.34%10.57%0.03519.43%18.00%16.70%15.52%14.44%13.44%12.53%11.68%10.89%0.04019.92%18.46%17.14%15.93%14.83%13.82%12.88%12.02%11.22%ROE14.33%5.305.505.705.906.106.306.506.706.900.00020.89%19.50%18.21%17.01%15.88%14.83%13.84%12.91%12.04%0.00521.41%20.00%18.69%17.47%16.33%15.26%14.26%13.32%12.43%0.01021.92%20.49%19.17%17.93%16.78%15.70%14.68%13.73%12.83%0.01522.44%20.99%19.65%18.40%17.23%16.13%15.10%14.13%13.22%0.02022.95%21.49%20.13%18.86%17.67%16.56%15.52%14.54%13.62%0.02523.47%21.98%20.61%19.32%18.12%17.00%15.94%14.95%14.02%0.03023.98%22.48%21.09%19.78%18.57%17.43%16.36%15.36%14.41%0.03524.50%22.98%21.56%20.25%19.02%17.86%16.78%15.77%14.81%0.04025.01%23.47%22.04%20.71%19.46%18.30%17.20%16.17%15.20%风电建设成本假设（元/W）绿电、CCER、碳税等新能源补贴（元/千瓦时）风电建设成本假设（元/W）绿电、CCER、碳税等新能源补贴（元/千瓦时）请阅读最后评级说明和重要声明30/50行业研究丨深度报告图49：福建省海上风电盈利能力敏感性测算资料来源：Wind，长江证券研究所综上，在“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。IRR6.79%1000011000115001350014500155001650017500185000.00016.38%13.34%11.99%7.68%5.96%4.45%3.05%1.75%0.53%0.00516.80%13.71%12.33%7.94%6.20%4.66%3.25%1.94%0.71%0.01017.22%14.07%12.67%8.21%6.43%4.88%3.46%2.14%0.90%0.01517.66%14.45%13.02%8.48%6.68%5.09%3.67%2.34%1.09%0.02018.09%14.82%13.37%8.75%6.92%5.31%3.88%2.54%1.28%0.02518.53%15.20%13.73%9.03%7.17%5.54%4.08%2.74%1.48%0.03018.97%15.59%14.09%9.31%7.42%5.76%4.29%2.94%1.67%0.03519.41%15.97%14.45%9.60%7.68%5.99%4.50%3.14%1.86%0.04019.86%16.37%14.82%9.89%7.93%6.22%4.71%3.34%2.05%ROE6.69%1000011000115001350014500155001650017500185000.00016.52%12.92%12.03%7.60%5.85%4.31%2.93%1.66%0.49%0.00516.79%13.17%12.27%7.80%6.03%4.49%3.10%1.84%0.67%0.01017.06%13.41%12.50%8.00%6.22%4.66%3.28%2.01%0.84%0.01517.33%13.65%12.74%8.20%6.40%4.84%3.45%2.18%1.01%0.02017.60%13.90%12.97%8.40%6.59%5.01%3.62%2.35%1.17%0.02517.87%14.14%13.20%8.60%6.77%5.18%3.78%2.51%1.34%0.03018.14%14.39%13.44%8.80%6.96%5.36%3.95%2.68%1.51%0.03518.41%14.63%13.67%9.00%7.15%5.53%4.11%2.84%1.67%0.04018.68%14.88%13.91%9.20%7.33%5.70%4.28%3.00%1.83%绿电、CCER、碳税等新能源补贴（元/千瓦时）绿电、CCER、碳税等新能源补贴（元/千瓦时）海上风电建设成本假设（万元/千瓦）海上风电建设成本假设（万元/千瓦）请阅读最后评级说明和重要声明31/50行业研究丨深度报告火电：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。图50：2016年以来火电行业ROE水平持续维持低位图51：2016年以来火电仅在2018年走出一定超额收益资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所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。图52：2021年火电指数走出强势独立行情资料来源：Wind，长江证券研究所-2%0%2%4%6%8%10%12%14%2011201220132014201520162017201820192020火电指数（长江）加权ROE-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%2016/1/12017/1/12018/1/12019/1/12020/1/1火电指数超额收益火电指数（长江）走势沪深300走势050010001500200025003000-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%2021/1/42021/1/182021/2/12021/2/152021/3/12021/3/152021/3/292021/4/122021/4/262021/5/102021/5/242021/6/72021/6/212021/7/52021/7/192021/8/22021/8/162021/8/302021/9/132021/9/272021/10/112021/10/252021/11/8火电指数超额收益火电指数（长江）走势沪深300走势秦皇岛Q5500动力煤市场价（元/吨）123请阅读最后评级说明和重要声明32/50行业研究丨深度报告第一阶段：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。图53：华润电力2020H1及2021H1分业务净利润情况资料来源：Wind，长江证券研究所第二阶段：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。表6：7-9月各地放开火电交易电价不能上浮的限制地区文件政策主要内容蒙西《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》自2021年8月起，蒙西地区电力交易市场燃煤发电电量成交价在基准价的基础上可以上浮不超过10%；2021年已经成交的年度交易电量，经发电、用电企业协商一致，可以由交易双方报交易机构调整市场交易价格。内蒙古《关于保障电力稳定供应的若干政策措施》钢铁、电解铝、铁合金、电石、聚氯乙烯、焦炭等用电企业与燃煤电厂已经签订的中长期交易合同经双方协商，执行至2021年9月底终止，从10月份开始与燃煤电厂重新签订市场交易合同。宁夏《关于调整2021年电力直接交易有关事项的通知》有序放开煤电企业优先发电计划，允许煤电交易价格上浮，煤电月度交易价格在基准价的基础上可以上浮10%，执行期限为2021年8-12月。上海《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》进一步完善“基准价+上下浮动”电力市场价格形成机制，取消原方案中“暂不上浮”的规定。山东《关于进一步做好我省2021年电力中长期交易工作有关事项的通知》参与市场的燃煤发电电量，具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过市场化方式，在“基准价+上下浮动”范围内形成，最高不超我省现行燃煤发电基准价格的110%。安徽《关于调整2021年四季度电力直接交易有关事项的通知》执行直接交易价格上浮机制，煤电直接交易价格在基准电价（0.3844元/千瓦时）的基础上可上浮不超过10%，执行期限为2021年10-12月。广东《关于完善广东电力市场2021年四季度运行有关事项的通知》四季度月度交易上浮幅度不超过燃煤基准价的10%；当售电公司月竞成交价差为正时，将正价差对应的超额电费全额传导至市场用户。湖南《关于完善我省燃煤发电交易价格机制的通知》自2021年10月起，在确定电力市场交易基准价格的基础上，引入燃煤火可再生能源业务净利润（亿港元）火电业务净利润（亿港元）内圈为2020H1外圈为2021H184.9%61.7%请阅读最后评级说明和重要声明33/50行业研究丨深度报告电企业购煤价格作为参数，按一定周期联动调整交易价格上限。具体为：在现行燃煤火电上网基准价格下，当全省统调燃煤火电企业平均到厂标煤单价不高于1300元/吨时，燃煤火电市场交易价格上限不进行上浮，成本变动由发电企业自行消化；当平均到厂标煤单价超过1300元/吨，煤价每上涨50元/吨，燃煤火电交易价格上限上浮1.5分/千瓦时，上浮幅度最高不超过国家规定。资料来源：各地政府网站，长江证券研究所第三阶段：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。图54：10月20日起动力煤价开启快速下行（单位：元/吨）资料来源：Wind，长江证券研究所展望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。表7：国家相关部委对于煤炭保供稳价的相关政策措施时间相关部门政策内容2021.7.30国家发改委2022年3月31日前提出核增申请的煤矿，不需要提前落实产能置换指标，可采用承诺的方式进行产能置换，取得产能核增批复后，在3个月内完成产能置换方案。2021.7.30国家发改委为贯彻落实国务院常务会关于煤炭增产增供和稳定价格的有关部署，7月份，内蒙古自治区对鄂尔多斯市38处前期因用地手续不全停产的露天煤矿批复了用地手续，涉及产能6670万吨/年。目前这部分煤矿已全部复05001,0001,5002,0002,5003,0002021-01-022021-01-162021-01-302021-02-132021-02-272021-03-132021-03-272021-04-102021-04-242021-05-082021-05-222021-06-052021-06-192021-07-032021-07-172021-07-312021-08-142021-08-282021-09-112021-09-252021-10-092021-10-232021-11-06市场价:动力煤(Q5500,山西产):秦皇岛请阅读最后评级说明和重要声明34/50行业研究丨深度报告产，正在加快进行剥离作业，预计8月初即可形成实际产量，达产后日可稳定增加产量20万吨。2021.8.4国家发改委、国家能源局根据国家发展改革委、国家能源局联合印发的通知要求，内蒙古、山西、陕西、宁夏、新疆等5省区已对15座联合试运转到期处于停产状态的煤矿办理延期手续，同意联合试运转时间再延长1年，在确保安全的前提下增产增供。15座煤矿涉及产能合计4350万吨/年，已全部复产，预计每日可稳定增加产量15万吨。2021.8.11国家发改委内蒙古自治区已将7处露天煤矿的永久用地已按程序上报，总产能约1.2亿吨/年。这部分煤矿永久用地批复后，生产将恢复到正常水平，月可增产增供350万吨左右。2021.8.25国家发改委为加快释放煤炭先进产能，国家有关部门和内蒙古自治区积极推动露天煤矿接续用地办理，尽快恢复正常生产。继上月20多座露天煤矿取得接续用地批复后，近日又有16座鄂尔多斯露天煤矿取得接续用地批复，涉及产能2500万吨/年左右，还有产能近5000万吨/年露天煤矿将于9月中旬陆续取得接续用地批复。全部正常生产后，月可增加产量700万吨以上。2021.9.15国家发改委、生态环境部、国家能源局、国家煤矿安监局四部委为解决煤矿生产能力变化与环保管理要求不一致历史遗留问题，采取分类处置办法：对于单个煤矿核定生产能力较环评批复能力（项目环评）增加幅度在30%（含）～100%（含）之间的项目，依法开展环境影响评价；对规模增加幅度在100%以上，以及从未办理任何环评手续的项目，由负责编制规划或调整的发展改革（能源主管）部门依法取得规划编制或调整、规划环评等手续后，方可办理项目环境影响评价手续；三是对纳入历史遗留问题范围的煤矿项目，新增规模较环评批复规模小于120万吨／年（不含）的，其环评文件按现有环评审批权限报生态环境主管部门审批；新增规模较环评批复规模大于120万吨／年（含）、小于800万吨／年（不含）的，其环评文件报省级生态环境部门审批；新增规模较环评批复规模大于800万吨／年（含）的，其环评文件报生态环境部审批。2021.9.29国家发改委国家发改委表示将会同有关方面千方百计采取有力有效措施，确保煤炭安全稳定供应。一是在确保安全的前提下全力增产增供。指导煤炭主产区和重点企业，科学制定生产计划，安全有效释放先进产能。二是进一步核增和投产优质产能。支持具备条件的优质产能煤矿释放先进产能。三是适度增加煤炭进口。支持企业用好国际资源，保持适度进口规模，有效补充国内供应。四是着力提升存煤水平。支持地方和企业加强煤炭储备能力建设，准备一定规模应急储备资源，着力增加电厂存煤。五是重点保障发电供热用煤需要。发挥煤炭中长期合同“压舱石"作用，在年度中长期合同的基础上组织产运需企业补签合同，推进发电供热用煤中长期合同全覆盖，同时加强履约监管，保障发电供热等民生用煤稳定供应和价格平稳。六是规范市场运行秩序，会同有关部门加强市场监管，严厉查处哄抬价格等违规行为，稳定社会预期。2021.10.19国家发改委领导在郑州商品交易所调研强调依法加强监管、严厉查处资本恶意炒作动力煤期货，组织召开煤电油气运重点企业保供稳价座谈会，组织重点煤炭企业、中国煤炭工业协会、中国电力企业联合会召开今冬明春能源保供工作机制煤炭专题座谈会，研究依法对煤炭价格实施干预措施。2021.10.26国家发改委国家发展改革委会同有关部门召开专题视频会议要求，晋陕蒙三省区要抓紧组织摸底排查，分类加强监管和清理整顿，对合法合规存煤场所建立报备制度进行规范管理，对未经批准以及未办理用地、环保、安全等手续的存煤场所依法取缔，严厉打击利用违规存煤场所囤积居奇、哄抬煤价等非法牟利行为，营造公平有序的煤炭经营市场环境。资料来源：国家发改委，长江证券研究所根据央视网消息，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。若我们按照60万千瓦机组测算，在5500大卡煤价中枢700元/吨及20%的电价上浮比例假设下，项目ROE可达到13.97%，煤炭价格每下降20元/吨则会相应增厚ROE水请阅读最后评级说明和重要声明35/50行业研究丨深度报告平约2个百分点。表8：火电机组盈利测算假设及结果项目单位数值装机规模万千瓦60利用小时小时4500发电量亿千瓦时27上网电量亿千瓦时25.70基准电价（含税）元/千瓦时0.39市场电占比%100电价上浮比例%20上网电价元/千瓦时0.475500大卡煤价元/吨700运费杂费元/吨100标煤单价元/吨901供电煤耗克/千瓦时303度电燃料成本元/千瓦时0.273度电其他成本元/千瓦时0.096度电利润总额元/千瓦时0.045度电净利元/千瓦时0.034净利润输出万元8645单位装机造价元/千瓦3439ROE%13.97资料来源：Wind，长江证券研究所表9：火电机组盈利敏感性测算ROE13.97%5500大卡煤价（含税）670690710730750770790810830850市场电电价涨幅（%）-5-11.41-14.24-17.07-19.91-22.74-25.57-28.40-31.23-34.06-36.900-4.56-7.39-10.22-13.05-15.88-18.71-21.55-24.38-27.21-30.0451.73-0.53-3.36-6.19-9.03-11.86-14.69-17.52-20.35-23.18106.874.742.620.50-2.17-5.00-7.83-10.66-13.50-16.331512.019.897.765.643.511.39-0.98-3.81-6.64-9.472017.1515.0312.9010.788.666.534.412.290.16-2.62资料来源：Wind，长江证券研究所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请阅读最后评级说明和重要声明36/50行业研究丨深度报告进入电力市场，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%。图55：各地四季度交易电价涨幅明显资料来源：各地电力交易中心，长江证券研究所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。图56：不同电价同比提升幅度下主要电企2022年ROE水平（基准煤价为900元/吨）资料来源：Wind，长江证券研究所综合分析来看，火电行业2022年将面临电价与煤价关系进一步理顺的经营格局，迎来山东：11月电力双边交易，电价上涨19.80%江苏：10月中旬挂牌交易，电价上涨19.94%；11月集中竞价，电价上涨19.95%安徽：10月集中交易，电价上涨19.98%福建：11月集中竞价，电价上涨19.79%辽宁：11月双边协商，非高耗能企业电价上涨20%，部分高耗能企业电价上涨49.37%广东：11月集中竞价，电价上涨20%四川：11-12月电解铝火电交易的成交价格较燃煤基准价上涨74.3%0%2%4%6%8%10%12%华能国际华电国际电价+0.01电价+0.01电价+0.02电价+0.02电价+0.03电价+0.03电价+0.04电价+0.04电价+0.05电价+0.05电价持平电价持平请阅读最后评级说明和重要声明37/50行业研究丨深度报告盈利与估值双反转逻辑，建议重点关注业绩相对于煤价下行、电价提升敏感性较高的火电龙头标的华能国际、华电国际、华润电力等。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。图57：未来不同等级火电机组发展方向资料来源：中电联，长江证券研究所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。30万千瓦级机组•加速节煤降耗改造•加快灵活性改造60万千瓦级机组•发电与调峰并存•峰谷价差拉大使得灵活性改造具备经济性百万千瓦级机组•承担基荷能源作用请阅读最后评级说明和重要声明38/50行业研究丨深度报告图58：不同等级机组供电煤耗情况（克/千瓦时）资料来源：中电联，长江证券研究所近期，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。而根据中电联《中国电力行业年度发展报告2021》披露，当前我国260万千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。345.40327.35302.79283.0405010015020025030035040013.5万千瓦机组30万千瓦机组60万千瓦超临界机组100万千瓦超超临界机组供电煤耗请阅读最后评级说明和重要声明39/50行业研究丨深度报告图59：煤电灵活性改造调峰成本为各调峰成本最低（单位：元/千瓦时）资料来源：《储能的度电成本和里程成本分析》何颖源等，《火电机组深度调峰经济性分析》（郭庆丰），长江证券研究所《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。基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务。包括一次调频、基本调峰、基本无功调节等。基本辅助服务不进行补偿。有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制(AGC)、有偿调峰、备用、有偿无功调节、黑启动等。有偿辅助服务应予以补偿。0.040.210.610.710.670.620.860.160.250.820.950.880.821.260.000.200.400.600.801.001.201.40煤电灵活性改造抽水蓄能铅蓄电池全钒液流电池钠硫电池磷酸铁锂电池三元锂电池请阅读最后评级说明和重要声明40/50行业研究丨深度报告图60：电力辅助服务类别与代表性服务资料来源：Wind，长江证券研究所随后，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。表10：近年来国家频繁出台加快建设辅助服务市场相关政策时间政策名称政策主要内容2021/11/10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更好发挥电力辅助服务市场调节作用:充分调动区域内省间辅助服务资源互济能力;推动辅助服务成本向用户侧疏导;激发需求侧等第三方响应能力。2021/10/11国家发改委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知健全电力市场体系，加快培育合格售电主体，丰富中长期交易品种，加快电力现货市场建设，加强辅助服务市场建设，探索建立市场化容量补偿机制。2021/7/15国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。鼓励探索建设共享储能。2021/2/25国家发展改革委国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见进一步深化电力辅助服务市场、中长期交易等市场化机制建设，发挥协同互补效益，充分挖掘常规电源、储能、用户负荷等各方调节能力，提升可再生能源消纳水平，实现项目运行调节和管理规范的一体化。2020/6/12国家发展改革委国家能源局关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见进一步完善调峰补偿机制，加快推进电力调峰等辅助服务市场化，探索推动用户侧承担辅助服务费用的相关机制，提高调峰积极性。2019/10/21关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见完善辅助服务电价形成机制。通过市场机制形成燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务的价格，以补偿燃煤发电合理成本，保障电力系统安全稳定运行。对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。2019/7/31关于深化电力现货市场建设试点工作的意见配合电力现货试点，积极推进电力辅助服务市场建设，实现调频、备用等辅助服务补偿机制市场化。建立电力用户参与承担辅助服务费用的机制，鼓励储能设施等第三方参与辅助服务市场。2017/11/15完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案实现电力辅助服务补偿项目全覆盖;实现省级及以上电力调度机构调度的发电机组全部纳入电力辅助服务管理范围;实现省级及以上电力调度机构调度的发电机组全部纳入电力辅助服务管理范围;鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组;电力辅助服务参与主体增加电力用户。资料来源：国家发改委、能源局等，长江证券研究所基本辅助服务一次调频：电力系统频率偏离目标频率时，发电机组通过调速系统自动反应，调整有功出力减少频率偏差基本调峰：发电机组在规定的出力调整范围内，为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划进行的出力调整…………有偿辅助服务备用：为了保证可靠供电，电力调度交易机构指定的发电机组预留发电容量有偿调峰：发电机组超过规定的调峰深度进行调峰，及火力发电机组按调度机构要求启停机(炉)进行调峰…………请阅读最后评级说明和重要声明41/50行业研究丨深度报告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。图61：300MW机组不同负荷率的煤耗情况（单位：克/千瓦时）资料来源：《东北地区火电机组提升调峰能力的灵活性改造方案》赵晓燕等，长江证券研究所表11：深度调峰下的供电成本提升项目300MW亚临界机组600MW超临界机组负荷率（%）504030504030燃煤成本增加（元/时）3108421349447333909910648主机寿命成本增加（元/时）166166166166166166维护其他成本增加（元/时）40007000100004000900014000耗油成本增加（元/时）003200003200合计成本增加（元/时）72741137918310114991826528014资料来源：《火电机组深度调峰经济性分析》（郭庆丰），长江证券研究所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。表12：调峰机组盈亏测算项目300MW亚临界机组600MW超临界机组负荷率（%）504030504030基准负荷率（%）5050505050500%1%2%3%4%5%6%7%8%9%270280290300310320330340350100%90%80%70%60%50%40%30%非供热季发电煤耗供热季发电煤耗生产厂用电率（右轴）请阅读最后评级说明和重要声明42/50行业研究丨深度报告电价补贴（元/千瓦时）0.000.200.300.000.200.30补贴收入（元/时）060001500001200030000成本增加（元/时）72741137918310114991826528014盈亏（元/时）-7274-5379-3310-11499-62651986资料来源：《火电机组深度调峰经济性分析》（郭庆丰），长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明43/50行业研究丨深度报告水电&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。表13：重点水电和核电项目装机和投产情况项目业主装机容量（万千瓦）投产时间总造价（亿元）单位造价（元/千瓦）乌东德电站三峡集团10202020M6-2021M7976.579574白鹤滩电站三峡集团16002021M6-20221785.9911162两河口电站国投&川投3002021M9-2022664.5722152杨房沟电站国投&川投1502021M7-M10200.0213335田湾5号机组中国核电111.82020M9307.8513768田湾6号机组111.82021M6福清5号机组116.12021M1389.5516776福清6号机组116.12021年末防城港3号机组中国广核，红沿河为参股118202237515890防城港4号机组1182022红沿河5号机组111.92021M7未披露未披露红沿河6号机组111.92022上半年资料来源：Wind，相关主体债券募集说明书，长江证券研究所田湾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%。请阅读最后评级说明和重要声明44/50行业研究丨深度报告图62：中国核电核电装机增长（单位：万千瓦）图63：中国广核管理（含联营）核电装机增长（单位：万千瓦）资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所图64：雅砻江水电装机增长（单位：万千瓦）图65：长江电力装机增长（单位：万千瓦）资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所核电审批加速，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。1911.22367.005001000150020002500投产前投产后中国核电控股核电存量核电装机福清、田湾新增装机23.85%2714.23174.00500100015002000250030003500投产前投产后中国广核控股与管理核电存量核电装机防城港、红沿河新增装机16.94%1470192005001000150020002500投产前投产后雅砻江水电存量装机杨房沟、两河口新增装机30.61%4,559.57179.501,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,000注入前注入后长江电力存量装机乌东德、白鹤滩新增装机57.46%请阅读最后评级说明和重要声明45/50行业研究丨深度报告图66：2018-2020年各电源利用效率（单位：小时）图67：清洁能源出力季度环比波动资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所自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。表14：近年核电新机组审批情况年份项目装机容量（万千瓦）技术路线预计投产时间2019漳州核电1、2号2121.2华龙一号2024、20252019惠州核电1、2号2120.2华龙一号2025、20262020昌江核电3、4号机组2120华龙一号2025、20262020三澳核电1、2号机组2120.8华龙一号2025、20262020霞浦核电2号机组60快中子反应堆20262021田湾核电7、8号机组2127.4VVER-12002026、20272021徐大堡核电3、4号机组2127.4VVER-12002026、20272021昌江核电模块化反应堆12.5ACP1002026资料来源：公司公告，债券募集说明书，新华网等，长江证券研究所此外，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%。图68：中国核电2030年核电分部装机规模预测（单位：万千瓦）图69：中国广核2030年装机规模预测（单位：万千瓦）资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所010002000300040005000600070008000核电火电水电风电光伏201820192020-60%-40%-20%0%20%40%60%80%2018Q22018Q32018Q42019Q12019Q22019Q32019Q42020Q12020Q22020Q32020Q4核电水电风电光伏请阅读最后评级说明和重要声明46/50行业研究丨深度报告依托水电资源，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。图70：“十四五”清洁能源基地布局资料来源：新华社，长江证券研究所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，标志着三峡集团请阅读最后评级说明和重要声明47/50行业研究丨深度报告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。表15：主要水电流域新能源项目开发规划流域业主新能源规划（万千瓦）落地时间雅砻江流域国投电力52%、川投能源48%风电1200，光伏1800中远期金沙江下游长江电力51%、三峡集团49%风电光伏合计1500“十四五”金沙江上游华电集团60%风电光伏合计3000中远期澜沧江云南段华能水电风电光伏合计1500“十四五”澜沧江西藏段华能水电光伏1000中远期资料来源：Wind，相关发电公司官方网站，长江证券研究所此外，黔源电力所在流域虽然尚未出台详细的发展规划，但已经有若干项目签订了相关协议，致力于打造北盘江水风光一体化可再生能源基地建设。表16：黔源电力已签订新能源项目开发协议情况项目装机容量（万千瓦）“十四五”期间镇宁县新开发建设新能源发电项目300“十四五”期间关岭县新开发建设新能源发电项目200晴隆县光照水光互补农业光伏电站发电项目10水城区北盘江水光互补农业光伏电站项目20资料来源：Wind，长江证券研究所供需紧张，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请阅读最后评级说明和重要声明48/50行业研究丨深度报告定以外，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%。图71：部分水电公司和核电公司市场化交易占比资料来源：Wind，长江证券研究所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。图72：广东月度竞价价差（厘/千瓦时）图73：云南省月度直接交易电价（单位：元/千瓦时）资料来源：广东电力交易中心，长江证券研究所资料来源：昆明电力交易中心，长江证券研究所0%10%20%30%40%50%60%70%80%长江电力华能水电中国核电中国广核201820192020-60-40-200204060801001201月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2021年2020年2019年0.100.120.140.160.180.200.220.240.260.281月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2021年2020年2019年请阅读最后评级说明和重要声明49/50行业研究丨深度报告投资建议新能源运营：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。火电行业2022年将面临电价与煤价关系进一步理顺的经营格局，迎来盈利与估值双反转逻辑，建议重点关注业绩相对于煤价下行、电价提升敏感性较高的火电龙头标的。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。投资建议：当前电力供需偏紧下全国电价放开浮动限制，火电公司经营情况有望开启边际改善，推荐火电龙头华能国际、华润电力及水火兼济的国投电力。在新能源装机快速增长和“碳中和”的政策目标下，建议关注新能源和核电运营板块投资机会，推荐新能源运营龙头标的三峡能源及海风投产在即、火电贡献业绩弹性且投资收益有望持续提升的福能股份，核电板块推荐“核电+新能源”模式下拥有短期业绩弹性以及长期广阔空间的中国核电。水电板块推荐拥有长期成长空间的行业龙头长江电力和经营环境改善的华能水电；电网板块推荐三峡集团入主、进入快速发展阶段的三峡水利。行业研究丨深度报告投资评级说明行业评级报告发布日后的12个月内行业股票指数的涨跌幅度相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：看好：相对表现优于同期相关证券市场代表性指数中性：相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平看淡：相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数公司评级报告发布日后的12个月内公司的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：买入：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于10%增持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在5%～10%之间中性：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-5%～5%之间减持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5%无投资评级：由于我们无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使我们无法给出明确的投资评级。相关证券市场代表性指数说明：A股市场以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以恒生指数为基准。办公地址:[Table_Contact]上海武汉Add/浦东新区世纪大道1198号世纪汇广场一座29层P.C/（200122）Add/武汉市新华路特8号长江证券大厦11楼P.C/（430015）北京深圳Add/西城区金融街33号通泰大厦15层P.C/（100032）Add/深圳市福田区中心四路1号嘉里建设广场3期36楼P.C/（518048）分析师声明：作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点。作者所得报酬的任何部分不曾与，不与，也不将与本报告中的具体推荐意见或观点而有直接或间接联系，特此声明。重要声明：长江证券股份有限公司具有证券投资咨询业务资格，经营证券业务许可证编号：10060000。本报告仅限中国大陆地区发行，仅供长江证券股份有限公司（以下简称：本公司）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告的信息均来源于公开资料，本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所包含信息和建议不发生任何变更。本公司已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，不包含作者对证券价格涨跌或市场走势的确定性判断。报告中的信息或意见并不构成所述证券的买卖出价或征价，投资者据此做出的任何投资决策与本公司和作者无关。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据；在不同时期，本公司可以发出其他与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告；本报告所反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表本公司或其他附属机构的立场；本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司及作者在自身所知情范围内，与本报告中所评价或推荐的证券不存在法律法规要求披露或采取限制、静默措施的利益冲突。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。如引用须注明出处为长江证券研究所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。刊载或者转发本证券研究报告或者摘要的，应当注明本报告的发布人和发布日期，提示使用证券研究报告的风险。未经授权刊载或者转发本报告的，本公司将保留向其追究法律责任的权利。PoweredbyTCPDF(www.tcpdf.org)