公用环保行业：碳中和与电力，无限风光在险峰-20210324-华泰证券-32页_1mb

碳中和与电力：无限风光在险峰

核心内容

在碳中和与碳达峰目标的推动下，新能源运营商（尤其是风电与光伏）展现出巨大的成长潜力。未来30年风光发电量CAGR预计为10%，其中“十四五”期间CAGR为20%。然而，平价上网并不等于平价利用，新能源运营商面临消纳成本传导不畅、市场化交易能力不足、辅助服务支出增加等挑战，新项目盈利能力承压。当前风光运营商的估值低于火电和水电，存在较大的修复空间。推荐关注华润电力、福能股份、华能国际等具备负荷预测、交易策略及区域议价能力优势的新能源运营商。

主要观点

• 新能源成长性高：风电和光伏装机容量与发电量将持续增长，预计2025年风电装机量达482GW，光伏达648GW，风光合计发电量有望达到3.2万亿千瓦时。
• 估值修复空间大：当前风光运营商A股P/B在1.6-2.0x，H股P/B在0.4-0.8x，远低于2003-05年火电股的P/B水平（2.5-5x）。随着存量国补解决和现金流改善，估值有望修复。
• 盈利模式类似水电：风光运营商的盈利模式与水电相似，但其财务费用高、现金流差，影响ROE表现。随着补贴回款和成本下降，盈利能力和估值有望提升。
• 电价市场化与辅助服务成本：新能源参与市场化交易比例低，且辅助服务成本增加，对上网电价形成压力。市场化交易能力将成为风光运营商的核心竞争力。
• 补贴ABS/ABN改善现金流：通过资产证券化手段，新能源运营商可缓解补贴拖欠带来的现金流压力，提高自由现金流水平。

关键信息

新能源发电量预测

• 2020-2025年：风光发电量CAGR为20%。
• 2020-2030年：风光发电量CAGR为16%。
• 2020-2050年：风光发电量CAGR为10%。
• 2050年风光发电量：合计11.1万亿度，其中风电7.6万亿度，光伏3.5万亿度。

电价与成本趋势

• LCOE下降：2010-2019年陆上风电LCOE下降66%，海上风电下降37%，光伏下降80%。
• 2021年起全面平价上网：陆上风电、海上风电及光伏项目进入平价时代，不再享受国家补贴。
• 消纳成本上升：新能源占比提升将导致消纳成本增加，可能推高终端电价。

估值与盈利分析

• 当前估值：风电运营商A股P/B为1.6-2.0x，H股P/B为0.4-0.8x；光伏运营商A股P/B为0.8x，H股P/B为0.4-0.8x。
• 历史对比：2003-05年火电股P/B在2.5-5x，风光运营商应享有更高估值。
• 财务压力：2019年风光运营商财务费用占税前利润比重达31%-368%，资产负债率普遍在80%以上。

市场化交易与辅助服务

• 市场化交易比例低：2020年全国电力市场化交易比例超过30%，但风光运营商在多数区域尚未参与。
• 辅助服务成本高：如英国每季度平衡成本占总发电成本比例达20%，新能源占比每增加1%，平衡成本增加约0.1英镑/兆瓦时。

政策与市场机制

• 电力市场化改革：2015年启动新一轮电改，推进电力市场化交易。
• 补贴机制改革：通过新能源补贴ABS/ABN等方式，改善现金流，提升盈利能力。

推荐标的

风险提示

• 竞争加剧，新项目IRR下行速度超预期。
• 消纳压力增加，弃电率可能上行。
• 可再生能源补贴拖欠问题长期无法解决，拖累公司现金流。
• 融资成本增加，影响企业盈利能力。
• 潜在政策变化带来的行业风险。

图表目录（简要）

• 图表1：NDC+1.5°C路径下，我国能源消费结构的预期演变。
• 图表2：2050年中国化石燃料发电占比预计降至10%。
• 图表3：2020年中国电源结构（万千瓦）。
• 图表4：2020年中国电量结构（亿千瓦时）。
• 图表5：2015-2025E电力平衡表。
• 图表6：2000-2010年火电装机容量与发电量增长趋势。
• 图表7：2000-2010年火电板块P/B vs A股整体P/B。
• 图表8：2003-05年华能国际相对上证指数收益率显著。
• 图表9：2003-05年三家电力央企港股相对恒生指数收益率大幅走高。
• 图表10：华能国际2001-2006年收入/利润/股价/ROE/PB。
• 图表11：华电国际2001-2006年营收及市场表现。
• 图表12：大唐发电2001-2006年营收及市场表现。
• 图表13：当前主要风电光伏运营商的ROE/PB。
• 图表14：当前主要风电光伏运营商在手产能 vs 十四五拟投运产能。
• 图表15：2015-19年风光发电企业收现比 vs 火电/水电/核电。
• 图表16：2015-19年风光发电企业应收账款/净资产 vs 火电/水电/核电。
• 图表17：可再生能源补贴对新能源发电商自由现金流的影响（以节能风电为例）。
• 图表18：可再生能源补贴对新能源发电商自由现金流的影响（以中闽能源为例）。
• 图表19：2019年主要风光运营商财务费用占税前利润比重和资产负债率。
• 图表20：主要水电企业和风光运营商P/B。
• 图表21：风电LCOE下降趋势。
• 图表22：2025年我国陆上风电LCOE有望继续下降。
• 图表23：光伏LCOE下降趋势。
• 图表24：未来光伏电站LCOE趋势。
• 图表25：历年陆上风电标杆电价（含税）。
• 图表26：历年海上风电标杆电价（含税）。
• 图表27：国内光伏I/II/III类资源区发电电价变化。
• 图表28：消纳成本=匹配成本+平衡成本+电网成本。
• 图表29：中国各电源平准化成本（US$/MWh）。
• 图表30：英国每季度的平衡成本占总发电成本的比例。
• 图表31：单位平衡成本和风光发电占比的线性关系。
• 图表32：电力产品的瞬时性特点。
• 图表33：波动性可再生能源并网带来的阶段性挑战。
• 图表34：我国电力市场化改革进程。
• 图表35：2018年大型发电集团各类电源市场交易情况汇总。
• 图表36：2019Q1大型发电集团各类电源市场交易情况汇总。
• 图表37：国家电网市场化交易电量规模。
• 图表38：南网/蒙西市场化交易电量规模。
• 图表39：我国主要电力市场化交易方式。
• 图表40：辅助服务市场情况。
• 图表41：辅助服务市场简介：以东北为例。
• 图表42：欧洲每年短期电价飙升和负电价的小时数。
• 图表43：2018年以来英国和德国基本负荷日均电价走势。
• 图表44：2019年山东火电辅助服务总收益来源及负担表。
• 图表45：京津唐电网2020年“两个细则”数据。
• 图表46：2019年各国灵活性调节能力对比。
• 图表47：“十三五”火电灵活性改造低于预期。
• 图表48：储能为电力系统增加弹性，更有助于用电“低碳化”。
• 图表49：储能的影响：以光伏度电成本为例。
• 图表50：“十三五”央企/国企收购民企风光发电项目统计。
• 图表51：2019年末主要风电企业装机情况。
• 图表52：2019年末主要光伏企业装机情况。
• 图表53：国家能源集团装机计划。
• 图表54：中国华能集团装机计划。
• 图表55：中国华电集团装机计划。
• 图表56：国家电力投资集团装机计划。
• 图表57：中国大唐集团装机计划。
• 图表58：中国广核集团装机计划。
• 图表59：华润电力装机计划。
• 图表60：中核集团装机计划。
• 图表61：三峡集团装机计划。
• 图表62：重点推荐一览表。
• 图表63：发电运营与上游制造板块公司估值表。