公用事业绿电专题：回调之后，再谈绿电运营商与传统电力企业的不同？_28页_2mb

绿电专题总结：回调之后，绿电运营商与传统电力企业的不同

核心内容概述

绿电板块在2022年初出现显著回调，主要受以下因素影响：

1. 政策预期变化：经济稳增长预期下，市场担忧能耗双控力度减弱，可能影响“双碳”政策落地进度。
2. 火电企业亏损：由于煤炭价格上涨，多家火电企业业绩预亏，抑制市场情绪。
3. 估值调整需求：板块估值在2021年底显著抬升，引发市场对未来估值调整的预期，部分资金提前退出。

主要观点

1. 绿电企业与传统电力企业的不同

• 收入驱动因素：传统电力企业收入主要受政策驱动，而绿电企业收入不仅受政策影响，还受到技术创新和电力市场化改革的影响。
• 盈利模式差异：绿电企业通过绿电交易和碳交易等获得边际收益和增量利润，从而摆脱传统电力企业的“类债”属性，具备中期成长性。
• 利用小时数增长：绿电企业利用小时数呈增长趋势，主要得益于政策推动风光消纳、技术创新（如组件转化效率、风机大型化）以及运维智能化。

2. 技术创新对利用小时数的影响

光伏发电

• 组件转化效率提升：2020年光伏组件平均转化效率为23.0%，预计到2030年可达到26.5%，将使利用小时数从1318小时增长至1519小时，增长15.2%。
• 跟踪支架与双面组件：使用跟踪支架和双面组件可提升发电量5%-30%，进一步提高利用小时数。
• 电池技术进步：如TOPCon和异质结电池的转化效率预计在2030年分别达到25.7%和25.9%，优于P型单晶电池。

风电

• 风机大型化：风机容量从3MW增至8MW，利用小时数增长显著。例如，6MW风机较3MW风机利用小时数增加26.78%，8MW风机较4MW风机增加17.38%。
• 叶轮直径提升：当叶轮直径从120米增至170米时，利用小时数增长35.88%。
• 塔筒高度提升：塔筒高度增加有助于提升风速，进而提升发电效率。例如，塔筒高度从100米增至140米，年等效满发小时数可增长20.34%。
• 智能化运维：如机器学习技术可优化风电场调度，提升发电效率。

3. 绿电交易与碳交易带来的收益提升

• 绿电交易溢价：绿电交易价格较燃煤标杆电价溢价3-5分，部分省份溢价进一步增至6-7分/kWh，提升绿电企业收益。
• 绿电交易需求：跨国企业、高耗能企业、数据中心等对绿电需求旺盛，绿电市场仍处于供不应求状态。
• CCER与碳交易：CCER成交价从15元/吨升至45元/吨，CCER成交量显著增长，为绿电企业带来增量利润。在20-50元/吨的CCER成交价下，风电项目CCER收入占净利润比例为17.82%-44.56%，光伏项目则为20.03%-50.07%。

关键信息

• 绿电利用小时数：2016年以来，风电利用小时数从1745小时增至2097小时，光伏从1129小时增至1281小时。
• 弃风弃光率下降：风电弃风率由17%降至3.5%，光伏弃光率由10.3%降至2.0%。
• 绿电交易市场：2021年9月启动，交易电量达79.35亿千瓦时，价格端为绿电企业带来收益。
• 碳交易机制：CCER交易为绿电企业带来增量利润，随着更多行业纳入碳交易市场，CCER需求有望增加，价格上行。

投资建议

• 关注绿电企业：建议关注以风光清洁能源为主的三峡能源、江苏新能、节能风电、太阳能、晶科科技、芯能科技，以及积极转型新能源发展的华润电力、华能国际、吉电股份、上海电力、福能股份。
• 投资逻辑：绿电企业在“十四五”期间装机规模高增长，利用小时数有望上行，且绿电交易和碳交易带来额外收益，板块有望维持高景气度。

风险提示

• 政策执行不及预期：政策落地进度可能受阻，影响绿电消纳和盈利。
• 项目推进不及预期：绿电项目建设进度可能滞后，影响装机规模和收益。
• 研究报告使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。
• 测算偏差风险：相关测算可能存在误差，影响投资判断。

结论

绿电企业与传统电力企业存在显著差异，主要体现在技术创新、环境溢价及市场化改革方面。随着政策支持、技术创新和市场需求增长，绿电企业有望在“十四五”期间保持高成长性，是未来能源结构低碳化转型的重要受益者。