绿电交易：国内外绿电交易对比，剖析绿电价值，探求运营商收益率演变-国信证券.pdf-solarbe文库

请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告 | 2022年 08月 02日超配大国碳中和之绿电交易国内外绿电交易对比，剖析绿电价值，探求运营商收益率演变核心观点行业研究 · 行业专题公用事业超配 · 维持评级证券分析师：黄秀杰021-61761029huangxiujie@guosen.com.cnS0980521060002市场走势资料来源： Wind、国信证券经济研究所整理相关研究报告《环保与公用事业 202207 第 3 期 -2022H1 风电装机增速放缓，2022Q2公募基金加仓华能国际电力股份、湖北能源》 — —2022-07-25《环保与公用事业 202207第 2期 -2022H1发电量同比增长 0.7%，35家电力公司预告业绩喜忧参半》 — — 2022-07-18《环保公用 2022 年 7 月投资策略 -“ 虚拟电厂 +电力现货 ” 实现盈利或刺激相关产业发展，抽水蓄能受益现货交易》 — —2022-07-11《环保与公用事业 202207 第 1 期 -多地用电负荷创纪录， 28 省市发布有序用电方案》 — — 2022-07-09《环保与公用事业 2022年中期投资策略 -电力现货市场推动价格发现，抽水蓄能和独立储能迎发展良机》 — — 2022-07-03 电价补贴阶段，运营商收益率基本维持稳定。随着风电和光伏装机成本下行，2009-2020年， Ⅰ 、 Ⅱ 、 Ⅲ 、 Ⅳ 类资源区风电标杆电价分别下降下降 43%、37%、 34%、 23%； Ⅰ 、 Ⅱ 、 Ⅲ 类资源区光伏标杆电价分别下降 61%、 58%、 51%。三峡能源 ROE保持在 8%-10%，太阳能公司 ROE保持在 7%-8%。从全球经验看，绿电市场交易机制是大势所趋。全球主要国家促进绿色电力制度的发展，基本经历了财政补贴 →到配额制 &绿证 →再到市场化绿电交易。在此过程中 PPA协议成为重要交易方式，是双方共赢的选择。市场化阶段，绿电收益率或取决于电力供需匹配和碳排放控制强度。市场化交易阶段，我们认为绿电价值 =电能价值 +环境价值 -非自身支出辅助服务成本。绿电运营公司收益率或取决于电力供需匹配和碳排放控制强度。随着我国碳排放控制强度不断加大，对应环境价值不断提升，而辅助服务成本不断下降，新能源运营商充分受益绿电价值提升。2011-2021年，美国新纪元能源（ NEE） ROE总体呈先降后升，基本保持在 10% 以上。前期主要由于市场化电价，特别是 PPA价格下降较快，导致资产周转率从 0.28降至 0.15，带动 ROE下降； 2021年，由于全球碳排放控制趋严，PPA价格上涨，公司 ROE触底回升。西班牙伊维尔德罗拉（ IBE） ROE同样呈先降后升， 2011-2015年 ,由于净利率和负债率下降，带动 ROE从 9%下降至7%； 2016年以来，随着电力交易价格回升，公司 ROE从 7%提升至 2020年 9.9%。绿电的稳定收益率和增长高确定性，带动海外公司估值提升。 2011-2021年，NEE公司股价叠加股息率收益约 994%，年化收益率约 27%，远高于同期道琼斯工业指数年化 11.4%的收益率。对其收益率进行拆分，盈利增长（ EPS增长）贡献约 26%，分红贡献约 13%，估值提升（ PE提升）贡献约 61%。 IBE公司 PE约 18倍， PB约 1.8倍，较西班牙 IBEX35指数高约 50%。投资建议：短期看，上游产能不断扩张，成本将有望下降；长期看，新能源运营商受益绿电价值提升，将维持合理收益率，并保持高增速。我们推荐有较大抽水蓄能和新能源规划，估值处于底部的湖北能源；有抽水蓄能、化学储能资产注入预期的文山电力；推荐 “ 核电与新能源 ” 双轮驱动的中国核电；推荐现金流充沛的火转绿龙头华能国际、华润电力、中国电力、吉电股份等；推荐有资金成本、资源优势的新能源运营龙头三峡能源、龙源电力。风险提示：行业政策不及预期；电价下调；上游成本上涨；行业竞争加剧。重点公司盈利预测及投资评级公司公司投资收盘价总市值 EPS PE代码名称评级（元）（亿元） 2021A 2022E 2021A 2022E000883.SZ 湖北能源买入 4.95 325 0.36 0.44 13.8 11.3 601985.SH 中国核电买入 6.04 1,139 0.46 0.63 13.2 9.6600905.SH 三峡能源买入 6.19 1,772 0.20 0.31 31.3 20.0001289.SZ 龙源电力买入 20.75 1,400 0.80 0.86 25.9 24.1600011.SH 华能国际买入 6.77 890 -0.65 0.55 -10.4 12.30836.HK 华润电力买入 14.08 677 0.33 2.16 42.7 6.52380.HK 中国电力买入 4.09 443 -0.09 0.28 -47.8 14.6000875.SZ 吉电股份买入 7.22 201 0.16 0.21 44.7 34.4资料来源： Wind、国信证券经济研究所预测请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告 2 内容目录初衷：剖析绿电价值，探索运营商收益率演变 6回望：我国绿电交易发展步步为营 8从 “ 补贴 ” 到 “ 绿证 +配额制 ” ，政策支持促进绿电快速发展 8启动 “ 绿电 ” 交易试点，市场化交易促进绿电健康发展 9绿电价值需要综合考虑 “ 控碳 ” 强度和辅助服务成本 11放眼全球：强制配额 +自愿交易推动绿电发展 11美国：推行 “ RPS” 配额制 +市场交易市场 12欧州：欧盟整体 “ GO” 绿色证书 +各国独立政策 17德国：从固定上网电价到市场化竞争 19英国： “ RO” 配额政策作用有限，转向差价合约 22 欧美 PPA模式已经较为成熟，亚太地区仍有较大空间 24展望：欧美绿电发展前景 27成本端，风电光伏呈下降趋势 27绿电价格总体下行，但受碳排放控制强度影响 29新能源将持续快速发展，释放社会正效益 32海外主要代表性公司 35美国：全球市值最高的绿电公司 -新纪元能源（ NEE.N） 35西班牙： Iberdrola 伊维尔德罗拉（ IBE） .39德国：莱茵集团 (RWE) 41英国：南苏格兰电力公司（ SSE） 44投资建议 46风险提示 47 免责声明 48 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告 3 图表目录图 1：我国陆风装机成本及 LCOE6图 2：我国光伏装机成本及 LCOE6图 3：我国陆风各资源区标杆电价 .6图 4：我国光伏各资源区标杆电价 .6图 5：三峡能源盈利能力分析 .7图 6：太阳能盈利能力分析 .7图 7：全国弃风率逐月变化情况 .7图 8：全国弃光率逐月变化情况 .7图 9：山东 2022年 4 月电力中长期交易加权均价（元 /MWh） 8图 10：山东电力现货交易实时现货市场 2022年 4月 1日价格 .8 图 11：绿证交易价格（元 /个） .8图 12：可再生能源电力消纳责任权重和绿证交易体系 .9图 13：江苏新政策绿电市场化交易部分不计入保障收购小时 .11图 14：美国 RPS+REC 体系基本架构 .12图 15：美国各州配额制目标 .13图 16：美国各州配额制目标及年限 .13图 17：美国非水可再生能源发电量的增长（ 2000-2019） .13图 18：配额制对新建可再生能源装机的贡献度 .13图 19：新英格兰电力市场 REC 交易价格（美元 /MWh） .14图 20： PJM电力市场 REC交易价格（美元 /MWh） 14图 21：美国配额制履约成本占电力零售比例 .14图 22：美国各州配额制履约成本与成本上限对比 .14 图 23：美国自愿绿电交易的销售情况（ TWh） .16图 24：欧洲部分国家可再生能源发电量占比 .17图 25：欧洲 AIB 国家 .18图 26：签发的 GO证书的发电来源（ TWh） .19图 27：签发的 GO证书的国家来源 .19图 28： GO证书签发情况 19图 29： GO证书的进出口情况 19图 30：德国风电及光伏装机容量（ GW） .20图 31： 2021《可再生能源法》提出新增装机目标 .20图 32：德国居民用户电价情况（欧元） .21图 33：德国非居民用户电价情况（欧元） .21图 34：德国居民用户电价构成（欧元 /MWh） .21 图 35：德国日前电力现货交易价格（欧元 /MWh） .21图 36：英国风电及光伏装机容量（ GW） .22图 37：英国可再生能源发电量占比 .22 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告 4 图 38： CfD差价合约补偿机制 22图 39： CfD各项目竞争配置初始及当前电价（ 11 月） .23图 40： CfD各轮竞争配置初始及当前电价（ 11月） .23图 41：英国批发市场日前交易月均价（英镑 /MWh） .24图 42：亚太、欧洲中东非洲和美洲 PPA 签约规模（ GW） .25图 43：公司 PPA 签约规模 .25图 44：欧洲 PPA 价格 .26图 45：美国风力涡轮机的价格趋势（美元 /kW） .27图 46：美国风电项目的加权平均装机成本（美元 /kW） .28图 47：美国风电项目的年运维成本（美元 /kW-每年） .28图 48：美国不同年份风电项目随运营年份的运维成本均值 .28图 49：美国发电项目加权平均建造成本（美元 /kW） .29 图 50：美国光伏组件建造成本（美元 /kW） .29图 51： SETO的光伏平准化成本目标（美分 /kWh） 29图 52：美国平准化 PPA价格与燃气价格预测（美元 /MWh） .30图 53：美国 PPA 价格指数（ 25%分位数） .30图 54：对 59家可再生能源生产商的问卷调查 .30图 55：美国 2020Q3 到 2021Q3 按市场细分的模拟全国光伏平均系统价格 31图 56：美国风电平准化 PPA价格（美元 /MWh） .31图 57：美国风电市场价值与 PPA价格（美元 /MWh） .32图 58：美国电力生产占比 .32图 59：美国 2022年新增装机容量占比 .33图 60：美国 ITC 法案延长后太阳能装机容量预测 .33图 61： 2020年各地区风力发电的边际健康和气候效益 34 图 62：新建风电带来的边际健康、气候和电网价值效益 .34图 63：美国能源系统脱碳的情境下对太阳能的需求（ TWh） .34图 64： NEE公司两大子公司及主要业务布局 35图 65： NEE公司发电装机情况 35图 66： NEE公司 2021至 2024年预计新增开发规模（ GW） 35图 67： NEE公司历年营业收入（亿美元） 36图 68： NEE公司历年净利润（亿美元） 36图 69： NEE公司经调整 EPS.36图 70： NEE公司净利率带动 ROE提升 37图 71： NEE公司指引预期 EPS增速 37图 72： NEE公司经调整 EPS对应 PE倍数 37图 73： NEE公司收益率归因拆分 37 图 74：美国龙头公用电力公司 PB 倍率及美债十年期收益率（ %） .38图 75： NEE新能源装机量大幅领先（ GW） 39图 76：装机结构表明 NEE 已转型成为新能源公司 .39图 77： IBE公司主要业务分布及规模 39图 78： IBE公司发电总装机及发电量 40 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告 5 图 79： IBE公司可再生能源装机分布 40图 80： IBE公司营业收入（亿欧元） 40图 81： IBE公司净利润（亿欧元） 40图 82： IBE公司毛利率净利率有所提升 40图 83： IBE净利率带动 ROE提升 40图 84： EU-ETS碳配额价格变化趋势（期货结算价，欧元 /吨） 41图 85： IBE公司 PE及 PB 倍数 41图 86： RWE旗下主要子公司布局 42图 87： RWE公司营业收入及净利润（亿欧元） 42图 88： RWE公司可再生能源发电量（亿千瓦时） 42图 89： RWE公司可再生能源装机占比（ 2021Q3） 43图 90： RWE可再生能源装机规模（ MW） 43 图 91： RWE公司营业收入及净利润（亿欧元） 43图 92： RWE公司经调整 EBIT（亿欧元） .43图 93： RWE公司股价收益率情况 44图 94： SSE公司主要业务领域 44图 95： SSE公司营业收入及净利润（亿英镑） 45图 96： SSE公司经调整营业利润（亿英镑） 45图 97： SSE公司营业收入及净利润 45图 98： SSE公司发电量结构 45图 99： SSE公司毛利率净利率有所提升 46图 100： SSE净利率带动 ROE提升 46图 101： SSE公司股价收益率情况 46 表 1：绿色电力交易主要制度安排 .10表 2：美国绿色电力自愿市场机制 .15表 3：陆上风电项目 PTC补贴额度 .16表 4：欧盟促进可再生能源主要目标 .17表 5： GO 证书的签发、交易和撤销过程 18表 6：德国主要可再生能源电价政策 .20表 7：德国居民用户电价构成情况（单位） .21表 8： PPA参与双方及需求 24 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告 6 初衷：剖析绿电价值，探索运营商收益率演变2020 年 9 月 22 日，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上向世界庄严承诺，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060年前实现碳中和。电力是碳排放的最大来源，电力是碳排放的最大来源。因此，绿电板块备受关注，但是总有些疑问萦绕在脑海：何种交易机制能促进绿电合理发展？在竞价配置和市场化推进过程中，绿电盈利能力将如何演变？绿电板块估值怎么给？我们写这篇报告的初衷是想通过国内外对比，拨云见日，为绿电的投资发展贡献一份力量。风力和光伏发电成本持续下行。 2011-2020 年，我国陆上风电平均装机成本由 1459美元 /kW 下降为 1264 美元 /kW，下降 13.4%； LCOE（平准化度电成本）由 0.066美元 /kWh 下降至 0.033 美元 /kWh，下降 50%。 2011-2020 年，我国光伏发电平均装机成本由 3458美元 /kW下降为 651美元 /kW，下降 81%； LCOE（平准化度电成本）由 0.248美元 /kWh下降至 0.0438美元 /kWh，下降 82%。图 1：我国陆风装机成本及 LCOE 图 2：我国光伏装机成本及 LCOE 资料来源： IRENA, 国信证券经济研究所整理资料来源： IRENA, 国信证券经济研究所整理补贴阶段，风电和光伏电价随成本下行，运营商收益率基本维持稳定。 2009-2020年， Ⅰ 、 Ⅱ 、 Ⅲ 、 Ⅳ 类资源区风电标杆电价分别下降下降 43%、 37%、 34%、 23%；Ⅰ 、 Ⅱ 、 Ⅲ 类资源区光伏标杆电价分别下降 61%、 58%、 51%。由于装机成本下降，新能源运营商的收益率保持稳定。三峡能源 ROE保持在 8%-10%，太阳能公司 ROE保持在 7%-8%。图 3：我国陆风各资源区标杆电价图 4：我国光伏各资源区标杆电价资料来源： IRENA, 国信证券经济研究所整理资料来源： IRENA, 国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告 7 补贴阶段，风电和光伏电价随成本下行，运营商收益率基本维持稳定。 2009-2020年， Ⅰ 、 Ⅱ 、 Ⅲ 、 Ⅳ 类资源区风电标杆电价分别下降下降 43%、 37%、 34%、 23%；Ⅰ 、 Ⅱ 、 Ⅲ 类资源区光伏标杆电价分别下降 61%、 58%、 51%。随着装机成本下降，风光发电逐渐退补，但是新能源运营商的收益率保持稳定。三峡能源 ROE保持在8%-10%，太阳能公司 ROE保持在 7%-8%。图 5：三峡能源盈利能力分析图 6：太阳能盈利能力分析资料来源： IRENA, 国信证券经济研究所整理资料来源： IRENA, 国信证券经济研究所整理作为未来的主体能源，市场化交易有助于新能源消纳。 2021年全年看弃风率仍有改善，但从逐月数据看，弃风弃光在个别月份有加重迹象。特别是在冬季风电利用率有所下降，夏季光伏利用率有所下降。参与市场化交易可以引导用电侧据 “ 风 ”据 “ 光 ” 生产，解决新能源消纳问题。图 7：全国弃风率逐月变化情况图 8：全国弃光率逐月变化情况资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，国信证券经济研究所整理资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，国信证券经济研究所整理市场化交易将充分反映电力的供需、成本和品质。我们认为，绿电价值 =电能价值+环境价值 -非自身支出辅助服务成本，绿电价格需要综合考虑电力供需匹配、碳排放控制强度等因素。以山东现货市场的数据为例，光伏发电出力较大时间段，电力供大于求，电价将大幅降低。随着新能源项目竞价配置和市场化交易推进，绿电电价、收益率将如何演变？我们接下来的篇幅，将对此研究分析。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告 8 图 9：山东 2022年 4月电力中长期交易加权均价（元 /MWh）图 10：山东电力现货交易实时现货市场 2022年 4月 1日价格资料来源：山东省电力交易中心，国信证券经济研究所整理资料来源：山东省电力交易中心，国信证券经济研究所整理回望：我国绿电交易发展步步为营从 “ 补贴 ” 到 “ 绿证 +配额制 ” ，政策支持促进绿电快速发展探索 “ 绿证 ” 补偿代替补贴。 2006 年 ,《可再生能源法》实施以来，在可再生能源电价补贴、保障性收购等政策支持下，我国可再生能源电力市场规模迅速增加。随着装机不断扩大 ,补贴规模和缺口也在加大，如何解决补贴缺口成了首要问题。新能源装机成本不断降低，自 2016年起行业补贴逐渐退坡。为促进可再生能源消纳，引导市场化绿电溢价补偿，缓解补贴压力。 2017年我国在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购，建立了绿色证书核发和认购平台及交易体系，并于当年 7月正式启动交易认购。绿色证书交易体系基本建立以来，市场交易推进较缓慢。截至 2021年 9月末，风电核发证书约 2775 万个，挂牌 486 万个，交易 7.9 万个；光伏发电核发证书约715万个，挂牌 86万个，交易 7500个。由于绿色证书出售收益替代国家电价补贴的定位，最初只有国家电价补贴目录的项目可申请绿证，对应发电量不再享受国补，这些项目建成时间相对早，成本、价格和补贴水平相对高，造成核发和挂牌的绿色证书价格始终偏高，影响了个人、用电企业采购积极性。随着政策进一步拓展至平价项目亦可申请绿证， 2021年后绿证价格逐渐走低，同时提升了交易活跃性。风电、光伏绿色证书价格基本降至50-100 元 /个。图 11：绿证交易价格（元 /个）资料来源：绿色电力证书认购交易平台，国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告 9 为促进绿证交易，可再生能源电力消纳责任权重机制应运而生。 2019年 5月，国家发展改革委、国家能源局印发的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》下达了 2018— 2020 年各地区可再生能源电力消纳责任权重指标。要求2018年消纳责任权重开展自我核查， 2019年模拟运行并对市场主体进行试考核。自 2020 年 1 月 1 日起，全面进行监测评价和正式考核。消纳保障机制中采用 “ 可再生能源消纳责任权重 ” 替代了在 2018年下达的 “ 可再生能源电力配额 ” 。以体现各类承担消纳责任的市场主体及所有电力消费者履行可再生能源电力消纳责任的义务和政策初衷。无法实现目标的消纳责任主体有两种履约渠道：自愿认购绿证；或向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额消纳量。以达到消纳量市场和绿证市场的动态平衡，同时新能源发电企发电取得绿证，通过交易形成收入，以替代国家新能源补贴。2021年进一步下达《 2021 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，逐步提升，明确 2021年可再生电力以及非水可再生电力的消纳责任权重目标以及 2022年的预期目标。图 12：可再生能源电力消纳责任权重和绿证交易体系资料来源：《绿色证书交易的国际比较及其对中国的启示》，国信证券经济研究所整理配套 “ 双控 ” 政策予以支持，鼓励各省通过可再生能源电力消纳和绿色电力证书交易，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。有望通过整体能源消费的政策约束，加强对可再生能源电力消纳的促进力度。启动 “ 绿电 ” 交易试点，市场化交易促进绿电健康发展2021 年 9 月 7 日，绿色电力交易试点启动。首批绿色电力交易共 17 个省份 259家市场主体参与，交易电量 79.35 亿千瓦时。其中，国家电网公司经营区域成交电量 68.98 亿千瓦时，南方电网公司经营区域成交电量 10.37 亿千瓦时（均价提高 2.7分 /千瓦时）。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 /千瓦时。本次交易预计将减少标煤燃烧 243.60 万吨，减排二氧化碳 607 万吨。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告 10 随着全国绿色电力交易试点范围扩大，江西电力交易中心于 2021年 9月 30日至10 月 15日开展 2021年 10-12月江西电力市场绿色电力交易，按照平稳起步的原则，本次绿色电力交易价格设置上限价格为 0.4643元 /千瓦时；下限价格为 0.4243元 /千瓦时，高于江西煤电基准电价（ 0.4143 元 /千瓦时） 0.01-0.05 元。广州电力交易所则于 9 月下旬开展第二批绿色电力交易试点。发改委表示，绿色电力交易是电力中长期交易市场框架下，设立的交易品种，给予绿色电力优先权，优先结算、调度、安排。初期以风电、光伏等绿色电力为交易标的，逐步扩大到水电等其他可再生能源。主要制度安排包括以下几方面。表 1：绿色电力交易主要制度安排主要交易要素主要内容交易方式风电和光伏发电，未来逐步扩大到水电等其他可再生能源交易模式电力中长期交易模式下，设立的绿色电力交易品种参与对象售电方：风电

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