公用環(huán)保行業(yè)綠電消納有望破局價值或曲折回歸

合理消納率：尋找消納成本與棄電成本的平衡點IRR影響最大IRR7%的風電和光伏電站項目進行測算，我10pct，風電IRR4.10/4.15pct，影響程度等同10%10%；而建造成本/融資成本10%時，風IRR分別下降3.70/0.69/0.28pctIRR3.74/0.69/0.28pct。棄電率IRR影響可見一斑。圖表1：風電IRR受主要參數(shù)變化的影響 圖表2：光伏電站IRR受主要參數(shù)變化的影響(%)4.54.03.53.02.52.01.51.00.50.0

風電站IRR受主要參數(shù)變化10%的影響

(%)4.54.03.53.02.52.01.51.00.50.0

光伏電站IRR受主要參數(shù)變化10%的影響

利用小時 電

運維成本

電價 建造成本融資成本運維成本光衰系數(shù)上升 下降 下降 上

上升 上升

上升 下

下降 上

上升 上升 上升資料來源：國家能源局、預測 資料來源：國家能源局、預測IRR15%/30%是兩個關鍵節(jié)點IRR7%~12%即消納比例下降5ctRRIRR的綠電項目具有更強的抵御棄電率上升風險的能力，15%IRR8~12%30%，絕大部分綠電項目都將無法收回投資。圖表3：風電IRR與消納比例的關系 圖表4：光伏電站IRR與消納比例的關系15%

7% 8% 9%

15%

7% 8% 9%10%5%0%-5%-10%-15%-20%

10% 10%11%12%0%-5%-10%-15%-25%

10%11%12%

-20%

100% 95% 90% 85% 80% 75% 70%注：橫軸為消納比例資料來源：國家能源局、預測

注：橫軸為消納比例資料來源：國家能源局、預測棄電率10~25%是大部分綠電項目的盈虧平衡點。綠電項目營業(yè)成本中折舊占比較大（約%左右折舊，則凈利率的提升幅度會隨著棄電率的下降而邊際遞減；若棄電率較高、營業(yè)收入低于折舊，則凈利率的下降幅度會隨著棄電率的上升而邊際遞增。我們測算，假設其他邊界10~25%或是大部分綠電項目的盈虧平衡點。 7% 8%10% 11%9%12%圖表 7% 8%10% 11%9%12%40%20%

40% 7% 8%10% 11%9%12%

-100%

100%95%90%85%80%75%70%65%60%55%50%

-80%

100%95%90%85%80%75%70%65%60%55%50%注：橫軸為消納比例資料來源：國家能源局、預測

注：橫軸為消納比例資料來源：國家能源局、預測2014-2023成為新能源利用率考核紅線2014-2016年全國新能源發(fā)電裝機大幅上升，但也因供需錯配導致棄電率居高不下，其中棄風率為8%/15%/17%10%/12%/11%2018年底聯(lián)合下發(fā)《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年5%以內的要求。20185%以下。圖表7：2014-2023年全國以及部分省份風電棄風率變化 圖表8：2014-2023年全國以及部分省份光伏發(fā)電棄光率變化(%) 全國 河北 內蒙古 吉林黑龍江甘肅黑龍江甘肅新疆寧夏4540353025201510502014201520162017201820192020202120222023

(%)35302520151050

全國 甘肅 寧夏2014201520162017201820192020202120222023注：各省的棄風率數(shù)據(jù)披露有限；2021-2023年棄電率=1-利用率資料來源：國家能源局、

注：各省的棄光率數(shù)據(jù)披露有限；2021-2023年棄電率=1-利用率資料來源：國家能源局、20232024-20252023年國內風電/光伏裝機容量達到9W，全年新增W，高于我們此前預測（6/15W、20239212024-2025年全社會用電同比增長6.4%/5.9%、考慮到雙碳目標下火電從基荷向兼顧調節(jié)轉變、水電與核電增量有限，新增用電需求主要由風光電滿足，我們測算2024-2025年風電新增裝機71/78GW、光伏新增裝機227/237GW，202545%（2023年為%，發(fā)電量占比將達到%（3年為%圖表9：2023-2030年國內電力裝機與發(fā)電量預測電源類型 累計裝機量/GW CAGR% 占比% 占比變化pct2021202220232024E2025E2030E22-2526-302025203022-2526-30合計2,3782,5642,9203,2883,6905,59012.98.7火電1,2971,3321,3901,4481,5151,5564.40.541.127.8-10.9-13.2水電3914144224314465432.64.012.19.7-4.0-2.4核電53565760651035.39.71.81.8-0.40.1風電32936544151259098017.310.716.017.51.71.5光伏3073936098361,0732,40839.817.529.143.113.814.0發(fā)電量/TWh合計8,3968,6639,45610,06310,65313,5157.14.9火電5,6665,8536,2666,4936,6286,5684.2-0.262.248.6-5.3-13.6水電1,3401,2021,2861,3701,4051,7105.34.013.212.7-0.7-0.5核電4084184354534807644.79.74.55.6-0.31.1風電6567628861,0151,1742,00415.511.311.014.82.23.8光伏3274285847309642,46731.120.79.118.34.19.2注：假設2024-2025年全社會用電同比增長6.4%/5.9%，基于第一產業(yè)+8.0%/7.5%、第二產業(yè)+5.3%/+4.7%、第三產業(yè)+10.7%/+10.0%、城鄉(xiāng)居民+6.0%/+5.5%；發(fā)電量和用電量增速相當。考慮到雙碳目標下火電從基荷向兼顧調節(jié)轉變、水電與核電增量有限，新增用電需求主要由風光電滿足。參考23年風光新增裝機（/7W，假設4年以后風光新增裝機比例約為1:3資料來源：中電聯(lián)、預測尋找消納成本與棄電成本的平衡點，合理消納率或是更優(yōu)選擇。傳統(tǒng)的火電和水電的發(fā)電出力連續(xù)可控，而新能源發(fā)電受自然條件影響大，具有隨機性、波動性和間歇性的特征，5~15%火電機組。在間歇性電源占比提升的過程中，電力（即容量）平衡難度高于電量平衡，對電力系統(tǒng)靈活調節(jié)能力提出更高要求。新能源消納應是一個考慮新能源生態(tài)環(huán)境效益后的全社會成本綜合優(yōu)化問題，應在新能源棄電和系統(tǒng)消納成本之間找到平衡點。圖表10：合理消納率的關鍵影響因素 圖表11：合理消納率應是消納成本與棄電本之間的平衡點資料來源：蘇步蕓、王詩超.新型電力系統(tǒng)背景下新能源送出合理消納率研究.南方能源建設,2023年、

資料來源：蘇步蕓、王詩超.新型電力系統(tǒng)背景下新能源送出合理消納率研究.南方能源建設,2023年、20232023118日，國家能源局印發(fā)《2023體系建設，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，有效反映電力資源時空價值，不斷擴大新能源參與市場化交易規(guī)模。以三家第一梯隊運營商（龍源電力、三峽能源、節(jié)能風電2年以及3年-6月參與市場化交易的比例較21年均有所上升；202220231-6圖表12：2020年至今三家綠電運營商市化交易比例呈上升趨勢 圖表13：其中龍源電力與節(jié)能風電的平均網(wǎng)電價同比上升54534954534943394533353141313230342930282955

龍源電力 三峽能源 節(jié)能風電

(元530514496484514496484482482487489481469469460450456440444423406411404 403396

龍源電力 三峽能源（風電） 節(jié)能風電5045403530252017 2018 2019 2020 2021 2022 1H23

490470450430410390

2017 2018 2019 2020 2021 2022 1H23資料來源：公司公告、 資料來源：公司公告、2024年部分綠電參與市場化交易的電價已確定下行。目前已有8個省和自治區(qū)發(fā)改委出臺20242024年綠電參與市場化交易部分的電價或將承壓。圖表14：2024年部分省/自治區(qū)綠電市場化交易政策省份基準電價元/千瓦時2024年新能源市場化交易政策電價降幅元/千瓦時寧夏0.2595優(yōu)先部分執(zhí)行0.2595元/千瓦時，超過87%參與交易，最高0.182元/千瓦時約0.068黑龍江0.3723平價/低價風光項目保障性小時按1950/1300小時確定，剩余電量及其他類型風光項待定目全部進入市場交易云南0.335835~45%電量參與交易，交易價約0.15~0.27元/千瓦時超0.03青海0.227720%待定甘肅0.3078全部參與交易，交易電價不高于0.1539元/千瓦時超0.15廣西0.4207500小時以內按0.4207元/千瓦時結算，其余按0.38元/千瓦時結算約0.025河南0.3779除光伏扶貧項目以外，風光電量按不高于基準電價參與交易待定內蒙古蒙西）蒙東）1500250（競價部分參與市場化交易待定資料來源：各省自治區(qū)發(fā)改委網(wǎng)站、20233.7%。中國電力企業(yè)聯(lián)合會（中電聯(lián)）數(shù)據(jù)顯3年全國綠色電力省內交易量7%，3.7%202321550%且不低于當?shù)仄骄綍r，項目可優(yōu)先獲得綠電補貼。綠電交易主要以省內交易為主，綠電省間交易未對用戶直接開放，需由電網(wǎng)企業(yè)匯總并確認省內用戶綠色電力交易需求，再跨區(qū)跨省購買綠色電力產品。圖表15：2023年全國綠電交易量同比大增加 圖表16：2022-2023年綠電交易規(guī)模同比大幅上升千瓦時)全國綠電月度交易量（省內交易）千瓦時)國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)南網(wǎng)經(jīng)營區(qū)千瓦時)全國綠電月度交易量（省內交易）千瓦時)國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)南網(wǎng)經(jīng)營區(qū)（右） 南網(wǎng)同比（右70 70060 60050 50040400303002010 2002021092021112022012022032022052022072022092022112023012023032023052023072023092023112024010 1002021092021112022012022032022052022072022092022112023012023032023052023072023092023112024010

2021 2022 2023

(%)350300250200150100500資料來源：中電聯(lián)、 資料來源：北京電力交易中心、綠電參與交易實現(xiàn)的溢價體現(xiàn)消納成本和環(huán)境價值20213-52.7分；2022年由于電力交易價格整體上漲，部分區(qū)域綠電交易的溢價接近煤電電價漲幅。我們認為新政策落地以后，短期來看綠電交易溢價或出現(xiàn)區(qū)域性差異，主要是省間交易壁壘未破、三北地區(qū)大量的綠電項目難以有效對接圖表17：江蘇廣東兩省綠電交易均有13-20%的溢價 圖表18：綠電交易溢價來源包括環(huán)境溢價系統(tǒng)消納成本交易均價：江蘇交易均價：廣東溢價：江蘇（右） 溢價：廣東（右）(元交易均價：江蘇交易均價：廣東溢價：江蘇（右） 溢價：廣東（右）520500480460440

(%)252015105420

2022

02023資料來源：中電聯(lián)、 資料來源：北京電力交易中心、綠電消納新途徑：多能互補、綠電制氫、增量配電源網(wǎng)荷儲一體化與多能互補的新能源消納利用模式賦（，降低能源輸送成本（30%IEA201710提供（應對不同的能源消費特征綜合能IEA201710（（電冷低空氣污染物排放（O、NOX和粉塵，減少碳排放（供熱占全球能源有關C2排放的%，其中一半用于建筑，來源于IA2017年10，減少化石能源消耗。圖表19：低碳園區(qū)：因地制宜利用能源稟，實現(xiàn)用能提效和減排 圖表20：低碳建筑：通過節(jié)能和低碳能源代，降低用能成本資料來源：新奧能源2021年報、 資料來源：新奧能源2021年報、綠電制氫產氨釋放東部消納空間。在傳統(tǒng)產業(yè)脫碳階段，合成氨與綠電結合不需特別的原東部綠電消納接近頂峰。有水地區(qū)的綠電用于電解水制氫生產綠氨，可為西部無水地區(qū)的綠電輸送騰挪出消納空間。圖表21：綠電與綠氨技術示范路線 圖表22：傳統(tǒng)煤化工與綠氨技術耦合路線資料來源：孫暉等.綠電制氫生產氨的新場景與實踐.化工進展.2023年、 資料來源：孫暉等.綠電制氫生產氨的新場景與實踐.化工進展.2023年、綠電制氫提升綠電項目可開發(fā)性5,9006,0001,000千克，年耗電量3306.25158%。兩項201年，20232023~202520元/項目3-5（21（2（2元6年以后氫氣售價為5元2-205年年補貼金額4萬元。IRR0.2811~0.2574元/千瓦0.2829元/2,314~2,527小時/年、和蒙西風電平均利用小時數(shù)相當。圖表23：風電及制氫項目電價敏感性分析資料來源：侯昕昕等.綠電制氫項目效益分析.中國電力企業(yè)管理,2023年、202320231231459個試點確定另外，通過新能源就近接入增量配電網(wǎng)內消納，減少了傳統(tǒng)方式下新能源并網(wǎng)線路接入電網(wǎng)，再通過電網(wǎng)供電線路去負荷端消納的潮流迂回損耗。圖表24：2015-2023全國光伏裝機結構變化 圖表25：2015-2023全國分布式光伏裝機滲透率估算

集中式 工商業(yè) 戶用

(%)14

工商業(yè) 戶用600 12500 10400 8300 6200 4100 20201520162017201820192020202120222023

02020 2021 2022 2023資料來源：國家能源局、 資料來源：國家能源局、估算投資建議盈利能力下滑風險或將出清。2021-23年綠電運營商估值持續(xù)承壓，主要反映出市場的三2023921日報告《裝機拐點顯現(xiàn)，綠2023年新20242024年綠電運營商盈利能力下滑風險或將逐步出清。把握板塊整體估值修復的β，推薦三峽能源、龍源電力；看好傳統(tǒng)能源優(yōu)勢互補的α，推薦華能國際、華潤電力。圖表26：重點推薦公司一覽表最新收盤價目標價市值(百萬)EPS(元)PE)股票名稱股票代碼投資評級(當?shù)貛欧N)(當?shù)貛欧N)(當?shù)貛欧N)20222023E2024E2025E20222023E2024E2025E三峽能源600905CH買入4.776.58136,5320.250.260.360.4319.0818.3513.2511.09龍源電力916HK買入5.7211.5047,9450.770.891.111.356.745.834.673.84龍源電力001289CH買入19.2922.25161,6880.610.891.111.3531.6221.6717.3814.29華能國際600011CH買入9.2810.00145,678-0.471.031.051.14-19.749.018.848.14華能國際電力902HK買入4.775.0674,880-0.511.011.021.11-8.484.284.243.90股份華潤電力836HK買入18.9223.8991,0141.462.683.163.5812.967.065.995.28注：收盤價日期2024/3/18資料來源：Bloomberg，預測圖表27：重點推薦公司最新觀點股票名稱 最新觀點三峽能源(600905CH)龍源電力(916HK)龍源電力(001289CH)華能國際(600011CH)華能國際電力股份(902HK)華潤電力(836HK)

2023年發(fā)電量同比+14%，調整盈利預測三峽能源發(fā)布2023年電量公告，全年發(fā)電量同比+14%，其中4Q23同比+16%。公司2023年新增裝機規(guī)模超13.5GW，高于我們此前預期，上調裝機規(guī)模預測；海上風況資源不及預期，下調利用小時數(shù)預測。調整盈利預測，預計23-25年歸母凈利潤75/104/123億元（前值77/103/128億元），EPS0.26/0.36/0.43元（前值0.27/0.36/0.45元），24-25年CAGR=28%。新能源發(fā)電行業(yè)可比公司24年PEG均值0.66x（一致預期），給予公司24年0.66xPEG，目標價6.58元（前值5.95元，基于23年1.0xPEG）。維持“買入”評級。風險提示：利用小時數(shù)下滑、在建項目進度不及預期、綠電補貼滯后風險。報告發(fā)布日期：2024年01月03日點擊下載全文：三峽能源(600905CH,買入):新增裝機超預期，看好24年盈利彈性3Q23歸母凈利同比+13%，維持盈利預測龍源電力發(fā)布三季報，1-3Q23281（同比-7%），61（同比+14%），61億元（同比+14%）3Q23實83（同比-3.4%），11.5（同比+13%）3Q232023-2575/93/113A股目標價人22.252325xPE8xH11.502312xPEPE11xA/H股均維持“買入”評級。風險提示：來風不及預期；棄電率回升；煤價上升；補貼回款速度不及預期。報告發(fā)布日期：2023年10月26日點擊下載全文：龍源電力(916HK,買入;001289CH,買入):低風速拖累收入，新增裝機有望提速3Q23境內煤電盈利持續(xù)改善，出售華能四川促非經(jīng)常性收益高增公司1-9M23營收/歸母凈利為1913.22/125.64億元，同比+4.0%/+418.7%；3Q23營收/歸母凈利為652.89/62.55億元,同比-2.7%/770.0%，歸母凈利超出我們預期（43.5-49.5億元）主要系轉讓華能四川能源開發(fā)有限公司49%股權投資收益20億元，我們測算剔除后歸母凈利基本符合預期?？紤]上述投資收益及下調所得稅率，調整公司23-25年歸母凈利至162/165/179億元（前值：142/156/171億元）。預計公司23年新能源歸母凈利74.52億元和火電歸母權益577.51億元，分別給予23EPE24x和PB1x（可比公司一致預期23EPE/PB14.3x/0.84x，公司溢價考慮新能源盈利能力更強及火風光一體化優(yōu)勢更佳；若容量電價出臺煤電估值或提升），扣除永續(xù)債后目標市值1569億元，對應股價10元（前值：11.55元），買入。風險提示：煤價高于預期；市場化電價上漲/利用小時/風光新項目投產不及預期；計提資產減值風險；容量電價出臺不及預期。報告發(fā)布日期：2023年10月24日點擊下載全文：華能國際(600011CH,買入):煤電持續(xù)改善，出售資產投資收益高增2024年年度交易電價陸續(xù)落地，暫維持公司盈利預測2024年年度市場化交易電價陸續(xù)落地，江蘇電量電價+煤電容量電價略超2023年水平，廣東省同比顯著下降，公司江蘇省/廣東省火電上網(wǎng)電量約占9.35%/7.47%20242023-2025年歸母凈159/161/1742024BPS3.821.2x2023EPB（0.68x）25.06港幣（前值：4.32港幣）?！百I入”評級。風險提示：煤價高于預期；電價/利用小時/風光新項目投產不及預期；計提資產減值風險。報告發(fā)布日期：2023年12月30日點擊下載全文：華能國際電力股份(902HK,買入):電價