电力设备与新能源行业：绿电运营商迎来戴维斯双击

投资建议： 强于大市 上次建议： 强于大市 Tabl e_First| Tabl e_C hart 行业相对市场走势 电价进入上涨周期，大幅提升绿电运营商业绩 电力 沪深300 2022年初，国内外煤价出现罕见的倒挂现象，当前处于减碳和保供的平衡点，国内动力煤价具备多因素强支撑。同时我国2022年电力需求保持旺盛，预计同比增长5-6%，尤其是绿电需求不断扩张支撑交易电价上行。江苏省电价迎来了4个月接近20%的上浮。经我们测算，目前绝大多数火电企业微亏区间，电价进入上涨周期，新能源运营商收入端具备成长性。 60.00%40.00%20.00%0.00%-20.00%-40.00% 以绿电为代表的新基建是2022年主要投资方向，成长属性凸显 两会明确提出推进大型风光基地建设，在稳增长背景下，1月社融大幅增长，新能源作为新基建重要方向获得资金支撑。新能源融资成本下降：央行在2021年11月推出碳减排支持工具，按贷款本金60%支持，1年期利率1.75%，当前已经开始实施。供给释放推进成本端持续优化：硅料产能陆续释放，风电大型化持续推进，叠加各环节积极扩产，供给紧张状况缓解，产业链利润将向下游传递，光伏、风电成本下降，运营商成本端持续优化。 Tabl e_First| Tabl e_Author 分析师 贺朝晖 执业证书编号：S0590521100002邮箱：hezh@glsc.com.cn 分析师 吴程浩 绿电运营商是当下市场风格的优选 执业证书编号：S0590518070002邮箱：wuch@glsc.com.cn 2022年初以来，强加息预期下，纳指下跌，以成长风格为标签的新能源赛道出现大幅度回调，光伏、锂电行业2022年平均累计跌幅达8.76%、 12.25%。绿电运营商2021年Q4基金平均持仓仅1.96%，或为均衡风格下的优选方向。 Tabl e_First| Tabl e_Contacter 联系人 袁澎 邮箱：yuanp@glsc.com.cn 推荐标的： 联系人 黄程保 邮箱：huangcb@glsc.com.cn 中国核电：加速向综合绿电运营商转型 联系人 华庆 我们预计到2025年底，公司核电/新能源装机量有望达到26/30GW，综合绿电运营属性愈发凸显，存量核电机组受益于交易电价上行。预计公司2021-2023年营收分别为633.9/798.6/858.5亿元 ， 归母净利润分别为80.9/107.9/118.3亿元，对应PE为17.3/13.0/11.9倍，我们给予公司22年18倍PE，目标价10.8元，给予“买入”评级。 邮箱：huaq@glsc.com.cn 联系人 梁丰铄 邮箱：liangfs@glsc.com.cn 太阳能：光伏运维龙头企业 Tabl e_First| Tabl e_Rel ateRepor t 我们预计公司2021-2023年营业收入分别为68.59/81.66/106.02亿元，归母净利润分别为15.40/20.13/27.43亿元，EPS分别为0.51/0.67/0.91元/股，三年CAGR为38.84%，对应PE分别为19.4x/14.8x/10.9x。根据可比公司估值情况，我们给予公司22年19倍PE，目标价12.73元，给予“买入”评级。 相关报告 1、《技术升级叠加规模效应电机行业拐点将至》一2022.03.06 2、《 新型电力系统 ： 能源革命的必选项 》一2022.02.21 风险提示： 新能源政策发生较大变化；电力市场化交易改革不及预期。 1.投资聚焦 新能源运营商乘电力市场化改革东风，核电、绿电有望跟随火电价格上涨，绿电交易试点完成后各省绿电交易发展方兴未艾，十四五期间超300%的新能源装机增长空间为转型运营商不断注入增长性。 研究背景 2022年初以来，受美联储加息预期影响，以成长风格为标签的新能源赛道出现大幅回调。成长股回调幅度在某种程度上与基金持仓比例相关，前期新能源行业的翘楚—光伏、风电、锂电行业2022年平均累计跌幅达10.96%、10.83%、15.31%。 在全球不确定性加剧情况下，成长股的估值体系受到压制。 不同于市场的观点 市场普遍认为绿电运营商主要靠资本开支驱动，忽略了存量资产的盈利变化。当前市场主流观点是预计十四五期间核电每年新增开工6-8台机组，但忽略了当下绿色电力市场化交易的起点，电力市场化改革背景下，核电价格跟随火电价格上涨，同时绿电的环境价值逐渐展现，绿电需求侧和供给侧通路成功打通，水到渠成之下，正是绿电新基建估值和价值的双重起点。 核心逻辑 新基建是2022年主要投资方向。两会提出要推进风光大基地建设，稳增长背景下，1月社融大幅增长，新能源作为新基建重要方向获得资金支撑。 融资成本下降。央行在2021年11月推出碳减排支持工具，按贷款本金60%支持，1年期利率1.75%，当前已经开始实施。 运营商受市场交易风格变化冲击较弱。强加息预期下，纳指下跌，对成长股估值体系产生冲击，绿电运营商持仓比例较低，受交易风格变化影响较小。 供给释放推进成本端持续优化。硅料产能陆续释放，风电大型化持续推进，叠加各环节积极扩产，供给紧张状况缓解，产业链利润将向下游传递，光伏、风电成本下降，运营商成本端持续优化。 收入端支撑力度强，进入电价上涨周期。上网电价对标火电电价，边际上由煤价决定电价水平，能耗双控下煤价处于高位较难下降，电力需求保持旺盛，尤其是绿电需求，支撑交易电价上行。 2.电价上涨提振绿电运营商业绩 2.1.外盘高企和进口锐减支撑煤价 根据中电联2021年电力工业统计快报，2021年我国火电发电量56463亿千瓦时，占总发电量的67.4%。火电承担着调峰和保供的重任，将在未来很长一段时间内仍为我国主要发电来源。 2021年受疫情恢复和外贸出口繁荣驱动，我国全社会用电量激增10.3%。叠加“双碳政策”执行导致的国内动力煤产量不升反降，从2021年9月上旬开始，我国动力煤价格一路高歌猛进，最高涨至2593元/吨，年内最高涨幅超229%。近期煤价企稳反弹，意味着当前是减碳与保供的平衡点。 图表1：2021年初以来秦皇岛动力煤价格（单位：元/吨） 根据我国往年煤炭进口量变化，在夏季用电高峰之后，我国每月煤炭进口量会逐月递减，但自2021年5月以来，煤炭月进口量呈现上升趋势，电煤供需偏紧，各火电厂电煤库存逐月下降。 2021年我国煤炭进口量2.05亿吨，创下2017年以来的新高，约占我国电煤消耗总量的12%。动力煤进口量高点已现，2022年我国煤炭进口量预计将会减少。 图表2：2018-2021年我国每月动力煤进口量（单位：万吨） 受俄乌冲突和全球双碳政策引导，海外煤价今年将维持高位，增大国内动力煤进口市场边际价格。2021年，俄动力煤占我国总进口的39.64%，是第一大来源，但仅占我国电煤消费量的1.45%。根据百川孚盈数据，当前俄罗斯动力煤价（Q>5500）为639元/吨。 图表3：2021年我国动力煤进口结构 图表4：俄罗斯动力煤价格 我国动力煤价格处于全球最低水平，海外高煤价将提升我国煤炭进口成本。截至2022年2月16日，秦皇岛山西产动力煤市场价格1000元/吨，广州港印尼煤价1155元/吨，澳大利亚纽卡斯尔动力煤现货价1495元/吨，南非煤理查德动力煤现货价1431元/吨，欧洲ARA港动力煤现货价1238元/吨，我国煤价处于全球低位。 2022年电力供需趋于平衡。根据中电联对2022年度全国电力供需形式的测算，预计2022年全社会用电量8.7-8.8万亿千瓦时，同比增长5-6%，政府工作报告给出2022年GDP增速目标5.5%，用电量增速往往略高于GDP增速，且各季度用电量增速总体呈逐季上升态势。 图表5：从2021年初至今国内外动力煤价情况（单位：元/吨） 2.2.动力煤国家调控空间有限 2022年2月24日，国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确提出引导动力煤价格在合理区间运行，完善煤、电价格传导机制，保障能源安全稳定供应，推动煤、电上下游协调高质量发展。文件明确指出秦皇岛港下水煤5500千卡中长期交易含税价格在每吨570-770元之间较为合理，秦皇岛港一月份平仓长协价在725元/吨左右（较指导区间下限570元/吨存在20%下跌空间），完全符合政策要求。 在2021年年中限电出现后，2021年7、8月煤炭保供政策开始执行，动力煤价格一路从2593元/吨下降至最低790元/吨，但供给端已经得到充分释放，后续供给端继续放松空间减弱。我们认为这次煤炭长协政策主要是为了压住煤价再次上涨的势头，提高动力煤交易长协履约率，煤价仍有较强支撑，但由于供给端的限制，以及稳增长下用电需求的刚性，煤价调控空间非常有限。 图表6：发改委对于各地动力煤坑口价的指导区间 2.3.多个外输电大省遭遇发用电增速剪刀差 我国东南沿海省份经济相对发达，各类型工业、商业规模庞大，用电量相对较大。 因此所有沿海省份均处于本省电力无法满足本省电力需求的情况。在之前电力供应相对宽松的阶段，西南水电、西北风电、光伏成本相对更低，东西互补属于一种合理的经济分工。如2021年江苏省、山东省、广东省、浙江省外输电占比分别高达18.57%、21.33%、22.26%、27.13%。 但在2021年煤价飙升阶段，东部各省发电量紧跟用电量增速，而西部传统外输大省发电量远不及其本省用电量增速，从而产生了发、用电增速的剪刀差，外输电量占比陡然下降，边际供给不足造成的供需失衡成为了东部省份电煤成本能够顺利传导至电价的另一重要原因。 图表7：我国外输电省份2020及2021年发用电和增速情况（单位：亿千瓦时） 2.4.电力市场化改革让电煤成本顺利传导 2021年10月11日，国家发改委下发《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》指出“燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价”、“将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%”、“高耗能企业市场交易电价、电力现货价格不受20%幅度限制”。 电力市场化改革促使动力煤成本顺利传导。通知出台后，各省立即出台相关政策响应。江苏、福建、广东等多个经济发达的省份当月燃煤电价市场化交易从折价状态立马切换至上浮，其中江苏省上浮幅度即到达20%。 仅2021年10月单月，江苏省集中竞价电价从平价状态389元/MWh上浮20%至469元/MWh，江苏省市场化交易电价由此开启上浮20%的时代。 图表8：江苏省市场化交易月度集中竞价电价（单位：元 /M Wh） 2.5.火电企业正处于盈亏平衡状态 大部分火电企业仍处于微亏状态运营。根据火电企业的典型指标，通过对1000MW的超超临界火电机组盈利进行测算，结果显示，当动力煤价格处于900元/吨左右，机组处于盈亏平衡状态。但由于超超临界机组作为新机组，其效率更高、度电耗煤更低，因此净利率相对较高；而火电企业资产中不乏运行超过20年的老旧机组，人工、运维费用和高耗煤对企业现金流拖累较大。 并且在能耗双控向碳排放总量控制转变过程中，由于发电领域中火电碳排放量最高，利用小时数受到压制，高煤价、低利用小时数造成了火电企业盈利大幅缩减。 如火电头部公司华能国际和华电国际1月份发布公告，2021年归母净利润分别预亏98-117亿元、45-53亿元。 图表9：1000MW超超临界机组净利率敏感性分析（1） 图表10：1000MW超超临界机组净利率敏感性分析（2） 3.新能源运营商乘市场化改革之风 3.1.交易风格变化对运营商冲击较弱 2022年初以来，以成长风格为标签的新能源赛道遭受大幅度回调。强加息预期下，纳指下跌，对成长股估值体系产生冲击，。前期新能源行业的翘楚—光伏、风电、锂电行业2022年平均累计跌幅达10.96%、10