敬请参阅最后一页特别声明 -1- 证券研究报告 2021 年 11 月 4 日 行业研究 新能源运营商：绿电加持，重塑成长 碳中和深度报告（十二） 电力设备新能源 “双碳”时代，绿电成为能源枢纽。 能源革命和全球定价权的争夺是“碳中和”的核心，以光伏、风电等清洁能源为 主体的新型电力系统是未来发展的重点方向。综合考虑资源储量、度电碳排放量、 发电成本等三方面因素，绿电将成为未来的能源枢纽，我们预计 2020-2025 年 光伏、风电发电量 5 年复合增速将达 20%。 “能耗双控”政策背景下绿电需求将持续提升，但需进一步理顺其供需机制。 （1）“能耗双控”是实现“双碳”目标的重要抓手，其约束是长期性的；而随 着国家提出各省市可再生电力消纳达到激励值要求后，最低值以上的部分免于区 域能耗“双控”考核的范围，各地会积极规划建设更多的新能源设施，同时推动 绿电的销售，因为绿电不仅能缓解地方及企业的指标压力、有效降低能耗，同时 也能为生产所需的电能带来补充。 （2）绿电交易试点机制开启后绿电交易量仍相对较少，核心原因在于国内绿电 的供需机制尚未完全理顺，具体而言：量端，绿电交易需与碳成本内部化在未来 建立起联动机制，即碳约束范围越广、碳成本内部化机制越健全，绿电的交易量 提升将会越快；价格端，当前时点绿电溢价约 35 分/KWh，未来绿电价格的“锚” 将取决于非绿电的消费者碳成本承担的比例（比例越高，绿电的溢价和需求则越 强），同时也需综合考虑碳价对碳减排和经济的双向影响。 制造成本持续降低，运营商享受盈利溢价。 与传统发电方式相比，新能源发电成本持续处于下降通道。随着技术进步等因素， 绿电的成本优势将持续增强，加速对于传统能源发电的替代：风电方面，机组大 型化推动风机价格持续降低，未来若风机（不含塔筒）价格下降到 1800 元/kW， 风电项目总体投资将较 2021H1 继续降低 15%；光伏方面，若 2022 年底前硅料 价格下降到 80 元/kg，光伏项目总体造价仅因此因素就将下降 13%，且技术进 步和产业竞争仍在持续中，共同推动持续降本。 投资建议：绿色交易机制试点开启、国家及各企业均加快发展新能源发电、叠加 金融机构未来对新能源运营项目的支持力度有望进一步加大，三重逻辑下我们看 好新能源运营商未来的投资机会。重点推荐金开新能、太阳能、三峡能源、晶科 科技，建议关注粤电力 A、中国核电、节能风电、林洋能源、龙源电力（H）、 中广核新能源（H）、深高速、中国电建。 风险分析：各地方政府推进风光电站建设不及预期；光伏、风电装机价格大幅上 涨影响公司盈利能力；电网灵活性改造及储能设施建设力度不及预期从而影响消 纳。 重点公司盈利预测与估值表 证券代码 公司名称 股价（元） EPS（元） PE（X） 投资 评级 20A 21E 22E 20A 21E 22E 600821.SH 金开新能 12.51 0.04 0.28 0.57 341 45 22 买入 600905.SH 三峡能源 7.24 0.13 0.21 0.31 57 34 23 买入 000591.SZ 太阳能 11.14 0.34 0.41 0.61 33 27 18 买入 601778.SH 晶科科技 9.72 0.17 0.20 0.24 56 48 40 买入 资料来源：Wind，光大证券研究所预测，股价时间为2021-10-29 买入（维持） 环保 买入（维持） 作者 分析师：殷中枢 执业证书编号：S0930518040004 010-58452063 分析师：郝骞 执业证书编号：S0930520050001 021-52523827 分析师：黄帅斌 执业证书编号：S0930520080005 021-52523828 联系人：陈无忌 021-52523693 联系人：和霖 021-52523853 行业与沪深 300 指数对比图 - 3 0 % 0% 30% 60% 90% 2 0 /1 0 2 0 /1 1 2 0 /1 2 2 1 /0 1 2 1 /0 2 2 1 /0 3 2 1 /0 4 2 1 /0 5 2 1 /0 6 2 1 /0 7 2 1 /0 8 2 1 /0 9 2 1 /1 0 电力设备新能源 公用事业 沪深 300 资料来源：Wind 相关研报 三重逻辑下持续重点关注新能源运营商碳 中和行业（电新+环保）周报 20210926 （2021-09-26） 绿电交易启动+双控方案发布，持续重点关注风 电板块与新能源运营商碳中和行业（电新+ 环保）周报 20210921（2021-09-21） 发改委发文以新能源消纳换能耗指标，重点关注 风电板块与新能源运营商新能源、环保领域 碳中和动态追踪（三十一）（2021-09-17） 要点 敬请参阅最后一页特别声明 -2- 证券研究报告 电力设备新能源、环保 投资聚焦 碳中和背景下，伴随着国家持续加大对新能源发电的推动和支持力度，叠加近期 绿电交易机制试点开启、各大央企加快发展新能源发电，以及未来潜在可能的金 融机构支持进一步加强，三重逻辑下我们认为新能源运营商有望迎来新一波投资 机会。 我们的创新之处 （1）明确了绿电的需求推动因素以及价格锚定因素，并对绿电的溢价情况进行 了测算。 （2）详细梳理了国内主流新能源运营商的各类新能源装机量结构、发电量结构。 （3）从 ROE、成长性、融资成本等多方面因素分析了投资选股策略。 投资观点 （1）新能源运营商阶段性盈利有保障。一方面绿色电力交易试点开启，将有效 缓解存量补贴压力，并为增量项目提供额外收入来源；未来随着绿色电力零碳属 性的商业附加价值进一步凸显，绿电交易将为存量的补贴到期项目与增量项目提 供增量的收入来源。另一方面未来组件和风机成本将持续下降，有望进一步保障 增量新能源运营项目的盈利能力。 （2）碳中和背景下，新能源项目量增有保障。在加快建设以新能源为主体的新 型电力系统的过程中，运营商的作用重大。碳中和背景下新能源电站发展是基本 盘，国家能源局负责人表示要加快发展新能源发电，不断扩大绿色低碳能源供给， 要求“十四五”时期风电光伏要成为清洁能源增长的主力。国家能源集团等八大 电力央企均提出积极的“十四五”新能源装机规划，装机规模增速较快，新增装 机总规模达到 468GW。 （3）金融机构支持有望进一步加强。存量补贴拖欠逐步开始解决，新能源运营 商现金流将改善；新能源运营商或将获得更多融资功能，获得更快发展。为了更 好的满足新能源建设需求，金融机构或将对新能源运营商加以支持：a.对于拖欠 的存量补贴，通过ABS、ABN、REITS 等方式对确权部分进行低息再贷款；b. 提供更多绿色贷款支持进行新平价项目建设。 重点推荐国家开发银行全资子公司国开金融持股的新能源运营商金开新能、中国 节能环保集团控股的光伏投资运营商太阳能、长 江三峡集团控股的新能源运营商 （海风规模行业领先）三峡能源、晶科能源控股的新能源运营商及分布式光伏投 资运营商晶科科技，建议关注粤电力 A、中国核电、节能风电、林洋能源、龙源 电力（H）、中广核新能源（H）、深高速、中国电建。 敬请参阅最后一页特别声明 -3- 证券研究报告 电力设备新能源、环保 目 录 1、 新能源运营商将享受合理估值溢价 . 4 1.1、 “双碳”目标下，新能源运营商成长性将提升 . 4 1.2、 “绿电”的需求驱动和价格锚定因素有哪些 . 5 1.3、 制造成本持续降低，运营商享受盈利溢价 . 12 2、 选股策略：有质量的成长 . 16 2.1、 ROE：体现经营的差异性 . 16 2.2、 成长：价值重估的核心 . 18 2.3、 金融机构：支持力度进一步强化 . 19 3、 投资建议 . 20 3.1、 金开新能：定增落地，助力成长加速 . 21 3.2、 三峡能源：海上风电引领者，风光协同发展 . 24 3.3、 太阳能：光伏运营行业龙头，拟定增加大光伏电站建设 . 28 3.4、 晶科科技：营收边际改善，运维收入高速增长 . 31 4、 风险分析 . 34 敬请参阅最后一页特别声明 -4- 证券研究报告 电力设备新能源、环保 1、 新能源运营商将享受合理估值溢价 1.1、 “双碳”目标下，新能源运营商成长性将提升 能源革命和全球定价权的争夺是“碳中和”的核心，以光伏、风电等清洁能源为 主体的新型电力系统是未来发展的重点方向。根据BP世界能源统计年鉴第 70 版，从 2019 年到2020 年，全球太阳能装机容量增长 127GW，风能装机容 量增长 111GW，合计达 238 GW，可再生能源在发电量中的占比从 10.3%增长 至 11.7%；煤炭发电占比则下降 1.3 pct至 35.1%。根据我国国家统计局，2020 年我国全社会用电量 75110 亿 kWh，同比增长 3.1%，其中化石燃料来源约占 65.7%，该占比较高是由我国能源资源禀赋所决定的，因此我国电力清洁化转型 的任务重、压力大。 经济性、安全性和保护环境是典型能源矛盾三角。“双碳”目标是从保护环境角 度出发而考虑的问题，目前已成确定的趋势；“风光”降本是从经济性角度考虑 和评估清洁能源的可行性；储能建设及电网改造是否能支撑高比例的风光发电量 时电网的安全性，是当风光发电量占比达到 15-20%以上时，需要重点考虑的问 题（我们预计，2021 年我国风光发电量占比为 11%）。 图 1：清洁能源发电占比快速提升 资料来源：国家发改委能源所于 2020 年 8 月预测，光大证券研究所整理，单位：亿千瓦 根据发改委能源所预测： 到 2025 年，光伏总装机规模达到约 7.3 亿千瓦，风电约 4.5 亿千瓦，光伏全年 发电量约 0.88 万亿千瓦时、风电约 0.90 万亿千瓦时，占当年全社会用电量约 18%； 2035 年，光伏总装机规模达到约 30 亿千瓦（3000GW，相当于 2020 年底的 11.9 倍），风电约 12 亿千瓦，总发电量约 5.9 万亿千瓦时，占当年全社会用电量约 47.2%； 敬请参阅最后一页特别声明 -5- 证券研究报告 电力设备新能源、环保 2050 年，光伏发电总装机规模达到约 50 亿千瓦（5000GW，相当于 2020 年底 的 19.8 倍），风电约 18 亿千瓦，总发电量约 9.6 万亿千瓦时，占当年全社会用 电量约 62.4%。 我们根据以上目标，可以得到以下结论： （1）2020 年光伏、风电发电量为 7270 亿千瓦时，占全社会用电量约 9.5%， 若要实现2025年的目标，2020-2025年光伏、风电发电量 5 年复合增速为20%； （2）火电为了保障供电安全性，在长周期看并不会被完全淘汰，水电由于资源 属性较强也存在装机天花板，核电主要关注技术进步，当前在测算中并未给予更 高预期。 1.2、 “绿电”的需求驱动和价格锚定因素有哪些 “绿电”交易平台以电力市场化交易为基础，提供了一种电力来源可追溯、认证 机制，有助于推动清洁电力的使用。绿电是排碳水平较低、对环境影响较小的电 力，主要来源是光伏、风力、水电等。2021 年 9 月 7 日，我国绿色电力交易试 点工作正式启动，以平价风电和光伏为电源侧，联通 17 个省份共 259 家市场主 体，首批交易量达 79.35 亿 kWh，较当地电力中长期交易价格溢价 0.03-0.05 元/kWh。在试点初期，绿电交易以年度或多月为周期组织开展，买卖双方可通 过双倍协商和挂牌集中竞价等方式购买。 9 月 7 日当天，绿电需求的大客户主要是以外企或者外贸型企业为主，如宝马、 巴斯夫等公司，主要原因在于海外部分发达国家的碳排放权、排污权市场化交易 机制、环境税收机制相对成熟，这些企业可以通过绿电交易产生实际的经济效益。 但目前，我国绿电的总交易量较少，其核心原因在于国内绿电的供需机制尚未完 全理顺。 （一）推动与碳成本内部化联动机制，可以使“绿电”需求量增加。 绿电的环境效益更为纯粹。首批绿电成交量为 79.35 亿 kWh，将减少标煤燃烧 243.6 万吨，减排二氧化碳 607.18 万吨，实际上碳减排是绿电最重要的作用之 一。在绿电追溯认证机制以及交易平台建立后，相比于使用火电，绿电的使用者 可以直接减少排碳量，同时减少未来潜在的碳成本。但目前，国家尚未完全建立 起来碳成本全面内部化的机制，碳交易市场作为碳成本内部化的手段之一也尚处 于起步阶段。 因此，绿电交易与碳成本内部化需要在未来建立起联动机制，具体而言： （1）碳约束范围越广、碳成本内部化机制越健全，绿电的交易量提升越快。 碳约束产生碳成本，碳成本内部化可以通过碳税实现，也可以通过碳交易市场实 现。这是绿电需求影响的核心因素之一，碳约束从相对宽松到偏紧，从免费配额 到拍卖配额，纳入行业从少到多后，绿电的需求会提升。 目前，我国碳交易市场也尚处于起步阶段，单日成交额为几十吨，交易均价为 50 元/吨左右，也尚未起量，随着双碳工作的逐步深化，未来成交量也将逐步提 升。 敬请参阅最后一页特别声明 -6- 证券研究报告 电力设备新能源、环保 图 2：全国碳交易成交量及收盘价 0 10 20 30 40 50 60 70 0 200 400 600 800 2021 -07 -16 2021 -07 -20 2021 -07 -22 2021 -07 -26 2021 -07 -28 2021 -07 -30 2021 -08 -03 2021 -08 -05 2021 -08 -09 2021 -08 -11 2021 -08 -13 2021 -08 -17 2021 -08 -19 2021 -08 -23 2021 -08 -25 2021 -08 -27 2021 -08 -31 2021 -09 -02 2021 -09 -06 2021 -09 -08 2021 -09 -10 2021 -09 -14 2021 -09 -16 2021 -09 -22 2021 -09 -24 2021 -09 -28 2021 -09 -30 2021 -10 -11 成交量（万吨） 收盘价（元 / 吨 ） （ 右 轴 ） 资料来源：全国碳交易市场，左轴为成交量，右轴为收盘价；截止 2021.10.15 （2）对于排碳企业或新能源企业，绿电和 CCER 可二选一。 1）排碳企业在实现碳减排的过程中，如果选择购买绿电，则核算排碳量直接降 低；如果选择购买 CCER 则是实现相对高排碳后的对冲补偿机制。即便碳交易市 场（碳配额交易与 CCER 交易市场）没有起到较强的减排作用，绿电同样可以起 到减排目的，预计企业端更倾向于前者。 2）对于新能源企业来说绿电和 CCER 同样是二选一，或参与绿电交易出售具有 环境属性的绿电，或开发 CCER 交易环境属性，其中可交易量和价则是决策的核 心，主要看政策支持力度。 （3）在绿电交易与碳成本联动机制下，绿电溢价的“锚”是多少？ 我们在碳成本 30-80 元/吨的情况下，计算了买方愿意支付的绿电溢价，结果显 示，绿电溢价约 0.02-0.06 元/度，与当前绿电交易市场数据吻合。 表 1：不同碳价情况下对应的绿电溢价 项目 情形 1 情形 2 情形 3 情形 4 情形 5 情形 6 碳成本或碳价（元/吨） 30 40 50 60 70 80 度电燃煤碳排放量（克） 800 800 800 800 800 800 度电风光碳排放量（克） 30 30 30 30 30 30 度电绿电碳减排量（克） 770 770 770 770 770 770 买方愿意支付的绿电溢价（元/度） 0.0231 0.0308 0.0385 0.0462 0.0539 0.0616 资料来源：光大证券研究所测算 此外，在绿电交易与碳成本联动机制下，未来还有两个问题需要考虑： 第一，碳成本的传导机制如何，即非绿电的消费者是否会完全承担碳成本？ 我们认为，这与体制特点和经济运行规律有关，非绿电的消费者碳成本承担的比 例越高，绿电的溢价和需求则越强。 敬请参阅最后一页特别声明 -7- 证券研究报告 电力设备新能源、环保 图 3：碳成本自上而下传导过程 企业 人工 企业用电 原材料 含碳原材料 低碳或不含 碳原材料 煤炭、石油 等一次能源 电网电 火电 风电 光电 核电 水电 煤炭、 石油天 然气一 次能源 建筑用电 交通用电 C C 生物质及其他 自备电 市场化电 新能源汽车 出口型产品 进口国海关 进口国 消费者 电 力 体 系 能源需求侧 居民生活 能源供给侧 用电成本 政策调节 碳成本 碳成本 重点 2 电力体制改革 重点 1 能源排碳有差异 重点 3 新能源 车、建筑、工 业、生活节能 重点 4 企业用能成本差异 内销型产品 本国消费者 重点 5 材料替代、工艺改进 重点 6 碳关税 C 碳成本 C 碳成本 C 碳成本 C 碳成本能否转移到产品或消费者 C 碳成本和定价权 C 碳成本转移有差异 C 碳成本承担有差异 资料来源：光大证券研究所绘制 目前，我国正在推动企业端高比例的能源、电力市场化交易机制和价格传导机制， 同时，政策也强调“双碳”目标要积极运营市场化手段，所以能源消费者理应承 担更多碳成本，这样可以有效的推动能源消费者自身的节能措施和效率的提升。 第二，碳价如何锚定？ 碳价过低，无法有效推动碳减排，过高会影响中游、下游的盈利，导致经济不振。 碳成本的本质是社会减碳的综合成本，也需要外部性成本内部化这样的过程，需 要考虑由哪个环节承担；全球碳价统一标准较难，需要考虑社会成本、汇率等诸 多因素，各国会争夺定价权，但按何种程度制定标准很重要；中国的碳价一开始 不宜过高，否则有损于制造业，能够推动成本要素转移和低碳改革即可。 图 4：不同国家、地区及不同时段碳价指引 敬请参阅最后一页特别声明 -8- 证券研究报告 电力设备新能源、环保 资料来源：WIND，IMF 数据财政监测如何缓解气候变化中国：清华大学能源环境经济研究所所长、全国碳市场总体设 计专家组负责人张希良估算；美国：拜登给美国碳中和的社会成本定价 51 美元/吨，光大证券研究所绘制；单位：美元/吨 （二）“双控”政策加码，“绿电”获差异化，有助于提升绿电需求。 “双控”是实现“双碳”目标的重要抓手，其约束是长期性的。2021 年 8 月 12 日，国家发展改革委印发的2021 年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨 表显示，能耗强度降低进度目标中，有 9 个省为一级预警，10 个省为二级预 警，一二级合计占比过半。 图 5：2021H1 各地区能耗双控目标完成情况晴雨表 资料来源：国家发改委，注：西藏自治区数据暂缺，不纳入预警范围；地区排序的依据为各地区能耗强度降低率；红色为 一级预警，表示形势十分严峻；橙色为二级预警，表示形势比较严峻；绿色为三级预警，表示进展总体顺利 在“能耗双控”的背景下，很多高耗能项目无法审批，能评指标成为稀缺资源； 短期甚至导致了地方为满足年度或季度“双控”指标，采取限电等措施。 2021 年 9 月 11 日，国家发改委印发关于完善能源消费强度和总量双控制度 方案的通知，鼓励地方增加可再生能源消费，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。 而根据 2019 年 5 月国家发展改革委、国家能源局关于建立健全可再生能源电 力消纳保障机制的通知，对于实际完成消纳量超过本区域激励性消纳责任权重 对应消纳量的省级行政区域，超出激励性消纳责任权重部分的消纳量折算的能源 消费量不纳入该区域能耗“双控”考核。 敬请参阅最后一页特别声明 -9- 证券研究报告 电力设备新能源、环保 也就是说，从最低值到激励值中间的部分，被纳入免于区域能耗“双控”考核的 范围。这将进一步加强地方使用可再生能源的动力。 表 2：可再生能源电力消纳责任权重情况 省市 2020消纳责任权重 最低值 2021消纳责任权重 最低值 2022消纳责任权重 最低预期值 2021年提升 2022年提升 2020年电力总消费量（亿千瓦时） 北京 15.50% 18.00% 19.44% 2.50% 1.44% 1,140 天津 14.50% 17.00% 18.42% 2.50% 1.42% 875 河北 13.00% 16.50% 17.93% 3.50% 1.43% 3,934 山西 17.00% 20.00% 21.41% 3.00% 1.41% 2,342 山东 11.50% 13.00% 14.44% 1.50% 1.44% 6,940 内蒙古 18.00% 20.50% 21.87% 2.50% 1.37% 3,900 辽宁 15.00% 15.50% 16.90% 0.50% 1.40% 2,423 吉林 24.00% 28.00% 29.29% 4.00% 1.29% 805 黑龙江 22.00% 22.00% 23.40% 0.00% 1.40% 1,014 上海 32.50% 31.50% 32.45% -1.00% 0.95% 1,569 江苏 14.00% 16.50% 17.71% 2.50% 1.21% 6,374 浙江 17.50% 18.50% 19.46% 1.00% 0.96% 4,830 安徽 15.00% 16.00% 17.34% 1.00% 1.34% 2,428 福建 19.50% 19.00% 19.96% -0.50% 0.96% 2,483 江西 22.00% 26.50% 32.39% 4.50% 5.89% 1,627 河南 17.50% 21.50% 22.77% 4.00% 1.27% 3,392 湖北 32.50% 37.00% 37.50% 4.50% 0.50% 2,144 湖南 40.00% 45.00% 49.49% 5.00% 4.49% 1,929 重庆 40.00% 43.50% 45.50% 3.50% 2.00% 1,187 四川 80.00% 74.00% 70.00% -6.00% -4.00% 2,865 陕西 17.00% 25.00% 25.89% 8.00% 0.89% 1,741 甘肃 44.50% 49.50% 50.00% 5.00% 0.50% 1,376 青海 63.50% 69.50% 70.00% 6.00% 0.50% 742 宁夏 22.00% 24.00% 25.40% 2.00% 1.40% 1,038 新疆 20.00% 22.00% 22.88% 2.00% 0.88% 2,998 广东 28.50% 29.00% 31.09% 0.50% 2.09% 6,926 广西 39.50% 43.00% 47.92% 3.50% 4.92% 2,025 海南 13.50% 16.00% 16.65% 2.50% 0.65% 362 贵州 30.00% 35.50% 36.00% 5.50% 0.50% 1,586 云南 80.00% 75.00% 70.00% -5.00% -5.00% 2,026 资料来源：国家能源局；注：含水电 表 3：可再生能源电力消纳 省市 2020年实际消纳量（亿千瓦时） 2020年实际完成情况 2020年最低总量消纳责任权重 2020年消纳责任 权重激励值 超出激励值 超出最低值 免于考核能耗值 （旧版）（亿千瓦 时） 免于考核能耗值 （新版）（亿千瓦 时） 北 京 187 16.40% 15.50% 16.90% -0.50% 0.90% 天 津 141 16.10% 14.50% 15.90% 0.20% 1.60% 2 14 河 北 559 14.20% 13.00% 14.40% -0.20% 1.20% 山 西 440 18.80% 17.00% 18.80% 0.00% 1.80% 山 东 860 12.40% 11.50% 12.60% -0.20% 0.90% 内蒙古 821 21.10% 18.00% 19.70% 1.40% 3.10% 55 121 敬请参阅最后一页特别声明 -10- 证券研究报告 电力设备新能源、环保 辽 宁 418 17.20% 15.00% 16.60% 0.60% 2.20% 15 53 吉 林 244 30.30% 24.00% 26.60% 3.70% 6.30% 30 51 黑龙江 238 23.40% 22.00% 24.40% -1.00% 1.40% 上 海 561 35.60% 32.50% 36.30% -0.70% 3.10% 江 苏 1072 16.80% 14.00% 15.40% 1.40% 2.80% 89 178 浙 江 946 19.60% 17.50% 19.60% 0.00% 2.10% 安 徽 427 17.60% 15.00% 16.70% 0.90% 2.60% 22 63 福 建 473 19.00% 19.50% 21.80% -2.80% -0.50% 江 西 410 25.20% 22.00% 24.40% 0.80% 3.20% 13 52 河 南 731 21.60% 17.50% 19.40% 2.20% 4.10% 75 139 湖 北 927 43.20% 32.50% 35.60% 7.60% 10.70% 163 229 湖 南 909 47.10% 40.00% 44.30% 2.80% 7.10% 54 137 重 庆 610 51.40% 40.00% 44.50% 6.90% 11.40% 82 135 四 川 2344 81.80% 80.00% 89.30% -7.50% 1.80% 陕 西 434 24.90% 17.00% 18.80% 6.10% 7.90% 106 138 甘 肃 722 52.50% 44.50% 48.80% 3.70% 8.00% 51 110 青 海 629 84.70% 63.50% 70.70% 14.00% 21.20% 104 157 宁 夏 277 26.70% 22.00% 24.10% 2.60% 4.70% 27 49 新 疆 652 20.54% 20.00% 22.10% -1.56% 0.54% 广 东 2294 33.10% 28.50% 32.00% 1.10% 4.60% 76 319 广 西 878 43.30% 39.50% 43.90% -0.60% 3.80% 海 南 59 16.20% 13.50% 14.90% 1.30% 2.70% 5 10 贵 州 646 40.70% 30.00% 33.30% 7.40% 10.70% 117 170 云 南 1634 80.60% 80.00% 89.00% -8.40% 0.60% 合计 1,084 2,125 资料来源：国家能源局；注：含水电 一方面，国家发改委和能源局确定的各地非水电消纳责任权重最低值（以下简称 “最低值”）每年提升，促使各地不断提升可再生能源比例；如 2021 年各地最 低值普遍提升 0-5%，2022 年各地非水电消纳责任权重最低预期值全部较 2021 年提升 1.25%。 另一方面，在新版规定中，达到激励值后，最低值以上的部分免于区域能耗“双 控”考核的范围，这会推动各地加大非水可再生能源的使用，推动绿电的销售。 我们以 2020 年历史数据进行参考测算，共有 18 个省级区域达到激励值，在新 版规定下，共 2125 亿千瓦时电力将免于能耗考核，较旧版提升 1041 亿千瓦时; 较旧版多出的 1041 亿千瓦时的电力可通过 65GW 风光装机来实现（以光伏 1200h、风电 2200h利用小时数假设计算）。 表 4：部分产品单位生产能耗 产品电耗 单位 国标限定值 国标准入值 国标先进值 行业平均值 资料来源 每吨涤纶用电量 ( 短纤 ) 千瓦时 / 吨 404.88 2018 年上海产业能效指南 每吨涤纶用电量 ( 长丝 ) 千瓦时 / 吨 1393.96 2018 年上海产业能效指南 机制纸及纸板电耗 千瓦时 / 吨 709.57 2018 年上海产业能效指南 单位烧碱生产耗交流电 ( 离子膜 ) 千瓦时 / 吨 2183.83 2018 年上海产业能效指南 单位乙烯生产电耗 千瓦时 / 吨 105.72 2018 年上海产业能效指南 吨钢电耗 千瓦时 / 吨 769.32 2018 年上海产业能效指南 敬请参阅最后一页特别声明 -11- 证券研究报告 电力设备新能源、环保 电炉炼钢综合电耗 千瓦时 / 吨 534.37 2018 年上海产业能效指南 轧钢工序单位电耗 千瓦时 / 吨 164.35 2018 年上海产业能效指南 铜电解直流电单耗 千瓦时 / 吨 240.04 2018 年上海产业能效指南 吨铜加工材电耗 千瓦时 / 吨 1103.76 2018 年上海产业能效指南 吨铝加工材电耗 千瓦时 / 吨 785.5 2018 年上海产业能效指南 硅铁单位产品冶炼电耗 千瓦时 / 吨 8800 8500 8300 8500 全国工业能效指南（2014 年版） 电炉锰铁单位产品冶炼电耗 千瓦时 / 吨 2700 2600 2300 全国工业能效指南（2014 年版） 石墨电极-普通功率单位产品电耗 千瓦时 / 吨 6783 6051 5807 全国工业能效指南（2014 年版） 水泥熟料可比熟料综合电耗 千瓦时 / 吨 64 60 56 62 全国工业能效指南（2014 年版） 水泥（无外购熟料）可比水泥综合电耗 千瓦时 / 吨 90 88 85 90 全国工业能效指南（2014 年版） 水泥（外购熟料）可比水泥综合电耗 千瓦时 / 吨 40 36 32 45.26 全国工业能效指南（2014 年版） 电解铝-铝液交流电耗 千瓦时 / 吨 13700 12750 12600 13340 全国工业能效指南（2014 年版） 电解铝-铝液综合交流电耗 千瓦时 / 吨 14050 13150 12650 13458 全国工业能效指南（2014 年版） 电解铝-铝锭综合交流电耗 千瓦时 / 吨 14400 13200 13100 13720 全国工业能效指南（2014 年版） 资料来源：光大证券研究所根据 2018 年上海产业能效指南、全国工业能效指南（2014 年版）整理 进一步分析，假设 1041 亿千瓦时电力用于单个行业的能量消耗中，按行业平均 值计算，对应电解铝/水泥/钢产量分别为 758 万吨/11.5 亿吨/1.35 亿吨。 当然需要指出的是，每年消纳责任权重指标都是在增长的，可再生能源消纳难度 实际是在增加的，我们采用的是 2020 年的数据进行测算仅作为参考，而且仅考 虑能耗总量，未考虑能耗强度，后者也是非常重要的考核指标，但不可否认该政 策有助于减轻能耗总量约束压力，同时推动可再生能源的装机及消纳。 因此，绿电不仅能缓解地方及企业的指标压力、有效降低能耗，同时为生产所需 的电能带来补充，故需求量大幅攀升。 （3）平价项目“证电合一”与“证电分离”尚存在分歧，需要突破物理限制。 绿电的好处是显而易见的：兼顾分担补贴压力和促进企业清洁用电，把清洁能源 发电企业的发电额度转化成绿电证明，清洁能源企业可以对外售卖，既可以保证 清洁能源企业收回部分补贴，又能使得需要绿电的企业获得绿电凭证，即补贴绿 证。 2017 年绿证制度实施之初，核发对象主要包括获得国家财政补贴资格的风电、 光伏发电项目，2021 年 5 月 25 日，信息中心正式启动了平价绿证核发工作。 中国绿证实现了与 RE100 等国际机构的互认，近两年，尤其是“3060”碳达 峰、碳中和目标提出后，绿证需求量持续提升。比利时带有绿证的电价比无绿证 的电价高出 1-2 欧分/千瓦时，德国则为 0.5-0.8 欧分/千瓦时，挪威则约 0.2-0.3 欧分/千瓦时。 平价项目绿电交易提出了“证电合一”，但尚需打破“物理限制”。本次绿电交 易将提供的绿色电力消费认证，建立全国统一的绿证制度，国家能源局组织国家 可再生能源信息管理中心，根据绿电交易试点需要，向北京电力交易中心、广州 电力交易中心批量核发绿证，电力交易中心依据绿电交易结算结果将绿证分配至 电力用户。“证电合一”，可激发绿电交易市场的积极性，提高溢价率；但西部 地区绿证相对富裕多为绿证的供给方，但其电力外输线路不足，存在物理限制。 所以“证电合一”尚存在分歧。实际上，绿电交易本身也需要输电线路充足，所 以其绿电实际交割需要一定的基础设施辅助。 敬请参阅最后一页特别声明 -12- 证券研究报告 电力设备新能源、环保 过去绿证出售主要用于对冲补贴拖欠的风险，因此绿证成交价格的上限为补贴金 额，考虑到一张绿证对应 1MWh，即：单张绿证的成交价格上限=（项目的风电 /光伏的标杆电价-当地脱硫煤标杆电价）*1000。 本次绿电的出售方主要以五大发电企业的平价项目为主，根据绿电交易发放绿电 证书，按照平价绿证价格 50 元每张计算，绿电溢价对标上限大概 5 分钱/度。 表 5：证电合一假设下不同项目绿电溢价计算 年份 2013 2015 2016 2017 2018 2019 2020 平价绿证 光伏标杆电价 类资源区（元/度） 0.9 0.8 0.65 0.55 0.5 0.4 0.35 类资源区（元/度） 0.95 0.88 0.75 0.65 0.6 0.45 0.4 类资源区（元/度） 1 0.95 0.85 0.75 0.7 0.55 0.49 年份 2009 2015 2016 2017 2018 2019 2020 平价绿证 陆上风电标杆电价 类资源区（元/度） 0.51 0.49 0.47 0.47 0.4 0.34 0.29 类资源区（元/度） 0.54 0.52 0.5 0.5 0.45 0.39 0.34 类资源区（元/度） 0.58 0.56 0.54 0.54 0.49 0.43 0.38 类资源区（元/度） 0.61 0.61 0.6 0.6 0.57 0.52 0.47 脱硫煤标杆电价 低价（元/度） 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 高价（元/度） 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 光伏绿证价格 高价（元/张） 700 650 550 450 400 250 190 低价（元/张） 500 400 250 150 100 0 0 风电绿证价格 高价（元/张） 310 310 300 300 270 220 170 低价（元/张） 110 90 70 70 0 0 0 平价绿证价格 （元/张） 50 绿电溢价（传导后） 高价（元/度） 0.7 0.65 0.55 0.45 0.4 0.25 0.19 0.05 低价（元/度） 0.11 0.09 0.07 0.07 0 0 0 0.05 资料来源：国家能源局、国家发改委，光大证券研究所测算 1.3、 制造成本持续降低，运营商享受盈利溢价 与传统发电方式相比，新能源发电成本持续处于下降通道。随着技术进步等因素， 绿电的成本优势将持续增强，加速对于传统能源发电的替代。 2010-2020 年期间，风光发电成本均大幅降低。其中光伏度电成本下降 85%， 陆风度电成本下降 56%，海风度电成本下降 48%。根据 IRENA 数据，2010-2020 年，光伏的度电成本由2010年的0.381美元迅速降至2020年的0.057美元（注： 以 2021 年 10 月 7 日汇率计算，为 0.37 元人民币/度，下同），降幅高达 85%； 陆风的度电成本由 2010 年的0.089 美元降至 2020 年的0.039 美元（0.25 元人 民币/度），降幅达到 56%；海风的度电成本由 2010 年的 0.162 美元降至 2020 年的 0.084 美元（0.54 元人民币/度），降幅达到 48%