2022 电力设备与新能源行业深度研究.docx

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1、正文目录1. 投资聚焦42. 电价上涨提振绿电运营商业绩52.1. 外盘高企和进口锐减支撑煤价52.2. 动力煤国家调控空间有限72.3. 多个外输电大省遭遇发用电增速剪刀差82.4. 电力市场化改革让电煤成本顺利传导82.5. 火电企业正处于盈亏平衡状态93. 新能源运营商乘市场化改革之风103.1. 交易风格变化对运营商冲击较弱103.2. 绿电交易已具备强政策基础123.3. 各省市绿电交易方兴未艾133.4. 绿电交易将充分展现绿电的环境价值143.5. 新能源建设是土双五规划投资主线153.6. 碳减排工具进一步降低绿电贷款成本183.7. 补贴拖欠不会再恶化基本面194. 推荐标的

2、：中国核电、太阳能204.1. 中国核电.加速向综念绿电运营商转型2142太阳能：光伏运维龙头企业265. 风险提示29图表目录图表1:2021年初以来秦皇岛动力煤价格（单住:元随）5图表2:2018-2021年我国每月动力煤进口量（单位:万吨）6图表3:2021年我国动力煤进口结构6图表4:俄罗斯动力煤价格.6图表5:从2021年初至今国内外动力煤价情况（单位:元/吨）7图表6:发改委对于各地动力原坑口价的指导区间7及2021年发用电和增速情况1翱徒：亿千瓦时）8图表8:江苏省市场化交易月度集中竞价电价（单位:元/MWh）9图表9:1OOOMW超超临界机组净利率敏感性分析（1）9图表10:1

3、OOOMW趣超临界机组净利率敏感性分析（2）10图表11:光伏行业个股基金持仓比例与2022年涨跌幅关系10图表12:风电行业个股基金持仓比例与2022年涨跌幅关系11图表13:锂电行业个股基金持仓比例与2022年涨跌幅关系11图表14:运营商赛道相对其他行业不拥挤12图表15:绿电交易已具备强政策基础12图表16:2021年中国绿电采购企业排行（GWh）13图表17:2022年企业绿电交易购买规划（GWh）13图表18:部分盾市首次绿电交易情况14图表19:2022年年度交易江苏、广东绿:电交易溢价超006元/kNh15图表20:各发电集团及旗下上市公司新能源十四五规划16图表21:各电力央

4、企上市公司十四五新能源装机规划（单位:万千瓦）17图表22:绿电运营商上市公司估值及财务情况（亿元）18图表23:部分运营商长期贷款和债券情况（单位:亿元）18图表24:我国主要银行2021年碳减排贷款情况（单位:亿元）19图表25:我国部分新能源运营商应收补贴情况（单位:亿元）20图表26:2015-2021年前三季度营业收入及增速21图表27:2015-2021年前三季度旧母净利润及增速21图表28:2015-2021年前三季度公司盈利能力情况22图表29:公司控费效果明显,加大研发投入22图表30:中国核电WANO指数和满分机组数量22图表31:公司核电机组利用小时数创新高22图表32:

5、2015-2020年公司每股现金分红和比例（单位:元/股）22图表33:公司市场化交易电量及比例（单位:亿kWh）23图表34:2021年公司核电机组高效运行24图表35:2021年公司核电机组高效运行25图表36:中国核电可比公司估值表26图表37:中国核电绝对估值表26图表38:2016-2021H1公司营收情况（单位:亿元）272021Hl归濯濠利就况M账位:亿元）27图表40:光伏发电CCER计算27图表41:公司各电站运营大区和项目公司电站装机规模（单住:MW）28图表42:公司营业收入预测（单位:百万元）28图表43:公司盈利预测与估值表.（臬位:百万元）29图表44:太阳能可比公

6、司估值表291.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一光伏、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

7、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杨牝敢场做紫新的敷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

8、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%O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

9、。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1:202、年初以来秦皇岛动力煤价格（单位:元/吨）来源：Wind,国联证券研究所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

10、国电煤消耗总量的12%o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年我国每月动力原进口量(单位:万吨)2018201920202021来源：Wind,国联证券研究所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(Q5500)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36.84其他来源：百川孚盈，国联证券研究所来源：Wind,国联证券研究所 我国动力柒

11、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

12、动力煤价情况（单位:元/吨）纽卡斯尔NEWC动力煤现货价理查德RB动力煤现货价欧洲ARA港动力煤现货价市场价：动力煤（Q5500,山西产）：秦皇岛广州港：库提价：印尼煤（Q5500）3,00012,5002,0001,5001,000500来源：Wind,国联证券研究所注：价格数据我至2022年2月16日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

13、-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1地区热值价格合理区间（元/吨）1山西5500千卡370-570陕西550

14、0千卡320-520蒙西5500千卡260-460蒙东3500千卡200-300来源：国家发改委，国联证券研究所注：动力爆价格含税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%、2L33%、 2226%、 27.13%o2.3 .多个外输电大省遭遇发用电增速剪刀差但在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）省份2020202120202021用电增速发电增速外输宁夏1038.21158.01882.42007.411.54g!6.640;42.31忸云南2025.72138.33674.43434.35.568?-6.54g37.740；内蒙古快2.44Ks33.