新能源发电将兼具更环保的属性和更完整的价值量

核心观点 ：2021年以来，电力市场改革锐进，延续并深化了电改9号文“管住中间、放开两头”的改革方向。随着电力市场改革的深入推进，电力的商品属性凸显，电价对成本的传导会更加顺畅。在全球碳中和的浪潮下，石化能源的碳税提高，电力也进入相对稀缺的阶段，风力和光伏等新能源发电将兼具更环保的属性和更完整的价值量。新能源电力运营商的投资机会值得关注。

● 12月市场回顾

12月全球股市震荡上行，月中受到美联储对加息的鹰派表态以及英国央行的意外加息影响，市场出现回调，但随着新冠药物和疫苗利好频出，以及Omicron病毒症状较轻，市场对疫情担忧消除，全球股市快速反弹。其中，此前受疫情影响严重的法国和德国领涨主要发达市场，分别上涨5.6%和4%。在紧缩预期下，中小型科技股跌幅较大，拖累纳指表现；而港股受到新的监管政策和全球流动性收紧影响表现持续低迷，资金撤出迹象明显。

国内方面，上证指数全月上涨2.2%。月初政治局会议和中央经济工作会议明确稳增长基调，权重股迎来阶段性行情。虽然央行降准、调降LPR释放宽松信号，但是市场对于明年财政发力效果和房地产信用时间的处置依然有所顾虑，叠加信贷数据未见好转，市场整体风险偏好并没有出现明显提升，整体表现平淡。本月国内市场表现较好是稳增长相关的基建地产产业链，元宇宙题材股。临近岁末，机构持仓集中的高景气行业赛道例如新能源、半导体，股价出现了明显回落，风格调仓或是主要原因。

分行业看，元宇宙概念拉动传媒板块大涨15.5%，领涨市场；在下乡补贴政策出台和地产悲观预期改善带动下，建材、轻工和家电板块都表现不俗，取得了10%左右的涨幅；公用事业受益于电价涨价落地以及煤电联动的政策利好也有不错表现，全月上涨9.6%；而煤炭板块本周在政策保价背景下上涨7.8%。跌幅榜上，受到市场对未来需求增速回落的担忧以及资金博弈影响，新能源产业链和传统汽车板块本月都表现不佳。其中，上游材料的有色板块明显回调，本月下跌7%，领跌A股；中下游的新能源板块、汽车以及基础化工板块也表现不佳，分别下跌6.8%、4%和1.6%。银行受到经济增速下行影响持续低迷。港股的表现和A股类似，公用事业、能源板块表现较好，而医药、可选消费回落。与A股不同的是，港股投资者对地产放松预期并不高，内房股走势与A股地产股有明显差异；而5G建设放缓导致电信服务行业大跌10.6%。主题方面，12月表现较好的主题机会集中在元宇宙、养殖、中药以及电力板块。整体来看，资金正在从高估值高机构持仓的板块流向有政策支撑带动景气度改善的低估值板块，年底市场风格切换的迹象明显，但持续性有待观察。

 ● 本期话题讨论：电力市场改革的投资机会探讨

今年以来，关于电力市场改革的政策频繁发布，资本市场的反应也较为强烈。本文主要尝试回答3个问题：为何电力市场改革在2021年锐进？电力市场改革的核心内容是什么？电力市场改革带来什么投资机会？

1、为何电力市场改革在2021年锐进？

以史为鉴

在讨论2021年之前首先回顾电力市场改革的历史，考察各个时期的背景和对策，以理解当下的政策脉络。

追溯至上个世纪80年代，改革开放初期，缺电严重。这个时期虽然久远，但研究起来非常有意义，因为今天的问题与当时有共通之处。1982年，全国年缺电500亿千瓦时，缺发电装机量1200万-1400万千瓦。微观的现象为拉闸限电严重，工厂“停三开四”。当时为何缺电？“六五”期间（1981－1985年）供电成本在不断提高，但为了支撑国民经济增长，平均销售电价反而比“一五”期间（1953—1957年）下降30%，导致电力行业缺乏发展动力。面对这个问题，电力市场迎来重大改革：1985年5月，国务院颁布《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，提出集资办电的思路，对集资新建的电力项目按还本付息的原则核定电价。把国家统一建设电力和统一电价的办法，改为鼓励地方、部门和企业投资建设电厂，并对部分电力实行多种电价的办法。集资办电直接形成了多元投资主体，电价改革则提供了投资激励。

时间来到90年代，电力供需基本平衡，国家需要降低电价、提高效率。1998年，《关于整顿电价秩序坚决制止乱加价乱收费行为的通知》，中国电价制度取消了自集资办电以来的双轨制，实现了定价权的上收，初步形成了“计划电量制加政府定价机制”的资源配置方式。同样在1998年，《关于深化电力工业体制改革有关问题意见》提出：打破垄断，政企分开，厂网分开，竞价上网。“打破垄断，政企分开”，国务院撤销电力部并组建国家电力公司，各省电力局也将现承担的行政管理职能移交给地方政府，五大电力集团成立并进行股份制改造。“厂网分开，竞价上网”，为了实现电网调度的公平、公正、公开和电厂之间的平等竞争，选择上海、浙江、山东和辽宁、吉林、黑龙江六省(直辖市)进行厂网分开、竞价上网的试点。

进入21世纪的第一个十年，我国已经不缺电了，甚至电力供给过剩，比如2004年发改委就出台了《关于坚决制止电站项目无序建设意见的紧急通知》，所以要进一步提高效率。2002年，《电力体制改革方案》下发，即具有里程碑意义的电改5号文，提出“打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，推进全国联网，厂网分开，竞价上网”的改革目标。这一时期，在发电环节推出了发电上网标杆电价，在输配环节初步核定了大部分省的输配电价，在销售环节相继出台差别电价和惩罚性电价、居民阶梯电价等政策。积极探索了电力市场化交易，相继开展了竞价上网、大用户与发电企业直接交易等方面的试点和探索。

2015年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》重磅出台，即电改9号文，指出了市场交易机制缺失、电价调整难以及时并合理反映用电成本、新能源开发利用面临困难等问题，并提出“管住中间、放开两头”的改革方向。2021年的电力市场改革，其实是2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》的延续。

纵观中国的电力市场改革的历史，可以得出三个结论：第一，改革进程并非一蹴而就，每个阶段都面临多个问题，难以清晰划分，但确实存在主要矛盾。第二，不同阶段面临不同的主要矛盾，电力市场的政策也因此不断变化。第三，虽然矛盾和政策在不断变化，但电力市场改革的最终目标一以贯之——让人民得到安全、稳定、充足、廉价的电力供应，同时避免社会资源浪费。

理解当下

然后回到2021年，为何电力市场改革锐进？短期看是因为煤荒缺电，长期看是因为碳中和的要求。

短期看是因为煤荒缺电。2021年1-9月全国发电量同比增长11%，两年平均增速6%，均低于全社会用电量的13%、7%。因此，9月以来，我国多省市陆续下发了关于有序用电甚至限电的通知。

中国目前的主力电源是煤电，2020年煤电发电量占比达65%，而煤电遭遇了电煤不足、煤价暴涨的问题。2021年10月20日，秦皇岛5500大卡动力煤价格一度涨到2592元/吨的高位，这个价格是2020年10月20日619元/吨的4.19倍、2019年10月21日577元/吨的4.49倍。然而，电价基本没有上涨。煤炭成本基本占到电厂收入的50%以上，成本剧增而收入基本不变，导致煤电公司全行业巨亏。以大型发电公司华能国际为例，其2020Q3单季度的毛利率为19.5%，2021Q3则骤降至-2.8%，2021Q3单季度亏损36.6亿元，而2020年全年的扣非净利润仅44亿元。

2020年中国发电装机与发电量结构

数据来源:国家统计局

动力煤价格与煤炭产能利用率

数据来源：wind

在国家的能源保供方针与举措之下，全国煤炭日产量在11月份达到近年来新高的1188万吨，煤价大幅回落，电煤库存也回到安全水平，冬春用电基本无虞。然而，这次煤荒缺电充分暴露了9号文提到的问题：市场交易机制缺失、电价调整难以及时并合理反映用电成本。煤价高企而电价不涨，电厂多发一度电就多亏一度电，已经到亏现金流的境地，若非央企国企积极承担社会责任、全力保供，从企业经营和经济规律来看是难以为继的。这次的缺电问题，暂时靠行政手段加班加点地解决了燃眉之急，那未来出现类似的问题呢？

引申到长期问题，在全球碳中和的浪潮下，需求侧用电不断增长，供给侧传统电源逐步退出、可再生能源电源复杂性高。我国在未来几年内都会面临电力相对短缺、用电成本上升的问题，因此必须推进电力市场改革。

先看需求侧，能源的需求端有电气化的趋势。2020年，中国的一次能源消费结构中，非化石能源占比约15.7%；而《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》提出：到2025年，非化石能源消费比重达到20%左右；到2060年，非化石能源占比提升至80%以上。根据国家能源局的《2020年能源工作指导意见》，电能占终端能源消费比重为27%左右。考虑到非化石能源基本需要靠发电后以电能的形式被终端消费，到2060年，电能消费占终端能源消费的比例会在90%以上。具体从产业来看，比如我国电炉炼钢占比不到10%，相比美国（62%）、欧盟（39%）、日本（22%）的还有较大的提升空间，能源消费以电力替代焦炭；再如我国新能源车的渗透率还不到20%，在电动车渗透率提高的过程中，能源消费以电力替代石油。

数据来源：国家能源局

再看供给侧，能源的供给端有绿电化的趋势。在全球碳中和的浪潮下，我国提出了“二氧化碳排放2030年前达到峰值，2060年前实现碳中和”的宏伟目标。2020 年，我国碳排放量约95亿吨，占全球总量的31%，要达成“双碳”目标，时间紧、任务重。

2020 年碳排放量前五国家历年排放量

数据来源：wind

电力行业是减碳的重要抓手。2021年前三季度电力行业共排放二氧化碳37.6亿吨，占二氧化碳排放总量的45%。未来电能消费占比提高，更要求发电绿色化。如前所述，目前我国的主力电源是煤电。我国是煤炭储量大国，自给自足的煤炭保障了我国的能源自主，一直以来提供着廉价而稳定的电力，功勋卓著；但煤炭的碳排放较高，以相同热值计算，煤炭产生二氧化碳的量大约是天然气的2倍。因此，煤电一方面是要控制量，严控规模、逐步退出主力地位；另一方面是涨价，全球碳税提高，煤电成本也随之提高。

欧盟碳价突破80欧元/吨

数据来源：ICE

绿电要逐步替代煤电。绿电虽然环保，却也有问题。我国未来大力发展的主要是风力发电和光伏发电。风光最大的问题是不稳定，发电小时数较煤电偏低，且波动极大，煤电则可灵活调节。2021年全国多省限电，但只有东北拉闸，主要原因即是东北区域风/光合计装机占比高达30%，发电最不稳定，以2021年夏季高峰期为例，东北3500万千瓦风电装机一度总出力只有3.4万千瓦。

数据来源：申万宏源

风光的不稳定特性，不仅要求大量的装机冗余，而且需要配套储能、火电灵活性改造、电网稳定元器件等等，因此发电成本必然上升。2020年，我国风光装机占比仅25%，未来随着风光占比的提高，电力调配平衡的难度、电网消纳的难度将不断提高。

我们再回到电改9号文提到的三个问题：市场交易机制缺失、电价调整难以及时并合理反映用电成本、新能源开发利用面临困难。我们把过去和未来做对比来看：

因为2021年是“过去”和“未来”的分界线，所以电力市场改革锐进。

另外，由于碳中和是国际浪潮，全球各国面临着与中国类似的问题，欧洲天然气价格和电价飙涨，印度电厂的燃煤库存一度不足3天……全球能源危机共振，2021年对全球而言也是一道分界线。受篇幅所限，此处不再赘述。

2、电力市场改革的核心内容是什么？

本文将通过一个文件和一个试点管窥本次电力市场改革的核心内容。一个文件即国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（1439号文），一个试点即山西电力现货市场改革试点。

1439号文的要点有3个：第一是燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，2020年煤电电量市场化比例约70%，这次全部进市场；第二是扩大市场交易电价浮动范围，从[-15%，+10%]扩大为±20%，范围更大以更高地传导成本，且高耗能企业的涨幅没有限制，体现节能的产业取向；第三是工商业用户全部进入电力市场，过去工商业用户可以在目录电价和市场电价自由切换，哪边便宜去哪边，这次目录电价全部取消。

因为煤电目前是我国的主力电量，1439号文做了煤电市场化，也就给全部电源的市场化打下基础。

1439号文为电力市场改革给出了原则，但电力市场具体怎么搞？山西电力市场给出了一个范本。

山西电力市场大体上分为中长期市场和现货市场两大部分。中长期市场，顾名思义，基本以年度、月度等协约为主，提前谈好明年、下个月的电力买卖。现货市场，主要是日前、日内、实时市场，一天细化到96个时刻的报价。

山西电力市场框架

中长期市场是主体，交易电量占比在90%-95% ，主要的用电量提前一年、提前一个月签好，心里踏实，从而保证发电用电的稳定，规避风险。不论是双边协商、集中竞价，还是挂牌的方式，基本是电厂和用户签好合约，相对容易理解。既然电量比较多，电价涨跌幅范围也不能太大，适用于1439号文的±20%的规定。

现货市场的交易电量占比不足10%，虽然量不大，但意义重大。一方面，现货市场可以补充中长期电量的缺漏，比如，用户提前签订了100万度电的中长期合约，但临时多出来1万度电的需求，就可以从现货市场购买，而空闲发电机组则可以通过现货市场增加收益。另一方面，现货市场起到价格发现的作用。1439号文规定电力现货价格不受±20%幅度限制，因此电力现货价格可以反映出极端的供求关系。比如，12:30-13:30一般是光伏发电高峰，但用户基本在吃饭或午休，所以是用电低谷，供大于求，期间的电力现货价格就会很低，甚至跌至0电价；18:00-19:00，太阳下山了，光伏不再发电，却是用电高峰，供小于求，期间的电力现货价格较高。通过电力现货市场的96点价格曲线，电厂能够了解到何时应该减少发电或储存电力，何时应该增加发电，获取更多的收益；而用户能够调整自身的用电习惯，节省电费。电力现货市场从供求两侧实现了资源配置的优化。

数据来源：电力现货市场

作为我国确定的首批8个电力现货市场建设试点之一，山西电力现货市场经历了新能源出力大幅震荡、夏高峰电力保供、2021年煤价持续高涨等重重困难，依然保持稳定运行，成为全国不间断运行时间最长的电力现货市场。而且，山西率先开展了中长期分时段交易，改变了原有的中长期合约“电量一口价+约定曲线”的交易方式。

3、电力市场改革带来什么投资机会？

新能源电站运营商的投资机会值得关注。

传统煤电运营商的业绩波动大，估值一直较低，究其原因，是由于成本端掣肘于煤炭，煤炭价格是市场化的，而且2016年以来煤炭供给侧改革使得煤价维持在高位；收入端的电价则是行政手段确定的，而且近年来电价不断降低以让利实体经济。总之，传统煤电运营商拿到的价值量是减小的（降电价），而且大部分价值量还倒手给煤炭了，因此ROE近年一直较低，估值也有折价。

而新能源电站运营商则不同，成本端不再随煤价波动，而是在项目投资时就已根据光伏/风电设备的价格而确定；收入端，项目投资时就已经确定保障消纳的电量，电价则主要依据燃煤发电基准价，煤电电价上涨后，绿电更具性价比，没有降价之虞，同时电力市场改革为绿电提供了1-3分钱的溢价。结果则是，新能源电站运营商收入是固定甚至逐步增加的，而付出的成本是固定的，随着光伏/风电设备制造产业链的技术升级，付出的成本成下降趋势，ROE在未来3-5年呈现稳中有升的趋势。

以某风电运营商龙头为例，过去风电项目的Equity IRR最低要求约为7%，而ROE基本在9%左右。成本端，2021年吊装的风机为2020年采购，投资成本约3300元/KW，而2021年采购的风机价格下降到2500元/KW，降幅为24%，将体现到2022年的项目造价；收入端，2021年已经进入平价上网时代，消纳电价都参照当地燃煤发电基准价（可能有1-3分钱的绿电溢价）。即使不算绿电溢价，这个过程中，项目的Equity IRR已经从原来的9%提升到13%。另外，光伏产业链虽然在2021年价格高企，但2022年硅料瓶颈解决后，或再现风电产业链的降本红利。

值得注意的是，我国新能源电站的投资主力军，依然会是以“五大四小”发电集团为首的煤电集团。诸多大型上市发电公司将立足煤电、转型新能源，这类公司的投资机会同样值得关注。一方面，煤电本身在碳达峰的阶段依然具有压舱石的战略意义，电力市场改革也给予了煤电更加稳定的盈利模式、未来潜在的辅助服务收益；另一方面，煤电与新能源相辅相成，煤电灵活性改造配套新能源，能够优化新能源电量的稳定性，而且煤电提供的现金流也可以支撑新能源电站投资的巨额资本开支。在未来市场化不断推进的趋势下，电力的商品属性和盈利稳定性逐渐加强，优秀的公司则有望脱颖而出，获取超过行业增速的超额回报！