幼兒教育方法描述：：心心相印o： 中國電建(SH601669)川能動力(SZ000155)粵電力A(SZ000539) 2022 年初至今，港股新能源電力運營商股價收益率均為負值。年初至 2022 年 11 月 1 日，恒生指數收益率為-33.6%，滬深 300 指數收益率為-26.1%。港股只有華 電國際電力股份、協合新能源的收益率超過了恒生指數的收益率，A 股中我們統 計的幾家火電轉型新能源公司的收益率均超過滬深 300 指數。 其中，港股純正新能源運營公司：信義能源、龍源電力、新天綠色能源、中廣核 新能源、大唐新能源收益率分別為-52.3%、-50.8%、-53.1%、-74.3%、-45.0%； 港股火電轉型新能源公司：華潤電力、華能國際電力股份、中國電力、華電國際 電力股份、大唐發電收益率分別為-56.4%、-49.7%、-54.7%、-27.6%、-45.1%； 港股非電力央國企運營商公司：協合新能源、水發興業能源、港華智慧能源、京 能清潔能源收益率分別為-25.4%、-59.8%、-56.5%、-42.0%； A 股火電轉型新能源公司：華能國際、華電國際、大唐發電、申能股份、浙能電 力、皖能電力收益率分別為-24.7%、9.9%、-11.7%、-23.3%、-15.3%和-13.7%。 2.1、雙碳目標下電力需求呈快速上升態勢 由于經濟增長對能源需求的不斷提升，我國二氧化碳排放量位于世界前列，占全 球碳排放的比重接近 30%，減排任務較重。目前，我國的能源結構仍然以化石能 源為主，根據中國電力企業聯合會消息，能源燃燒占我國全部二氧化碳排放的 88% 左右，電力行業排放則占約 41%。電力行業不僅要加快清潔能源開發利用，推動 行業自身的碳減排，還要助力全社會能源消費方式升級，支撐鋼鐵、化工、建材 等重點行業提高能源利用效率，滿足全社會實現更高水平電氣化要求。實現“雙 碳”目標，能源是主戰場，電力是主力軍，大力發展風光發電是關鍵。 與發達國家相比，我國電氣化進程總體處于中期中級階段，全社會正在迎來新一 輪再電氣化機遇。根據中電聯統計，2020 年，全國電能占終端能源消費比重約 26.5%，當前中國電氣化進程總體處于電氣化中期中級階段，與日本、美國、法國 等發達國家所處的電氣化中期高級階段相比，仍然存在差距。中電聯在《中國電 氣化年度發展報告 2021》中提出，電氣化加速情景下，我國電能占終端能源消費 比重或將在 2030 年、2060 年分別提高到 35.7%、66.4%，新能源電量滲透率或將 在 2030 年、2060 年分別達到 27.4%、60.3%。 2.2、電力供應緊張或成為中長期常態 2021 年，“計劃電+市場煤”矛盾激化，火電行業陷入成本倒掛和全線虧損狀態。 2021 年，我國疫情整體得到控制，國民經濟持續恢復，帶動全社會用電量實現 10.7%左右的增長，全社會用電量年度凈增量達到 802 億千瓦時，遠高于“十三五” 期間的最高水平 540 億千瓦時。需求側工業生產快速恢復，冬季寒潮、夏季持續 高溫天氣帶動負荷快速增長，供給側能耗雙控、煤炭價格上漲、來水偏枯等多重 因素疊加，制約了電力的供應能力。 2021 年在供需兩端綜合因素共同作用下，全 年電力供需整體偏緊，近 20 個省級電網陸續采取了有序用電措施。其中，9 月“計 劃電+市場煤”矛盾激化，火電行業陷入成本倒掛發電、全線虧損的狀態。大唐國 際、北京國電電力、京能電力、華能集團華北分公司等 11 家燃煤發電企業甚至聯 名上書請求重新簽訂北京地區電力直接交易 2021 年 10—12 月的年度長協合同。 經過各方兩個月的共同努力，2021 年 11 月 7 日起至年底，煤炭供應緊張局面得 到有效緩解，回顧這場能源保供戰，煤電企業在關鍵時刻扛起了電熱保供的政治 責任、社會責任，在“發得多虧得多”的前提下，煤機利用小時創出近年來新高， 達到 4568 小時，比上年提高 263 小時，為全社會貢獻了 60%的電量。 今年，多省電力供應緊張再度來襲，供需矛盾再度顯現。2022 年，我國多地出現 極端性高溫疊加西南水電大省來水嚴重偏枯，導致用電負荷增加，部分地區啟動 有序用電措施。根據中電聯最新統計，7-8 月，我國出現了近幾十年來持續時間 最長、影響范圍最廣的極端高溫天氣，疊加經濟恢復增長，拉動用電負荷快速增 長，全國有 21 個省級電網用電負荷創新高，華東、華中區域電力保供形勢嚴峻， 浙江、江蘇、安徽、四川、重慶、湖北等地區電力供需形勢尤為緊張。 “十四五”期間，電力需求和負荷將保持增長，新能源持續上量帶來的出力不穩 定和可再生能源的供電能力不足，都將導致部分地區電力缺口持續存在，供需緊 張形勢或將貫穿未來幾年電力行業發展。2021 年，全國最高用電負荷達到 11.92 億千瓦，同比增長 10.8%；根據中電聯《中國電力行業年度發展報告 2022》預測， 到 2025 年全國全社會用電最大負荷為 16.3 億千瓦，較 2021 年新增 4.4 億千瓦。 電力需求和負荷將保持增長，新能源持續上量帶來的出力不穩定和供電能力不足， 都將導致如遇到極熱極寒天氣、來水顯著減少、電網發生事故等，會再次引發電 力供應緊張情況，對我國經濟發展極為不利。根據電規總院 2022 年 8 月預測，結 合當前電源、電網工程、投產進度，預計 2022 年安徽、湖南、江西、重慶、貴州 等 5 個地區負荷高峰時段電力供需緊張；2023 年、2024 年電力供需緊張地區將分 別增加至 6 個和 7 個。 2.3、傳統能源供給不足是核心矛盾 “十三五”期間，火電裝機量增速和利用小時數雙降，國家要求限制煤電規模、 嚴控新增產能。由于火電電源建設所能夠帶來的巨大一次性 GDP 增量，“十二五” 期間，各地紛紛投產建設火電廠，這就導致當時火電新增裝機一直保持著高個位 數的增速，“十二五”末期，全國煤電裝機量達到 9 億千瓦左右，占裝機總量的比 重達到 59%。而《我國電力發展“十三五”規劃》則提出在“十三五”期間將煤 電裝機容量控制在 11 億千瓦，占比控制在 55%以內。 于是，煤電裝機平均增速從 “十二五”期間的 13%直線下降到“十三五”期間的 7%，同時，全社會用電量增 長相對“十二五”也略顯乏力，增速由 11%下降至 6%。另外一方面，由于鼓勵可 再生能源發展，這部分新增電源都可以優先上網，進一步擠占了火電的市場份額。 當電源裝機量不斷高歌猛進，新能源裝機優先上網，而電力需求卻相對疲弱的情 況下，火電利用小時數無疑會持續走低。 2016 年實施供給側結構性改革以來，煤炭供需形勢扭轉，電煤價格一路攀升，煤 炭行業留下來“十三五”期間去產能的后遺癥。2009 年至今我國煤炭行業共經歷 兩輪周期共四個階段，分別為“四萬億”刺激期（2009-2011 年）、產能過剩期 （2012-2015 年）、供給側改革期（2016-2018 年）和環保安全政策期（2019-2020 年），其中，在化解煤炭過剩產能過程中，五年來共退出煤炭產能 10 億噸，煤礦 數量減少 5500 處。改革的“后遺癥”表現為產區集中、運距變長、量缺價漲等。 疊加 2021 年經濟修復和極端天氣帶來的用煤用電需求驟升、水電出力減少、以及 供給側的多重限制（如安全監管、超產懲罰、進口煤減少等），煤炭市場供需錯配， 價格攀升高位后震蕩。 火電、煤炭供給不足疊加我國電價機制始終未理順，企業投資火電建設意愿逐步 降低，火電對電力系統的托底保障能力減弱。煤企大賺、電企大虧的問題本質是 出在電價機制沒有理順。電廠買煤賣電，是典型的“中間商”，本可以將成本順利 地疏導出去，但我國電力市場改革和電價機制始終呈現半計劃管理模式，從機制 上就無法全部疏導成本。 電力供需偏松的“十三五”期間，發電企業單方面讓利 制造業，2019 年 10 月國家發改委相關指導意見提出，將現行燃煤發電標桿上網 電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，基準價按當地現行燃煤發 電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過 10%、下浮原則上不超過 15%， 且 2020 年暫不上浮，確保工商業平均電價只降不升。在以上多種因素的作用下， 2016-2019 年國內火電投資逐年走低，年投資額從 2015 年的 1396 億元下降到 2020 年的 553 億元。2021 年，全國新增投產煤電裝機 2803 萬千瓦，是 15 年以來的最 低水平，煤電建設積極性不高，導致托底保障能力減弱。 供需矛盾下，火電轉型新能源公司的現金奶牛優勢不再。2021 年，華能國際、華 潤電力和中國電力的單位燃料成本分別為 316.36、305.8 和 277.8 元/兆瓦時，同比 分別增長 51%、60%和 41%。為了緩解企業壓力，2021 年 10 月我國放開煤電電 價上浮 20%的限制，多數省份的年度及月度競價結果頂格上浮 20%。但是 2022 年以來，動力煤價格仍在高位震蕩，各公司燃料成本仍然承壓。2022 年上半年， 華能國際、華潤電力和中國電力的單位燃料成本分別為 376.7、337.0 和 331.6 元/ 兆瓦時。 2.4、火電兼具保供價值和調控價值 中短期的保供價值。 煤電的“量力兼備，不懼天氣”的特點，可以補上新能源發電 “有量無力”、“靠天吃飯”的短板。在風光等新能源出力水平較低的情況下，火電 是承擔電力保供壓力的主力電源。2021 年前十個月，煤電以不到一半的裝機，完 成了近六成的發電量，支撐了超過七成的高峰負荷需求。與水電、核電相比，火 電具有建設周期相對較短、資源空間更大、穩定性較強的特點。 長期的調控價值。電力系統的靈活性提升可以從多個點切入，包括電源側、電網 側、用戶需求側以及儲能。與抽水蓄能、新型儲能、需求側響應相比，火電靈活 性具有改造費用低、周期短、技術成熟、效果良好等特點，改造成本可參考表 1。 完成靈活性改造的火電機組，可以有效支撐新能源發展，提升新能源的消納能力。 新能源保證容量系數較低，而儲能成本較高，煤電在未來很長一段時間內仍將是 最重要的調峰電源。我們認為，煤電轉型過程中必須要找準定位，處理好短期和長期的關系，實現平 穩過渡。從煤電定位來看，煤電在近中短期仍然是保障電力供應穩定的主體電源。 長期則是優秀的調節性電源。 3.1、繼續看好火電價值重估 3.1.1、成本改善 中短期內，煤炭“壓艙石”定位不變。2023-2025 年隨著需求趨于穩定和供給有 序釋放，煤炭價格將緩慢下降。我們認為，隨著供需結構的調整，煤炭行業約在 2-3 年形成一個周期并有所輪動。2021 -2022 年，在需求旺盛和供給受限的背景下， 煤炭價格攀至新高并將維持相對高位；2023-2025 年在需求逐步趨于穩定和供給 有序釋放的背景下，煤炭價格將緩慢下行；2035 年后，煤炭消費量及占一次能源 消費的比重將加速下降，行業將隨之進入長下行周期。 毋庸置疑國家管控電煤價格的決心，當前電煤價格管控效果出現邊際改善。2022 年 3 月發改委發文進一步規范電煤長協價格形成機制，要求電煤中長期合同覆蓋 率達到 100%，相關部門在 2022 年 4 月1、5 月2、6 月3前后均發布了嚴厲管控電煤價格的政策和措施。7 月 1 日，國家發改委召開 2022 年電煤中長期合同換簽補簽 視頻會議，會議指出全國在價格區間內的長協量占總量 76%。會議明確了換改簽 工作完成時限，并要求上報至國務院，明確了簽約率要求、簽約屬約監管和懲罰機制。 8 月 5 日，國家市場監督管理總局發布消息稱將組織 3 個調查組分別赴山西、內蒙古、 陜西開展調查，進一步加強電煤價格監管，明確法律紅線，規范電煤價格秩序。 10 月 19 日，國家發改委發布《國家發展改革委研究依法對煤炭價格實行干預措 施》，提出將研究依法對煤炭價格實行干預措施，促進煤炭價格回歸合理區間。2022 年電煤保供穩價工作持續推進，火電企業成本壓力正在逐步緩解，我們認為，當 前三個百分百比例執行情況確有改善，國家管控電煤價格效果初顯。 火電公司三季度盈利改善幅度略低于市場預期，符合我們的預期。從目前火電公 司已公布的 2022 年三季報來看，火電公司盈利分化較大：（1）環比好轉：華能國 際單季度實現歸母凈利潤-9.3 億元，環比減虧；國電電力單季度實現歸母凈利潤 27.4 億元，環比+114%；（2）環比惡化：大唐發電單季度實現歸母凈利潤-6.4 億 元，環比轉虧。我們認為，迎峰度夏期間，公司應國家要求采購高價煤滿足極端 天氣下的用電需求，對三季度成本影響較大；此外，煤炭中長協三個百分百比例 落實情況需要時間，政策出臺時正執三季度初期，落實的效果更多反映在火電央 企 9 月經營情況。我們對四季度和明年全年持相對樂觀態度。 高庫存反映企業已在為冬季電力保供和供暖做準備，為緩解煤價壓力帶來一定可 能性。截止到 11 月 10 日，沿海 8 省和內陸 17 省日耗（七日移動平均）分別為 173.04 萬噸和 334.7 萬噸，同比分別變化-0.7%/7.1%，而沿海 8 省和內陸 17 省庫 存分別為 3158.4 萬噸/8290.2 萬噸，同比分別上漲 15.1%/29.7%，沿海 8 省和內陸 17 省可用天數分別為 18.7 和 24.3 天，同比分別上漲 15.4%/19.1%。 3.1.2、收入增長 解決中長期電力供應緊張的問題，切入點是理順機制，提高火電存量機組盈利能 力和增量機組投資積極性。從火電保供價值的角度來看，中短期內火電的存量和 增量機組需要更多電價政策以及成本控制政策的繼續貫徹。從火電調控價值的角 度看，隨著新能源比例上升，長周期內火電利用小時數下降是趨勢，因此從機制 上理順存量和增量機組穩定收益，是提高火電建設積極性的必然選擇。 電價回歸市場化，市場化交易量擴大，均屬于 2009 年電改以來的實質性突破。 2021 年 10 月 8 日國常會提出改革完善煤電價格市場化形成機制，10 月 11 日 國家發改委印發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，提出燃 煤發電量原則上全部進入市場，浮動范圍擴大至正負 20%，高耗能行業電價不受 限制。考慮到 2021 年交易電價較基準價格下浮，2022 年電價實際同比漲幅超過 20%。未來，在電力供需持續趨緊背景下，電價再次大幅回落的概率較低。 部分高耗能企業取消電價優惠，現貨市場取消限價政策，省份探索擴大市場化交 易電價的上下浮動范圍，中電聯建議調整煤電基準價等，均釋放良好信號。2021 年下半年以來我國著手梳理不合理的電價優惠，與此前的電解鋁、新能源相比， 內蒙古政策更具突破性，取消范圍已經延伸到“戰略性新興產業”，不再給予特定 行業特殊照顧，將決定權還給市場。2022 年 8 月 1 日，廣東省電力交易中心發 布《關于暫緩執行價格限值相關條款的通知》，暫緩執行分類型設置現貨電能量報 價上限和二級價格限值條款。 此前，廣東省根據煤炭價格指數限制現貨報價，而 二級價格限值為 694.5 元/兆瓦時。放開限價首日，燃煤日前均價上升至 867.5 元 /MWh，燃氣日前均價上升至 880.3 元/MWh，日前最高成交價高達 1122.8 元 /MWh。11 月 12 日，吉林省發布《新能源和可再生能源發展“十四五”規劃》提 出，按照國家要求，擴大市場交易電價的上下浮動范圍，制定出臺節假日短期交 易等多類型交易品種，為省內企業在市場獲得綠電的同時節約用電成本。11 月 15 日，廣東省發布《關于 2023 年電力市場交易有關事項的通知》，提出可按“固定 價格+聯動價格+浮動費用”模式簽訂零售合同，浮動費用上限 2 分/千瓦時。 10 月 25 日，中電聯在《2022 年三季度全國電力供需形勢分析預測報告》提出，對 電價上浮后仍與煤價水平錯位的地區，考慮重新核定基準價，為其探索建立容量 成本回收機制。11 月 8 日，中國電力企業聯合會提出建議完善煤電基準價聯動機 制，有序將全國平均煤電基準價調整到 0.4335 元/千瓦時的水平。 我們認為，2023 年及“十四五”期間，鼓勵火電企業發展、解決存量機組盈利能 力和增量機組投資積極性的方案或將出現以下幾種： 鼓勵融資：例如，國家進行發債融資并承擔相應利息。8 月 24 日，國常會指出， 再次增發農資補貼和支持發電企業發債融資，支持中央發電企業等發行 2000 億元 債券。我們認為，部分電力央企會在這部分權益債券中以較低的利息成本拿到較 大的融資體量。 部分省份酌情調節浮動電價：雖然火電裝機已經全部進入電力市場交易，但有火 電價格仍然存在 20%的上浮限制，在煤價高企的情況下，各省將因地制宜調節電 價限制幅度，例如經濟承受較好的省份或將會把 20%提高至 25%甚至 30%，在十 四五期間的后幾年，煤電的市場化交易價格區間將會有一定程度的浮動調整，來 解決煤價上漲帶來的體量問題。例如，11 月 12 日，吉林省發布《新能源和可再 生能源發展“十四五”規劃》提出，按照國家要求，擴大市場交易電價的上下浮 動范圍，制定出臺節假日短期交易等多類型交易品種，為省內企業在市場獲得綠 電的同時節約用電成本。 部分地區出臺針對火電的容量電價政策：目前關于火電容量電價的爭議較多，由 于容量電價更適用于調控電源，更多是發電品種作為電網的備用，所以需要給予 一定的固定成本補償，即產生了容量電價。雖然目前火電仍是國家的主導電源， 針對全體機組出臺容量電價的可能性或許較低，但對于新增的火電機組，尤其是 對配套大基地或風光項目建設的火電機組單獨出臺容量電價政策，則具備較強實 現的可能性。此外，從中長周期的維度來看，各省終將根據《兩個細則》文件出 臺對于調峰調頻電源品種的補償機制，其中關于火電的容量電價勢在必行。 輔助服務政策的完善： 輔助服務的調峰調頻補償機制是火電疏導由于減少發電量造成額外成本和損失的 方式。國家從 2017 年開始推行靈活性改造，但由于補償政策和成本疏導方式不夠 完善，改造進度不及預期，根據中國能源報，“十三五”期間我國煤電靈活性改造 目標為 2.2 億千瓦，實際落地或還不到 6000 萬千瓦。2021 年 11 月《關于開展全 國煤電機組改造升級的通知》明確，“十四五”期間我國將完成存量煤電機組靈活 性改造 2 億千瓦。 “十三五”期間，東北在靈活性改造方面做得較好，主要因為其深調峰服務的補 償機制完善，第二檔調峰電價補貼達到 0.8 元/度，相較煤炭標桿基準電價價差較 大，企業有動力去操作。“十四五”期間，各個地方的輔助服務市場正在逐步建立 起來，南網、華東、西北的深調峰價格標準正在提高，對火電的靈活性改造有所 推動。根據我們簡單測算，火電不發電損失的機會收益（即標桿上網電價扣掉發 電成本）在 0.1-0.15 元/度電左右，疊加火電靈活性改造成本為 0.05-0.06 元/度電 （200-300 元/千瓦），如果深調峰的標準能夠高于 0.2 元，火電去參與深調峰的輔 助服務即具備較高的積極性。 3.1.3、增量邏輯 目前，政策對火電態度出現轉變，火電建設和審批環節均在大幅提速。2022年3月《政府工作報告》中提出，確保能源供應，立足資源稟賦，堅持先立后破、通盤謀劃，推進能源低碳轉型。3月24日召開的2022年經濟形勢與電力發展分析預測會上，中電聯與國家電網的專家表示，在“雙碳”目標下需要正確認識煤電的價值，要適度發展支柱性電源，保障轉型期電力供應。8 月，電規總院發布《未來三年電力供需形勢分析》提出在保證安全的前提下，加快推進明確煤電建設，保障未來三年1.4億千瓦煤電按期投產，同時盡快新增規劃煤電項目落實，適時新增規劃一批電源儲備項目，夯實托底保供基礎，壓實電力供應保障的基本盤。 我們認為，目前火電建設比較明確的方向有兩個：一是中東部缺電的省份，根據 電規院研究反饋，在煤電沒有大量新增的情況下，還有部分省份的電力供需是偏 緊的，例如江西、湖南、安徽、重慶、貴州和廣東等，尤其在華中等地，所以這 幾個省份會加大火電的投資建設。二是西北地區，目前的能源保供和外送對特高 壓建設寄予厚望，而大基地的建設需要配建煤電或儲能來保證常規特高壓輸電的 穩定，所以西北地區和大基地分布較多的其他地區對配建的火電電源要求較高。 3.2、綠電否極泰來 3.2.1、盈利的穩定性 新能源發電項目收益穩定，商業模式優秀，資產可用期長。新能源電力運營公司 與電網企業為每個項目簽訂長期固定電價收購合約，合約時長一般不少于 20 年。 新能源發電項目所在地區的利用小時數也相對穩定，所以項目的發電量和發電收 益比較穩定，基本不受宏觀環境影響。另外，平價時代下，隨著各類技術不斷地 迭代和降本增效，以及智慧化技術的應用推廣，一方面，新能源發電項目的質量 將繼續提升，另一方面，運營商對資產的要求和相互競爭的意識正在提高，公司 更加注重電站運營的品質建設和資產質量，無論是自建項目還是收購其他項目， 新能源電站的品質都在不斷提高，資產可用期更有保障。 新能源發電項目無燃料成本波動風險，營運及維護開支一般較傳統能源低。對于 燃煤、燃氣等非可再生能源來說，燃料成本通常為發電成本的最主要可變部分， 傳統能源發電項目存在巨大的盈利波動性，屬于周期性行業。而新能源發電并無 燃料成本波動風險，主要成本為折舊，其次是財務成本，雇員福利開支等，發電 量取決于風力、光照等自然條件，其商業模式類似水電，盈利的穩定性優于火電。隨著智能監測系統、無人機監控等技術的普及和應用，我們預計新能源發電項目 的營運及維護成本將一直維持低位，且有進一步壓縮的空間。 明年，較低的利用小時數基數，疊加同比 2021 年有所改善的裝機量增長，有望 帶來風電運營商業績的增長。2022 年，由于小風年影響風電利用小時數表現，疊 加 2021 年作為“十四五”開年，各公司新增裝機量增速有限，風電運營商的業績 增速表現相對一般。但反觀明年，較低的利用小時數基數，疊加同比 2021 年有所 改善的裝機量增長，會帶來風電運營商業績的增長。 以龍源電力 2022 年 Q3 業績 為例，三季度，公司實現營業收入 85.43 億元，同比增長 5.15%；實現歸母凈利 潤 10.20 億元，同比增長 93.1%；而 1-9 月，公司實現營業收入 302.16 億元，同 比增長 9.76%，實現歸母凈利潤 53.53 億元，同比減少 7.25%。三季度業績增長幅 度明顯，主要是因為去年三季度風速平平，今年同期的風速壓力較小，疊加風資 源情況良好，公司風電利用小時數表現較好，帶動三季度發電量同比增長 23.3%， 從而拉動 1-9 月發電量同比增長 14%。同理，在今年小風年的基數下，和龍源電 力已有 2GW+的裝機量增長（增速 10%），明年業績有望呈現較為確定的增長。 3.2.2、成本改善帶來的利潤空間 今年組件成本于運營商而言壓力很大，反觀明年，成本改善將釋放單項目的利潤， 也打開了后年公司利潤增長的想象空間。我們認為，2022 年底硅料產能或將達到 108.7 萬噸；產量或將達到 89 萬噸；而 2023 年底，國內硅料產能或將達到 227 萬噸，同比增長 108.8%；全年產量預計達到 162.7 萬噸，同比增長 82.2%。在產 能和產量的同比增速達到 108.8%和 82.2%的情況下，我們認為硅料價格松動是大 概率事件，硅料供應緊張環節將得到一定緩解，從今年四季度來看，硅料供應已 有明顯緩解，目前價格出現明顯滯漲，但是具體下跌時間和幅度要看各環節博弈。 另外，通威進軍組件行業等上游競爭格局變化也會利好下游運營商。通威憑借硅 料的高盈利進軍組件行業，將帶來組件行業競爭格局巨變，不排除未來其他組件 企業為保證市場份額，或持續壓低價格。因此預計明年硅料價格松動后, 降價的 利潤難以在制造環節留存，更大的比例將直接流向下游綠電運營商。略微松動的 組件價格（通常在 1.8-1.85 元）即可滿足部分運營商對光伏電站收益率的基本回 報，進而帶來裝機量的確定性提升，成本改善不僅會釋放單項目的利潤空間，也 會帶來由于裝機量如期增長而帶來后年公司利潤增長。硅料價格下行，是對電力 運營商基本面和股價的最大催化。 當前經濟環境下，我們可以期待下半年及十四五期間的新能源政策優惠。其中包 括，（1）稅收優惠：增值稅退返的進一步細化政策，以及其他稅費減免政策。2022 年 6 月 6 日，國家稅務總局發布《支持綠色發展稅費優惠政策指引》，在第四項“推 動低碳產業發展指引”中提出，風力、水力、光伏發電和核電產業稅費優惠包括 風力發電增值稅即征即退、水電站部分用地免征城鎮土地使用稅、分布式光伏發 電自發自用電量免收國家重大水利工程建設基金、分布式光伏發電自發自用電量 免收可再生能源電價附加、分布式光伏發電自發自用電量免收大中型水庫移民后 期扶持基金、分布式光伏發電自發自用電量免收農網還貸資金等，通過加大對太 陽能、風能、水能、核能等清潔能源開發利用的政策支持力度，為科學有序推動 如期實現碳達峰、碳中和目標和建設現代化經濟體系提供保障。 （2）電價方面的優惠政策：a）交易電價優惠政策方面：以新疆為例，2022 年 4 月新疆出臺完善本地區新能源價格機制方案，方案指出：平價上網的新能源企業 如果交易價格低于中長期交易的均價，會享受 0.262 元的差價補貼。b）綠電溢價 方面：9 月 29 日，國家發改委召開“經濟體制改革和擴大開放”專題新聞發布會， 其中指出截至目前，我國綠電交易成交電量已超 200 億千瓦時，核發綠證超 5000 萬張，折合電量超 500 億千瓦時。當前歐盟碳價格已經接近 80 歐元/噸，而我國 碳交易價格僅為 50 元/噸左右。目前，歐盟新版本碳關稅政策將間接排放納入征 收范圍，為了規避繳納歐盟碳關稅，對于出口剛需的企業，在無套利原則下，理 應可以接受綠電溢價。 此外，目前在能源雙控目標中，使用綠電是不占能源總量 消費。在可再生能源發展方面，國家能源局使用可再生能源的消納權重來引導風 光項目的發展，即各大電網公司必須承擔購買一定的綠電指標，企業未來也有動 力去購買綠電、支付溢價，以上相關政策制度的完善值得期待。 （3）其他，如：融資成本的優惠、國內外碳市場、綠電市場的聯動機制落地、集 團資產注入等政策紅利。 3.2.3、補貼等問題解決緩解現金流和資產負債表的壓力 新能源發電項目的補貼拖欠問題由來已久，目前國家已明確補貼總額和期限。 2012 年 6 月，財政部、國家發展改革委、國家能源局發布了第一批可再生能源電 價補助目錄，隨后的六年中，一共下發了七批可再生能源電價補助目錄，其中， 前四批項目申報時間較為正常，未出現明顯滯后；第五批開始出現滯后，從第六 批可再生能源電價附加資金補助目錄開始,可再生能源發電項目從并網到確定進 入目錄普遍滯后一年半以上。 2020 年，根據相關文件，國家后續不再發布可再生 能源電價附加補助目錄，由電網企業確定并定期公布符合條件的可再生能源發電 補貼項目清單，此前第一批至第七批補助目錄內的項目直接納入補貼清單。據不 完全統計，截止 2021 年底，納入補助目錄以及未納入補助目錄的補貼拖欠額或已 超過 4000 億元。2020 年 9 月，財政部、國家發改委、國家能源局三部門聯合下 發文件，明確風電、光伏、生物質發電項目全生命周期的合理利用小時數，用以確定財政補貼，超過部分可核發交易綠證，該政策減輕了政府的整體補貼負擔， 并有望降低補貼缺口峰值，更早完成填補補貼缺口。 中央政府性基金預算公布，歷史欠補或迎解決在即。3 月 24 日，財政部官網發 布《2022 年中央政府性基金支出預算表》，其中“其他政府性基金支出”的預算 數從 2021 年執行數 985 億元大幅增加至 4595.47 億元。經對比可以發現，2021 年 的預算表中“可再生能源電價附加收入安排的支出”等多項科目均未出現在 2022 年預算表中，這些科目或均被歸到 2022 年的“其他政府性基金支出”科目中。 而 2021 年預算表中的“可再生能源電價附加收入安排的支出”占劃歸科目合計 值比重的 92.95%，市場對“其他政府性基金支出”增量資金用于“可再生能源電 價附加收入安排的支出”抱有較大的期待。 補貼問題的解決有望增加行業再投資能力，改善公司歷史基本面。央國企集團公 司在資產負債率方面多受國資委管控和考核，部分上市電力企業在大力投資風光 建設時，也面臨資本開支的巨大壓力。補貼資金的回籠不僅可以緩解企業的現金 流壓力，發揮資金撬動作用，提升再投資能力；也可以還本付息降低杠桿，節省 財務費用支出，利好電站運營利潤率的提升。 三部委成立可再生能源結算公司，電網牽頭融資解決補貼缺口。8 月 11 日，中國 南方電網有限責任公司發布《關于成立廣州可再生能源發展結算服務有限公司的 通知》，通過南方電網本次發布的文件來看，由電網公司牽頭組織進行可再生能源 補貼缺口專項融資的解決方案已明確，并已經在逐步落地，符合我們的預期，由 于南方電網公司是按照《國家發展改革委 財政部 國務院國資委關于授權設立北 京、廣州可再生能源發展結算服務有限公司統籌解決可再生能源發電補貼問題的 復函》要求推進工作，我們預計國網公司或將也有該類動作，將有關結算服務公 司設立在北京。 （本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。） 7X24快訊： 【港股綠色電力板塊盤初拉升】港股綠色電力板塊盤初拉升，中廣核新能源漲超5%，信義能源、華電國際電力股份漲超3%。 信義能源(03868)： 智通財經APP獲悉，中泰國際發布研究報告稱，上調信義能源(03868)評級至“買入”，現價有吸引力，但下調2022-24年股東凈利潤預測2.8%/5.6%/2.5%，目標價由4.53港元下調至3.28港元，對應37.8%上升空間，目標2023年股息率達到5.9%。截至7月... 網頁鏈接 信仰與愛： 港股中國電力18，華電國際電力股份，華能國際電力股份，大唐發電，大唐新能源，龍源電力，信義能源全是10+。正規軍發力，說明邏輯受到認可。 7X24快訊： 【港股綠色電力板塊走低】港股綠色電力板塊走低，龍源電力跌近7%，中廣核新能源、華潤電力跌超5%，新特能源、信義能源跌近5%。 新能源投資參考： 2022年漸近尾聲，在全國用電偏緊背景下，各省2023年電力中長期交易相繼啟動，“電力保供”成為關鍵主題。 以陜西為例，2023年電力中長期市場化交易實施方案中提到“引導省內市場主體通過中長期市場簽約，鎖定全年發用電計劃基本盤，穩定價格預期，確保電價疏導到位，合同履約到位，保障電力供應”。 在具體的交易細則中，電力保供主要體現在： ①加大年度交易電量簽約比例，江蘇省2023年交易細則中，一類用戶/售電公司的年度交易電量簽約比例由60-75%提升至75%-85%。②中長期合同簽約電量基數由“前三年發/用電量”變更為“上一年度發/用電量”，伴隨經濟增長，各省發/用電量逐步提升。 同時，2023年各省有序推動綠電進入電力交易，以市場化方式促進消納。以山東省為例，鼓勵新能源場站高比例參與電力市場，簽訂市場交易合同的新能源場站在電網調峰困難時段優先消納。 廣東今年的月度交易成交均價基本保持高比例上浮，機構預計，廣東2023年年度長協電價較2022年有望提高，并有望帶動區域內火電公司盈利能力修復。 信義能源(03868)華電國際電力股份(01071)中廣核新能源(01811) 7X24快訊： 【港股綠色電力板塊走低】港股綠色電力板塊走低，大唐新能源跌超5%，信義能源漲近4%，華電國際電力股份、新特能源等跟跌。 信義能源(03868)： 中泰國際發研報指，截至7月底，信義能源(03868)僅完成170MW光伏發電項目并購。該行預計公司全年將完成約850MW并購容量，低于原先目標的1,000MW并購容量，因為現時開發成本較高。2022年累計裝機容量將同比增加約34.0%，但仍與2021年的36.0%增... 網頁鏈接 有連云： 2022年12月16日，港股光伏板塊下跌，信義能源跌2.95%，洛陽玻璃股份跌1.33%。 國盛證券在研報中表示，本周多晶硅料均價288元/kg，環比上周下降7元/kg，價格進一步下探。根據PVInfolink信息，本周多晶硅料價格均價288元/kg，環比上周下降7元/kg，降幅在2.4%左右，硅料價格進一步下探。此外，在硅料價格下降的情況下，硅片價格亦聯動下調。 數據顯示，2022年1-10月，我國光伏產業運行良好，技術水平持續提升，各環節產量再創新高。根據行業規范公告企業信息和行業協會測算，全國晶硅電池產量超過230GW(吉瓦)。 多晶硅環節，1—10月全國產量約 61萬噸，同比增長超過 49.3%。硅片環節，1—10月全國產量同比增長 40.7%。 電池環節，1—10月全國晶硅電池出口約 19GW , 同比增長 117.4% 。組件環節，1—10月全國晶硅組件出口約 132GW , 同比增長61% 。 （來源:界面AI） 聲明：本條內容由界面AI生成并授權使用，內容僅供參考，不構成投資建議。AI技術戰略支持為有連云。 信義能源(03868)： 信義能源 月報表 股份發行人的證券變動月報表 - 2022年11月 網頁鏈接 茴香小油條： 今日港股繼續上行，內房股領漲，綠電板塊表漲跌互現，新奧能源(02688) 領漲，漲幅6.52%，信義能源(03868) 漲幅6.49，水發興業能源(00750) ，中國電力分別漲幅2.27%，1.77%。 信義能源(03868)： 智通財經APP獲悉，光伏股早盤集體走高，截至發稿，信義能源(03868)漲9.33%，報2.46港元；協鑫新能源(00451)漲7.44%，報1.3港元；信義光能(00968)漲7.34%，報8.77港元；福萊特玻璃(06865)漲6.72%，報18.74港元；協合新能源(00182)漲4.55%... 網頁鏈接