顶层设计落地，绿电催化密集如何投资？lg...

1月6日，相关部门发布了《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》。近年来，国内经历了2次大范围用电紧张，政策对于煤电的态度也积极了一些，市场担心煤电对绿电的冲击。

本次《意见稿》明确，在新型电力系统构建中，煤电作为电力安全保障的“压舱石”，继续发挥基础电源作用，并重点围绕送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局，加速向调峰辅助电源转型。

2021年，我国全社会用电量为8.31万亿千瓦时，同比增长10.34%，2019-2021年年均复合增速为7.26%，随着人均收入总值和工业增加值增长，近年来我国全社会用电量稳步提升。“双碳”目标下，全社会用能增量将主要由绿电承担。

我国自2020年就明确了，2030年“碳达峰”与2060年“碳中和”的目标。而我国碳排放主要集中于电力及工业，煤炭导致的二氧化碳排放量约占总排放量约70%。因此控制化石能源总量，实施可再生能源替代，构建以绿电为主体的新型电力系统，成为实现碳达峰、碳中和的重点。

所以绿电的顶层设计和规划已经明确，存量替代+增量主力的情况下，绿电长期成长确定性强。落实到投资，当前从发电成本、装机量和电价弹性各个维度，绿电都有较高的投资价值。

绿电发电成本低，具备现实经济性

目前火电发电技术已经成熟，其发电成本几乎不存在下降空间，而风、光、水、核等绿电成本较低，且部分领域成本降低空间巨大，大规模应用具备现实经济性。

根据能源研究所的预测，到2025年，光伏当年新增装机发电成本(含税和合理收益率)将低于0.3元/千瓦时，在所有发电技术新增装机中，成本处于较低水平。同时光伏发电成本仍将保持快速下降，到2035、2050年新增光伏发电成本相比当前预计分别约下降50%、70%，达到约0.2元/千瓦时、0.13元/千瓦时。而2030年预计陆上风电发电成本将低于0.3元/千瓦时，2050年发电成本将低于0.23元/千瓦时。

最近市场上的一大热点，就是光伏产业链降价。2022 年年初至 11月，硅料供不应求，价格走高，导致上游成本居高不下，拖累光伏项目投产建设。但从 11 月开始，硅料产能释放，价格断崖式下跌，多晶硅致密料平均价格已由303元/kg的最高价，降至200元/kg以下，电池片和组件也形成了降价趋势。

来源：来源: PVinfoLink，广发证券

上游降价，最开心的当然是下游的电站，成本降低带动收益率提升。本身绿电的装机也是一种投资，当前组件价格下降约0.3元/W，对应光伏系统成本从4.2元/W下降至3.9元/W。

在首年接近1500小时利用小时数的假设下，经测算全投资IRR（内部收益率，就是在考虑了时间价值的情况下，使一项投资在未来产生的现金流量现值，刚好等于投资成本时的收益率）可以从5.6%升至6.3%。

所以2022年产业链价格太高，光伏集中式和大基地项目进度缓慢，2023有望迎来明显改善。光伏电站新装机项目量、收益率齐增，将最大受益。

能源转型趋势下，绿电装机量有保障

《2030年前碳达峰行动方案》中明确提出，到2025年非化石能源消费比重达到20%左右，到2030年非化石能源消费比重达到25%左右。“碳达峰、碳中和”下能源消费转向以新能源为主的非化石能源，风电、光伏、水电、核电等绿电长期发展空间不存在问题。

从装机量的角度看，2023年也可能是绿电，尤其是风电和光伏的大年。根据中国招投标公共服务平台的不完全统计，截至2022年9月，2022年风电累计招标量已经达到了84.5GW，全年累计招标量或超100GW。按照招标量以往年内与下年3:7的装机比例，其中有70%招标的风机将于2023年交付与并网，2023年将是风机交付与并网的大年。

新增风电招标量，来源：开源证券

光伏方面，央国企1-11月中旬累计为地面光伏电站项目开展了115GW组件招标，招标量同比增速达到了176%。仅一半左右可以在2022年内转化为组件采购和装机，剩余一半有望对2023年上半年的国内装机形成支撑，尤其是产业链降价后地面电站的装机有较大需求。

国内央国企地面电站组件招标量同比对比，来源：中金公司

另外2019年，中国核电行业经历了3年多的“零核准”状态结束。双碳背景下，电力十四五规划重提积极发展核电，2021-2025年核电装机规模复合增速将达到7.0%。中国核能行业协会预计我国自主三代核电将以每年6-8台的核准节奏陆续落地，预计在政策驱动下核电将重获较快增长。

电力市场化改革，带来绿电电价弹性

2019年我国提出2020年起燃煤发电标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制（基准价按当地燃煤发电标杆上网电价确定）。2021年10月我国要求有序放开全部燃煤发电电量上网电价，并将市场交易电价上下浮动范围由上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%。

2022年，我国要求加快建设全国统一电力市场体系。市场化价格将更加充分有效反映市场真实供需变化、电力企业成本变化。原材料价格上涨带来的成本上涨，将通过更高的电价传导到下游，成本压力得到缓解。

市场交易电量占全社会用电量比重，来源：中电联，东莞证券

以水电为例，西南省份装机较多，四川、云南两省份远超其他。当前时点看，这些地区市场化交易电价中枢持续抬升，进而带动参与市场化交易的水电公司平均售电价格提升。

云南省市场化交易电价 (元/千瓦时)，来源：天风证券

绿电ETF（159669）上市，聚焦清洁能源发电投资机遇

板块催化密集的情况下，绿电ETF（159669）即将在2023年1月11日重磅上市。绿电ETF跟踪的国证绿色电力指数，选取业务领域属于清洁能源发电，包括但不限于水力发电、光伏发电、风力发电、核能发电等的上市公司，组成指数成分股。与其它大部分新能源指数基金不同，绿电ETF聚焦的是下游电站，在上游成本降低的情况下相对更受益。指数前十大权重股，也是各细分发电领域龙头。

来源：Wind，截至2022年12月31日

2020年9月中国提出双碳目标以来，绿色电力产业在政策支持下蓬勃发展，绿电指数表现优异，指数的收益率显著高于沪深 300、上证指数等宽基指数。近一年，虽然大盘跌幅不小，但绿电指数的回撤幅度更小，体现出其在产业基本面向好支撑下更好的防御性。

数据来源：Wind；时间区间：2020年9月1日-2023年1月10日；风险提示：我国股市运作时间较短，指数过往业绩不代表未来表现

绿电指数归母净利润增速在2021年出现下滑，主要是煤炭价格高涨，导致其中的火转绿企业的火电机组亏损较大。但今年以来随着2月长协煤新政落地，有关部门对重点地区坑口煤中长期交易价格区间进行了明确的限制。

根据券商研究所估算，火电长协煤比例从2021年的约70%提升到目前的约80%，明年有望超90%，成本端大幅改善；叠加火电积极转型，绿色电力快速发展，绿电指数净利润增速逐季修复，三季度最新增速高达31.91%。

2022年以来指数归母净利润增速逐季提高，来源：国泰基金，Wind

截至2023年1月10日，绿电指数PE估值为30.3倍，位于历史93.04%分位，但较去年40倍的高点明显回落。未来随着火电业绩修复，以及绿电业绩稳健增长，指数估值有望进一步消化。短期海外加息的背景下，国内出口下行会对板块存在一些扰动，但全球低碳减排的趋势下，绿电依然是具备确定性的投资主线。看好绿电成长机遇的小伙伴，不妨关注绿电ETF（159669）的布局机会。

（来源:界面AI）

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