（报告出品方/分析师：申万宏源证券 刘晓宁 查浩 王璐 邹佩轩）
1. 能源双控政策持续加码，发展方式转型仍在路上1.1 起源：十三五能源双控加码、完成情况不尽人意
党的十八届五中全会首提实行能源消耗总量和强度“双控”行动。
“十一五”“十二五”期间，我国把单位GDP能耗降低作为约束性指标对节能减排进行推进。
在此期间，我国节能工作取得重要进展，经济结构不断优化、能效水平大幅提升，但与此同时能源消费总量却大幅增长，导致能源安全受到挑战，生态环境持续恶化。
对此，我国在党的十八届五中全会上提出实行能源消耗总量和强度“双控”行动，即在控制能耗强度的基础上，坚决控制能源消费总量，并按省、自治区、直辖市行政区域设定能源消费总量和强度控制目标，对各级地方政府进行监督考核，对重点用能单位分解能耗双控目标，开展目标责任评价考核，推动重点用能单位加强节能管理。
能源消耗总量和强度“双控”持续加码。
2015年，中共十八届党中全会首次将能耗管控从监测单位GDP能耗修改为“降低能源消耗总量和强度‘双控’行动”，随后2016年，“十三五”规划《建议》说明中对实行能源和水资源消耗、建设用地等总量和强度“双控”行动进行了重点说明。
2017年，《“十三五”节能减排综合性工作方案》，明确要求到2020年单位GDP能耗比2015 年降低15%，能源消费总量控制在50亿吨标准煤以内，2020年底，随着碳中和承诺的提出，我国进一步加强能源双控管理，在经济工作会议上提出完善能源消费双控制度，2021年9 月，国家发改委提出《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，进一步强化降低能耗水平，提高能源利用效率目标。
十三五期间实际完成情况不尽人意，2020年部分省份单位GDP能耗甚至出现正增长。
从实际完成情况来看，十三五时期，我国能源消费总量控制在了50亿吨标准煤以内（49.8亿吨），但单位GDP能耗仅降低13.2%，且从各省的能控情况来看，部分省份未完成能控目标，仍具有较高的节能减排压力。
根据国家统计局发布的《2020年分省（区、市）万元地区生产总值能耗降低率等指标公报》显示，2020年，内蒙古、辽宁、浙江、安徽、河南、广西和云南的万元地区生产总值能耗甚至出现正增长。
从各省份的能源消耗总量和单位GDP强度来看，山东、广东、河北、江苏、内蒙古为我国能源消耗总量前五大省，其2018年能源消耗总量占全国的比重分别为8.8%、7.2%、6.9%、6.8%和5%；
从能耗强度来看，超50%的省份单位GDP能耗高于全国平均值，其中内蒙古、天津、宁夏、山东、贵州为我国能源消耗强度前五大省。
1.2 对比：我国能源强度仍然高企，提高发展质量势在必行
从能源消耗总量来看，全世界范围内，中国是消耗能源最多的国家，能源消耗总量占全球的 26.1%，其次为美国，能源消耗总量占比16%，这与两国庞大的经济体量相关。
从2010-2020年的能源消耗总量年均复合增长率来看，美国过去十年年均增长率为-0.6%， 而中国为3.4%，在全球范围内处于较高分位。
从单位GDP能耗来看，2014-2020年，中国的单位GDP能耗均高于欧美日韩等发达国家，2020年，中国的单位GDP能耗大约是美国的 2 倍，日本的 3 倍，英国的 4 倍；
从下降趋势来看，近些年我国能耗强度下降速度较快，2014-2020年，美国单位GDP能耗年均下降2.3%，英国年均下降2.12%，中国年均下降3.36%，较发达国家高 1-2 个百分点。
总体来看，与国外发达国家相比，我国能源消耗总量和能源使用效率均处于落后地位，这意味着我国经济增长仍较高的依赖于能源消耗，属于粗放型经济。
未来，我国需要进一步转变经济发展方式，加快技术进步，降低对能源消耗的依赖程度，实现经济的高质量发展。
1.3 展望：双碳目标提出、十四五能源双控预计更严
2020年9月，第七十五届联合国大会一般性辩论上，提出我国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。
由于能源活动是二氧化碳产生的主要来源（2020年能源消费产生的二氧化碳占我国温室气体排放的72.7%），降低能源消耗总量和能耗强度是实现碳中和的必由之路。
另一方面，能源双控与双碳目标的区别和联系可以描述为“控制能源总量”与“控制化石能源总量”的差异，随着碳中和战略的提出，能源双控的内涵已经从控制能源消耗转化为控制二氧化碳，2021年国家发改委《完善能源消费强度和总量双控制度方案》明确能源消费总量管控是对化石能源消费总量的约束管控，而不是对非化石能源消费总量约束管控，且提出最低可再生能源电力消纳责任权重以上的消纳量不纳入能源消费总量考核，这样一来，两政策衔接的更为顺畅，将有利于合力促进节能减排。
展望未来，我国在十四五规划中提出全国单位GDP能耗和单位GDP二氧化碳排放分别降低13.5%、18%的节能目标，并在9月17日发布《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，多项政策的密集出台，意味着十四五期间我国对于能源消费管理和节能减排将更为严格，也更具有政策协调性，梳理这一政策，我们总结要点如下：
1）严格管控能源消耗强度，合理管控能源消耗总量。
本次方案明确提出，能耗双控的核心是持续提升能源利用效率，不断提高发展的质量和效益。
因此，政策强调严格控制能耗强度，同时提出合理控制能源消费总量，将能耗强度降低作为经济社会发展的约束性指标，将能源消费总量作为工作推进的引导性指标，采取多种措施适当增加管理弹性，保障经济社会发展和民生改善合理用能。
在考核上，也将进一步加大能耗强度降低指标的考核权重，并合理设置能源消费总量指标的考核权重。
我们判断，本次政策延续了2019年底中央经济工作会议“要求对于能耗强度达标而发展较快的地区，能源消费总量控制要有适当弹性”的精神，对于能耗管控更具针对性，也更能反映能源双控的核心：提升能源利用效率，倒逼经济增长方式转变。
2）在能耗双控指标设置及分解上，赋予国家和地方实施管理弹性。
一方面，能耗强度指标实行双目标管理，即将向各省(区、市)分解能耗强度降低分为基本目标和激励目标两个指标。
其中，基本目标是地方必须确保完成的约束性指标，激励目标按一定幅度高于基本目标，地方在完成能耗强度降低激励目标的情况下，能源消费总量将免予考核。
另一方面，为增强国家对各地区能源消费的宏观调控能力，国家层面拟预留一定能源消费总量指标，统筹支持国家重大项目建设、可再生能源发展等。
3）鼓励可再生能源使用。
考虑到未来我国可再生能源将迎来高比例、大规模发展，结合可再生能源电力消纳保障机制和绿色电力证书交易实施，《方案》明确提出在地方能源消费总量考核中，对超额消纳可再生能源电量的地区按规定抵扣相关能耗量，形成政策组合拳，进一步激励可再生能源发展和消纳。
4）推行用能指标市场化交易。
《方案》提出完善用能权有偿使用和交易制度，加快建设全国用能权交易市场，建立能源消费总量指标跨地区交易机制，推动能源要素向优质项目、企业、产业及经济发展条件好的地区流动和集聚。
在国家政策逐步加码的过程中，各地也根据自身的能控现状和十四五目标，出台了各地的能源双控政策，其中青海、广东、江苏、山东等上半年能耗指标出现一级预警的省份均加强了对省内高耗能企业的管控，内蒙古作为2019年-2020年考核不合格省份，对高耗能产能批准进行严格把关，强调未落实用能指标的高耗能项目,节能审查一律不予批准，部分新增产能项目，确有必要建设的，须在区内实施产能和能耗减量置换。
2.1 年初以来全社会能耗超标，煤秏电耗激增超预期
受多方面因素影响，2021年至今我国全社会总能耗及用电量增速大超预期。根据国家能源局数据，2021年上半年我国能源消费总量同比增长10.5%，其中电力、钢铁、化工、石化、建材、有色 6 大行业能源消费量同比增长9.8%；
全社会总用电量同比增长16.21%，其中钢铁、化工、建材、有色行业用电量分别同比增长16.11%、11.99%、19.80%、9.59%，全社会及高耗能行业用电量增速远超全社会总能耗增速。
全社会总能耗超预期主要受后疫情时代经济复苏及外贸订单激增影响，全社会用电增速超预期源于长期电能替代的短期加速，与当前不合理的电价制度有关。
1）全社会中长期用电增速上修：
碳中和的实现路径即电力行业脱碳，其他行业全部用电。我国2020年一次能源消费量折合50 亿吨标煤，其中84%为化石能源，16%为非化石能源。
但是从终端能源消费来看，化石能源可以直接利用，发电只是可选项，2020年我国煤电、气电合计发电量为4.88亿千瓦时，按300克/千瓦时单位发电煤耗计算，对应一次能源消费量16.3亿吨标煤。
意味着我国2020年42亿吨标煤化石能源消费量中只有38.7%用于发电，更大的比例为直接燃烧利用热能。在当前的一次能源消费结构下，根据国家能源局数据，2020年我国电能占终端能源消费量的比例预期为27%。
碳中和背景下，未来我国一次能源消费量需全面转向非化石能源，由于水风光核只能用来发电，2060年电能占终端能源消费量的比例将趋近100%（氢能可视为电能的进一步延伸）。
换言之，碳中和的实现路径即电力行业脱碳，其他行业全部用电，意味着在终端能源消费量不增长甚至小幅下滑的保守假设下，至2060年全社会总用电量仍有3-4倍的增长空间，全社会再电气化成为长期趋势。
2）不合理的电价制度使得电能替代加速，需求端抢跑，继而导致煤炭需求超预期。
在上述的长期转型路径下，电能替代由一次能源消费结构转变驱动，新增用电量由非化石能源满足。
但是碳中和政策同时导致了煤炭供需缺口，年初以来煤价快速上涨，在我国“市场煤-计划电”的电价制度矛盾下，电价基本稳定或涨幅远小于煤价（天然气、原油同理），发电企业通过自身的亏损持续补贴工业企业。
该背景下工业企业用电的性价比大幅提升，煤改电进度超过一次能源消费量转型进度，导致新增的用电量大部分由煤电提供，上半年我国煤电发电量同比增长15%，满足全社会用电增量的79%。
另一方面，工业用煤最主要的方式为热能利用，煤改电后仍然为热能利用，由于热是最低品位的能源，电是最高品位的能源，转换过程有约一半的能量损失。
因此当新能源增量有限，电力供给增量以煤电为主要的情况下，煤改电实际上进一步增加了 煤炭消耗量，导致煤炭供需紧张加剧、煤价进一步上涨、煤改电再加速，由此往复、恶性循环。
根据国家能源局数据，今年上半年全国规模以上企业原煤产量仅有19.5亿吨，同比增长6.4%，远小于煤电发电量增速，电煤占煤炭总消费量的比例大幅提升。上半年多省能耗强度不降反升，节能减排形势严峻。
2021年8月国家发改委发布《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，显示广东、江苏等9个省区上半年能耗强度不降反升，为一级预警；浙江、河南等10个省上半年能耗强度降低率未达到进度要求，为二级预警；上海、北京等11个省区标为三级预警。
对于能耗强度不降反升的地区（地级市、州、盟），国家发改委2021年将暂停“两高”项目节能审查，同时强调对上半年严峻的节能形势保持高度警醒，采取有力措施，确保完成全年能耗双控目标特别是能耗强度降低目标任务。结合新华社等权威新闻报道，从实际执行来看，四季度各地能耗形势严峻。
2.2 限电浪潮席卷全国，煤-电矛盾集中爆发
限电不完全源于能耗超标，限电影响范围更广。紧随能耗指标发布后，限电浪潮席卷全国，9月下旬以来呈愈演愈烈趋势，不完全统计，目前已有超过20个省份出现限电现象，个别省份个别城市工业园区甚至出现“开一停六”等极端情况。
但是从能耗超标省份和限电省份的范围来看，限电省份的范围更大，尤其湖南、山东、吉林、内蒙古等地能耗预警为绿色的省份也呈现频繁限电，因此限电不完全源于能耗超标。
江苏等地缺电一定程度上源于能源双控超标，但是东北等地能耗指标仍有富余，根本原因在于“煤-电”矛盾集中爆发，电厂无钱买煤。
我国“煤-电”矛盾由来已久，长期以来对我国电价实行计划管制，对煤价采用市场化调节，“计划电-市场煤”的现象一直存在。
对缓解该矛盾，我国2004年创立“煤电联动机制”，2015年12月发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》对联动机制进一步细化，规定燃煤机组上网电量实行标杆上网电价政策和煤电联动机制，标杆上网电价按照煤电价格联动机制测算确定，从而实现煤炭和电力企业之间的利润调节。
然而从实际执行效果来看，受经济环境及宏观调控约束，我国煤电联动机制调节十分滞后，煤电电价往往表现出“可下不可上”的局面，叠加我国2015年开启的新一轮电力市场化改革，电力供需整体过剩背景下“十三五”后期煤电联动名存实亡，最后一次“煤电联动”标杆电价调整仍停留在2016年，当时煤价仅约当前的1/3。
对于东北地区，受煤炭供给侧改革影响，东北三省煤炭产量持续下降，2020年黑龙江、辽宁、吉林原煤产量合计0.93亿吨，较2016年的1.13亿吨下滑约17.7%，东北三省占全国煤炭总产量的比例由3%下滑至2.4%，本地产量大幅下降导致东北地区在2016年煤价上涨时涨幅即超过全国水平，高煤价、低电价的组合使得东北地区煤电企业长期处于大范围亏损状态，煤电企业的积累远小于东南沿海省份同类企业。
我国2019年9月国家发改委、国家能源局联合发文取消“煤电联动”机制，煤电电价实行“基准 浮动”机制，浮动比例在基准电价基础上下浮不超过15%，上浮不超过10%，但是目前煤电“基准电价”仍维持此前煤电联动时期的标杆电价水平。
当前秦皇岛现货煤炭价格约1500元/吨，折合标煤1909元/吨，按照300g/千瓦时的供电煤耗计算，燃煤电厂度电成本高达0.572元/千瓦时。
而当前辽宁、吉林、黑龙江煤电基准电价为0.3749、0.3731、0.374元/千瓦时，在全国处于较低水平（江苏为0.391元/千瓦时，广东为0.453元/千瓦时）。
不考虑折旧、人工及运维成本，东北三省煤电企业每发一度电现金流边际亏损约0.2元，现金流亏损幅度也远超东部沿海省份，火电企业库存煤炭及库存现金迅速见底，部分企业现金流断裂后难以为继。
2.3 电价迫切需要上调、火电黎明在即
当前煤电处于至暗时刻，亏损面达到历史极值。
如上述计算，按照当前现货价格，煤电度电边际亏损即达到0.1元/千瓦时，过去煤价高峰期通过增加发电量来弥补亏损的方式已经彻底不适用，煤电处于多发多亏、少发少亏的畸形状态。
根据当前煤价，三季度全国，尤其北方省份煤电亏损面或接近100%，亏损范围达到历史极值。
近期高耗能省份密集出台政策，限制“两高”行业盲目发展，有助于煤价回落。“两高”行业即高污染、高耗能行业，根据2020年2月国家发改委发布的《关于明确阶段性降低用电成本政策落实相关事项的函》，高耗能行业范围明确为石油、煤炭及其他燃料加工业，化学原料和化学制品制造业，非金属矿物制品业，黑色金属冶炼和压延加工业，有色金属冶炼和压延加工业，电力、热力生产和供应业。
去除本身作为能源供应的石油、煤炭及其他燃料加工业以及电力、热力生产和供应业，“两高”行业主要指传统四大高耗能行业，即上述化工、建材、钢铁与有色金属。
本次各地政策限制的主要领域包括铁合金、钢铁行业、铝行业、陶瓷行业、水泥行业、建筑陶瓷行业、黄磷、工业硅等，基本覆盖传统四大高耗能产业。
四大高耗能产业对煤炭需求的拉动作用大于电力需求，限产将大幅缓解煤炭供需矛盾。
化工、建材、钢铁和有色金属四大高耗能产业同时消耗电力和煤炭，2020年仅化工、建材、 钢铁行业直接消耗的煤炭即占我国煤炭总消费量的37%，2020年四大高耗能产业消费的电 力占我国全社会用电量的比例接近30%。
考虑到我国当前电源结构中60%左右为煤电，加上间接消耗量，与四大高耗能产业相关的煤炭消费量占全国总消费量的比例超过50%，四大高耗能产业对煤炭需求的拉动远大于对电力需求的拉动。
基于上述逻辑，我们分析四季度乃至“十四五”期间各地严格限制高耗能产业能耗将持续压制煤炭需求，对煤价矛盾产生实质性影响。
对于云南、广西等地，高耗能产业以工业硅、电解铝等“耗电”行业为主，预计限产将大幅缓和我国南方省份电力供需关系。而对于内蒙古、江苏、山东等省份，高耗能产业同时消耗煤炭及电力，预计限产将大幅缓和煤炭供需矛盾。
另一方面，近期国家发改委、国家能源局密集出台煤炭保供政策、核增产能，预计供给端也将逐步释放，助力煤价趋势性回落。当前基准电价与煤价已无法匹配，市场自发力量无法调节。受煤价高涨影响，近期内蒙古、宁夏、四川、上海、广东等地均陆续放开月度交易电价上浮限制，但是面对当前煤价水平，月度交易电价上浮杯水车薪。
一方面在“基准 浮动”电价机制下，我国各省年度长协电量占比普遍在80%以上，多为2020 年底签订，目前政策框架下价格难以调整；另一方面月度竞价上浮空间受限，以全国基准电价最高的广东为例，广东省当前煤电基准电价为0.453元/千瓦时，顶格上浮10%为4.53分/千瓦时，仅能对冲5500大卡煤炭120元/吨涨幅，距离今年煤价翻倍涨幅相去甚远。
限电背景下电力需回归商品属性，基准电价需大幅上调。
长期以来限制电价上调最大的制约因素为下游承受能力，但是当前一方面由于大宗商品价格暴涨，高耗能产业电价承受能力极强，以电解铝行业为例，wind一致预期神火股份、中国铝业、云铝股份2021年归母净利润分别同比增长807.34%、593.92%、355.77%；
另一方面，用电缺口导致限电现象频发，行政性停电不利于通过市场机制淘汰落后产能，基础电价上调势在必行。如不尽快调整，冬季乃至整个十四五期间，限电现象或愈演愈烈，引发系统性风险。
3.1 绿色电力与能源双控衔接、政策支持持续加码
解决能源双控及限电的根本方向在于加速发展新能源。
从政策上看，在我国2021年9月发布的最新版《完善能源消费强度和总量双控制度方案》中，“增强能源消费总量管理弹性”章节第 8 点已经提出，“根据各省（自治区、直辖市）可再生能源电力消纳和绿色电力证书交易等情况，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”。
简而言之，在可再生能源消纳量超过一定程度时，超出的量不再纳入总量考核，但是仍纳入单位能耗考核。
政策明确能源双控政策将与绿色电力政策衔接，同时强调保留可再生能源电力消纳责任权重，并以其为考核基准。
可再生能源电力消纳责任权重始于2019年，为我国新能源消纳作出突出贡献。与传统火电相比，可再生能源，尤其非水可再生能源具有极高的不稳定性，而且长期缺乏价格优势，各地主动消纳意愿不足。因此在新能源具备经济竞争力之前，行政色彩浓厚的可再生能源电力消纳保障机制成为降低弃风弃光率的关键。
2019年5月国家发改委发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，正式建立可再生能源电力消纳责任权重机制，要求省级区域电力消费中可再生能源电量比重必须达到一定比例，细分指标包括可再生能源电力总量消纳责任权重和非水电可再生能源电力消纳责任权重两部分。
对以上两类权重，国家分别按年度设定最低消纳责任权重和激励性消纳责任权重，其中激励性权重在最低权重基础上高10%（如最低权重为10%，激励性权重即为11%）；明确2018年的权重指标仅用于自我核查，2019年开展试考核，2020年进行正式考核。
省级能源主管部门负责对承担消纳责任的市场主体进行考核，国家按省级行政区域进行监测评价。
国家按年度公布监测评价报告，作为对其能耗“双控”考核的依据。
国家发改委2021年起每年印发当年和次年消纳责任权重，当年权重为约束性指标，各省按此进行考核评估，次年权重为预期性指标，各省按此开展项目储备。2021年各省最低消纳权重及2022年最低预期消纳权重见下表：
绿色电力交易给予新能源环保属性定价。
从能量利用角度，电力是同质化产品，水火风光核所发电量并无区别，在原有价格体系下仅能体现能量价值。
2021年9月7日我国绿色电力交易试点正式启动，通过限制参与交易的电源品种，实质上是将电能的来源做出区分，给予绿色电力“差异化”标签。
根据新华社报道，9月7日首次绿色电力交易共17个省份259家市场主体参与，达成交易电量 79.35亿千瓦时，首日交易量较为活跃。
关于与“能源双控”与“绿色电力”衔接，2019年5月版《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》与2021年9月版《完善能源消费强度和总量双控制度方案》相关表述有较大差别，我们分析2021年9月最新版的表述对可再生能源支持力度更大：
1）2019年5月版本条款前置“在确保完成全国能源消耗总量和强度‘双控’目标条件下”的定语，2021年9月版本删除。结合上下文语境，可以推测未来超出一定基准的可再生能源消纳量在全国范围内也不纳入能耗总量考核，国家主要限制非可再生能源消费量。
2）2021年版本新增“根据各省（自治区、直辖市）可再生能源电力消纳和绿色电力证书交易等情况”定语，点明与绿色电力证书交易挂钩，为未来细化政策奠定基础。
3）2021年版本加大豁免幅度，但是收紧单位能耗管控。
在可再生能源豁免门槛方面，2019年和2021年版本均要求可再生能源实际完成消纳量超过“激励性消纳责任权重”，但是在超出部分的豁免方面，2019年版本为“超过激励性消纳责任权重”的部分，而2021年变为“超出最低消纳责任权重”的部分。
根据2019年政策框架，激励性责任权重高出最低责任权重10%，因此2021年版本的超额奖励幅度显著大于2019年。
但是在奖励方式上，2019年版本提出超出部分不纳入“双控”考核，而2020年版本仅不纳入总量考核，仍保留对单位能耗的考核，体现国家正在逐步加强对单位能耗的管控。
在具体高耗能领域，电解铝阶梯电价机制已明确与非水可再生能源电量消纳比例挂钩。
国家发改委8月27日发布《关于完善电解铝行业阶梯电价政策的通知》，2022年1月1日起执行。
文件提出完善电解铝行业阶梯电价分档和加价标准，但是如果电解铝企业消耗的非水可再生能源电量在全部用电量中的占比超过15%，且不小于所在省上年度非水电消纳责任权重激励值的，占比每增加 1 个百分点，阶梯电价加价标准相应降低1%，引导电解铝企业使用非水可再生能源。
电价铝产业为最典型的直接消耗电能的高耗能产业，最新阶梯电价机制具有代表性，预计未来类似政策有望在其他高耗能产业引入。
3.2 绿色电力交易有望量价齐升、全面利好新能源运营商
从上述一系列政策中，可以发现国家对可再生能源的鼓励不言而喻，能源双控与可再生能源发展互为促进，而我们分析绿色电力交易正是两者形成逻辑闭环的关键连接。
1）在多方政策引导及客观条件下，预计我国未来新增用电量主要由新能源满足。
一方面，在可再生能源能耗总量“豁免”政策及高耗能产业阶梯电价制度下，使用可再生能源 将获得能耗总量及价格的双重政策鼓励。
另一方面，在电源供给端，火电受制于当前煤价高企，原有的低成本优势被彻底打破，而新能源受益于技术进步经济性持续增强，天平在完全市场条件下已然向可再生能源倾斜。考虑到未来水电、核电增量有限，预计我国未来新增用电量主要由新能源满足，绿色电力交易的潜在空间打开。
2）能源双控与绿色电力政策衔接，变“自愿性”需求为“制度性”需求，下游用户为绿色电力付费，用价格信号鼓励行业发展。
我国2017年为解决新能源补贴拖欠问题曾使用“绿证”制度，但是“绿证”制度后期名存实亡，最主要原因即在于“绿证”缺乏相关制度衔接，“绿证”需求以企业自愿需求为主，交易量长期低迷。
2021年9月7日我国绿色电力交易试点正式启动，与当年“绿证”相比，绿电交易的政策衔接更加完善。
与能源双控政策衔接，绿色电力交易有望作为企业消纳非水可再生能源的凭证，下游用户可为获得能耗指标或阶梯电价优惠而购买绿色电力，而不是此前单纯的内部ESG要求，从而提高绿色电力交易量及交易溢价，提高新能源运营商回报率。
与此前的可再生能源补贴相比，可再生能源补贴资金来源于对全社会用电量无差别征收1.9 分/千瓦时可再生能源电价附加，一方面补贴资金长期存在缺口，另一方面真正需要绿色的电力的下游用户缺乏购买渠道。
绿色电力交易机制更加市场化，由下游具有特定需求的用户为绿色电力付费，用价格信号鼓励新能源行业发展，致力实现与碳达峰、碳中和战略的有机结合。
以电解铝行业为例，参照中国宏桥数据，目前中国宏桥吨铝成本在 1 万元/吨左右，吨铝耗电 13500千瓦时，自备电厂电价0.28元/千瓦时，电力成本占比约为38%。按照最新沪铝期货收盘价22960元/吨计算，在停电限产的压力下，按照零净利润假设，电解铝企业最高可接受的电价高达1.24元/千瓦时。
假设绿色电力交易基础交易电价为0.4元/千瓦时，极限溢价可达0.84元/千瓦时。根据我们的风电光伏收益率模型测算，在其他假设不变情况下，对于资本金IRR在7.5%左右典型新能源项目，含税上网电价每上升 1 分/千瓦时，资本金IRR可提升 1 个百分点。
当前背景下，一方面能源双控方案不仅在设立能源双控目标的同时提高管理弹性，而且与2020年以来的双碳战略、绿电政策紧密联系，强调保留可再生能源电力消纳责任权重，并以其为考核基准，有利于引导下游用户为绿色电力付费，提高绿色电力交易量及交易溢价，提高新能源运营商回报率；
另一方面“煤-电”矛盾加剧引发大规模限电，未来煤价、电价均有望向利于煤电公司的方向转变，电力行业有望迎来全方位利好。
电力行业三条主线：
1）火电转型：中国电力、华润电力、内蒙华电。
上述公司作为全国型大火电龙头，依托庞大的存量煤电资产提供充足的现金流，新能源装机及利润高速增长，当前市值处于绝对低估状态。
中国电力：
公司为国电投集团旗下装机规模最大的电力上市平台，拥有火电1499万千瓦、水电351万千瓦、风电199万千瓦、光伏339万千瓦。
当前公司发展重心已全面转向新能源，十三五期间新能源权益装机量CAGR高达50%。
从利润占比来看，2020年新能源利润占比已超过40%，2021年上半年占比约为50%。
值得注意的是，公司 7 月完成执行董事及高管换届，两位新任执行董事分别为现国电投集团新能源总工程师以及前吉电股份总经理，彰显公司新能源转型决心以及国电投集团对公司的大力支持，公司新能源业务发展有望加速。
华润电力：
公司当前拥有煤电装机3200万千瓦，新能源装机1300万千瓦，新能源装机占比已超30%。市场低估了公司新能源转型决心，公司2020年新能源利润占比即超过火电，计划在十四五期间新投产40GW新能源项目，绝对量及增速均位居我国新能源一线龙头第一梯队，公司基本面和估值严重不匹配。
与此同时，公司火电资产质地处于我国大型火电公司中的顶尖水平，现金流创造能力极佳，可为公司新能源转型充当现金奶牛作用，公司可以依靠内生现金流 债务融资，满足未来40GW 的新能源投资需求。
内蒙华电：
公司为华能集团旗下内蒙区域龙头，通过收购资产逐步转型新能源，当前公司拥有火电装机 1140万千瓦，新能源装机145万千瓦，新能源装机占比已达11%。
煤 电和煤矿业务可以分为魏家峁煤电一体化和其他火电，其中魏家峁项目年盈利稳定在 6-8亿，未来二期煤矿 600 万吨投产将带来翻倍盈利，其余火电项目今年亏损，未来受益于电 价上涨将具有显著弹性；
新能源方面，当前国家和集团大力规划大基地项目，公司装机规 模较小，未来依托集团资源，新能源板块整体有望实现跨越式发展。
2）纯新能源运营商：龙源电力、三峡能源。
两者分别作为国家能源集团和三峡集团的旗舰新能源开发平台，依托大股东在全国的庞大电力开发实力，新能源装机持续增长。
龙源电力：
公司为我国历史最久、装机规模最大的新能源运营公司，在新能源运营领域积累了丰富的经验，十四五计划新增新能源装机30GW，其中风电11GW以上，光伏19GW以上，储能4GW 以上。
公司2021年1月中旬公告拟通过换股方式吸收合并*ST平能回归 A 股，并计划以现金方式购买集团风电装机204.2万千瓦，集团全力支持公司做大做强。
目前集团体内尚有逾千万千瓦非上市新能源装机，而且“十四五”期间集团层面新能源开发大幅提速，考虑到集团2020年提出国有企业改革三年行动方案，要求“力争2022年在战略性重组整合、国有资本投资公司、世界一流示范企业三项试点改革中取得显著成效”，“十四五”期间集团体内的存量、新增机组存在进一步资产注入可能。
三峡能源：
公司为三峡集团旗下新能源旗舰平台，现有新能源装机15GW，其中陆上风电750万千瓦，海上风电130万千瓦，光伏650万千瓦，在我国A H股上市公司中新能源装机规模仅次于龙源电力，十四五期间公司计划新增新能源装机3500万千瓦。
公司秉 持“海上风电领导者”战略，累计获取资源超 3000 万千瓦，在广东、福建、江苏区域布局 的五个“百万千瓦级”海上风电基地已现雏形。
海上风电成本快速下降，政策高度支持，有望在十四五期间迎来快速发展，而公司凭借在沿海省份累计的资源优势和在福建地区建立产业园所形成的技术优势，以及参股上下游产业链的产业思维，预计显著受益海上风电的发展，实现快速发展。
3）水电：黔源电力、长江电力、华能水电、川投能源、国投电力。
一方面水电未来也有望受益于绿电交易，另一方面，金沙江中下游、金沙江上游、雅砻江清洁能源基地已被纳入十四五规划，水电具备极强的调节能力，龙头水电公司均有望通过水风光一体化项目切入新能源运营领域，打开成长空间，存量水电资产价值也有望获得重估。
黔源电力：
公司为华电集团在贵州省的区域性水电上市平台，在贵州拥有3.2GW水电装机，质地优秀，现金流强劲。
过去由于来水波动拖累公司利润稳定性，以及公司多年以 来缺乏项目投资渠道，成长性欠缺，长期只有 10-13 倍的估值中枢。
目前公司逐步转型新 能源，2020 年合计签订 5GW 的水光互补项目框架协议，其中 75 万 kw 已于 2020 年底并 网，我们强调公司光伏转型目标坚定，空间广阔；
水风光一体化项目预期可以获得高于普 通光伏电站的回报率水平，新能源赛道有助于公司实现良好的成长，以及平抑来水对公司 业绩造成的波动。
此外，当前抽水蓄能中长期规划落地，水电公司均有扩建抽水蓄能的潜力，若公司布局相关领域，将为公司水电业务打开广阔空间，同时依托抽水蓄能获取丰富新能源资源，助力公司在新能源赛道持续腾飞。
长江电力：
公司为我国水电龙头，有装机容量4549.5万千瓦，乌白注入后将达到7169.5万千瓦，届时将坐拥全球前十大水电站中的五座，联合调度能力及发电稳定性位于我国大型水电公司首位。
当前市场对于水电灵活性价值认知不足，我们认为随着新能源占比的逐渐提升，电力系统对于调峰的需求也将更为显著，未来水电的灵活性有望通过多种方式变现：
1）电力现货、辅助服务市场逐步落地，峰谷价差扩大，水电可通过灵活启停特点获得调峰补偿，实现调峰能力外部变现；
2）围绕龙头水电站，水电公司有望从单一水电为主业 升级为综合性清洁能源平台，通过多能互补、配售电拓展、能源综合利用等新兴业务将调 峰能力内部变现。
长江电力旗下电站资源禀赋在全球范围内无可匹敌，有望显著受益于水电价值重估，未来增长空间广阔。
华能水电：
公司为华能集团旗下唯一水电上市平台，拥有澜沧江全流域开发权，现有装机规模2318万千瓦，占云南省水电装机37.85%，规模仅次于长江电力。
展望十四五，预计云南省电力供需持续趋紧，看好市场化电价继续回升。未来随着云南省电解铝、多晶硅等高耗能在建产能持续投产，预计电力供需边际趋紧态势不可逆，公司电价有望持续受益。
在能源双控政策框架下，国家发改委8月27日发布《关于完善电解铝行业阶梯电价政 策的通知》，指出严禁出台优惠电价政策，2022年1月1日起执行。
该文件旨在鼓励电解铝企业使用非水可再生能源，但是文件亦提及“严禁对电解铝行业实施优惠电价政策，已经实施的立即取消”，有利于还原电力商品属性，移出公司电价上行的隐性压力。
川投能源：
公司为川投集团唯一上市平台，拥有水电权益装机量978万千瓦，其中雅砻江水电为主要业绩来源。
雅砻江流域水电资源排名全国第三，规划总装机量约3000万千瓦，由雅砻江公司独享开发权。雅砻江现有装机盈利能力优秀，单位装机利润和现金流都优于其他公司。
截至目前杨房沟水电站已投产 75 万千瓦，预计两杨将在2021-2022年全部投产完毕。
一方面，两杨投产后将显著提升流域联合调度能力，预期增发电量以枯水期为主将显著提升机组平均电价，提高锦官电源组盈利水平。
另一方面，杨房沟投产后将通过雅中—江西±800千伏特高压直流工程送往江西（6月21日已投运），由于江西省较为缺电，预计杨房沟投产后消纳存在保障。
整体来看，两杨投产后，雅砻江水电发电量高增将带动公司业绩快速释放。碳中和战略之下，大型水电公司的调峰价值、绿电价值都将逐步显现，预计将为公司中长期增长奠定基础。
国投电力：
公司为国投集团电力上市平台，截至2020年底装机规模3180万千瓦，其中水电装机占比超53%，火电装机占比37%，新能源装机10%。
公司拥有雅砻江公司的绝对控股权，2021-2022年两河口、杨房沟电站投产将给公司带来业绩跨越式增长。
公司 新能源装机持续增长，2020年公司风光装机同比分别增长50%和44%，展望未来，雅砻 江流域风力、光照资源丰富，常规风光以及水风光一体化基地均有较大拓展潜力，新能源 业务有望成为公司新的利润增长点。
—————————————————————
请您关注，了解每日最新的行业分析报告！
报告属于原作者，我们不做任何投资建议！
获取更多精选报告请登录【远瞻智库官网】或点击：「链接」
,
