1. 确定性的成长：能源安全与新能源转型并行不悖
1.1 政策框架渐成体系 传统能源纠偏不改绿电趋势性成长
政策纠偏避免运动化倾向，保障新能源运营端行稳致远。从 2021 年碳中和首年来看， 上半年以“五大四小”电力央企为主、地方性电力企业为辅，电力行业纷纷推出目标较高 但可实现程度同样可观的新能源发展规划。但是下半年碳中和实践中出现一定“运动化倾向，一方面部分地方政府一刀切式去碳，另一方面部分非电力企业纷纷入局，提出超过 自身建设能力的新能源规划，不仅对电网调峰带来压力，带来弃风弃光隐忧，还存在推高 光伏、风电设备价格风险，引发新能源运营行业 IRR 下降，只赚规模不赚利润风险。
短期过快上马新能源对设备商有利、对运营商不利，强调能源安全，坚持新老能源协 同发展，有利于避免新能源运营行业无序竞争，核心“五大四小”电力央企及有资源禀赋 优势的地方电力国企装机规划基本不受影响。
相比单纯加速发展新能源，我们分析当前国家更倾向于从顶层设计入手，“先立后破” 建立政策体系。
其一，“双碳”战略是“党中央统筹国内国际两个大局作出的重大战略决策”，并不 会因为短时间的经济增长压力而转向，党中央推动落实“双碳”战略的决心不容置疑。
其二，强调传统能源逐步退出必须建立在新能源安全可靠的替代基础上，是为 保障能源安全而减缓传统能源一刀切式退出，而非放缓新能源供给，反而应该加大力度保 障新能源高质量发展。而且，我们分析所说的“传统能源”更多指作为一次能源的 煤炭，保障煤炭供给可以避免 2021 年煤炭极端供需矛盾再次出现，有利于火电业绩修复。
其三，指出“要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高 效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳 体系”，高度归纳了在新能源供给消纳体系中煤电的作用，即提供“支撑”，新建高效先 进节能的火电有利于促进新能源消纳，保障新旧能源过渡期间新能源发展行稳致远。
1.2 十四五核心电企加速转型，2022年成长确定可期
2020 年底我国各大电力央企（集团）纷纷提出目标颇高的“十四五”新能源发展初步 规划。尤其五大四小电力央企，其规划的十四五新能源新增装机规模大多在 70GW-80GW 之间，合计新增装机达到 350GW-400GW。
从 2021 年实际落实情况来看，根据中电联数据，截至 2021 年底，我国风电装机容量 3.3 亿千瓦，同比增长 16.6%，净增加约 47GW；太阳能装机容量 3.1 亿千瓦，同比增长 20.9%，净增加约 53.5GW，风电符合预期，光伏略低于预期。从发电量数据来看，受益 于 2020 年底抢装，2021 年全口径太阳能、风电发电量同比分别增长 25.2%和 40.5%。
“五大四小”核心央企风电光伏发电量增速远高于全国均值，转型类央企下半年增速 环比上行，为 2022 年业绩高增奠定基础。截至目前，上市公司装机数据尚未披露，从发 电量数据来看，“五大四小”核心央企新能源发电量整体大幅高于全国均值，尤其火电转 型类龙头公司，下半年发电量增速高于上半年，反映出除 2020 年底抢装的同比效应外， 2021 年装机投产进度加速，为 2022 年新能源业务业绩高增奠定基础。
展望 2022 年，中电联预计国内新增风电 50GW/光伏 90GW，超过我们此前预期。指出 2021 年全国全社会用电量 8.31 万亿千瓦时，同比增长 10.3%，两年平均增长 7.1%，较“十三 五”平均增速高 1.4 个百分点，电能替代进展大超预期。
同时，中电联预计 2022 年我国用电负荷“冬夏”双峰特征常态化，全社会用电量增速 达 5%-6%，增速呈逐季上升态势；预测国内新增风电 50GW/光伏 90GW，对应风电光伏 装机增速分别为 15.15%和 29.03%，超过我们此前预测的风电 40GW/光伏 60GW。结合 2021 年趋势，我们判断核心龙头公司装机增速有望继续领跑全国，虎年高景气延续。（报告来源：未来智库）
2. 稳中向好的回报率：绿电交易快速推进，上游降本可期
2.1 绿电政策逐步完善 制度护航保障持续溢价
1 月下旬以来我国绿电相关政策出台速度明显加快，其中 12 月底能源工作路线图中提 到的“全国统一电力市场”在一个月后即得到落实，落地进程大超市场预期。分项来看：
国家发改委 1 月 21 日发布《促进绿色消费实施方案》，其中第 10 条中明确“进一步 激发全社会绿色电力消费潜力”，我们总结超预期方面主要在三点：
1）提出鼓励“经济承受能力较强的地区逐步提升绿色电力消费比例”，反映出监管层 默认绿色电力较常规电源拥有溢价，且溢价可能长期存在。
2）提出“加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束”，与此前 “鼓励”使用绿色电 力的措辞有较大不同。高耗能行业未来有望成为我国绿色电力最主要的消费源之一，助力 绿色电力扩容提价。
3）提出消费绿色电力后可在“需求侧管理时优先保障”，将带来“能耗双控不超标、 但是对电力供给稳定性要求极高”的用户需求，进一步扩大的绿色电力需求主体。
国务院 1 月 24 日印发《“十四五”节能减排综合工作方案的通知》，旨在“推动节能 减排，深入打好污染防治攻坚战，加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系，推进经济社 会发展全面绿色转型”，我们总结其中与电力行业相关的内容包括：1）推进钢铁行业高炉 转电炉等电能替代；2）完善能源双控政策，强化能耗强度约束，增加能耗总量弹性；3） 强化电价政策与节能减排政策协同，持续完善高耗能行业阶梯电价等绿色电价机制，扩大 实施范围、加大实施力度，落实落后“两高”企业的电价上浮政策。
该文件关于高耗能产业的态度与上文《促进绿色消费实施方案》精神一致，结合 2021 年下半年以来一系列政策，可以看出目前国家对高耗能行业的电价态度已经彻底转向，希 望通过阶梯电价、不设限的市场化电价以及强制消费绿色电力等方式促进高耗能产业节能 减排、避免盲目发展，一定程度上实现利润从高耗能产业向电力行业转移。
国家发改委 1 月 28 日发布《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确提出 2025 年要建成“有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制”。文件在健全多层次 统一电力市场体系、完善统一电力市场体系功能、构建适应新型电力系统的市场机制方面 着墨颇多，我们总结要点包括：
1）2025 年目标中明确提出建设全国统一电力市场体系，是为了形成有利于新能源、 储能等发展的市场交易和价格机制，从纲领性的高度对绿色电力进行全方位呵护。
2）提出加快建立市场化的跨省跨区输电权分配和交易机制，最大程度利用跨省跨区富 裕通道。新型电力系统下，由于风力光照资源分布不均，跨省跨区输电规模将迅速扩大， 跨省跨区交易机制有利于抹平中西部绿电价格洼地，实现全国范围内绿电资源优化配置。
3）罕见提出建立发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等 多种方式。由于新能源的间歇性和一定程度的随机性，未来新型电力系统将出现大量冗余 备用电源，容量电价为业内长期呼吁但迟迟未落地的电价机制，此次政策文件罕见提及容 量市场，有利于未来抽水蓄能、储能建设以及火电灵活性改造。结合此前辅助服务费用向 下游用户传导的相关政策表述，新能源消纳将获得极大保障，自配储能压力大幅减轻。
从实践来看，我国绿色电力交易试点 2021 年 9 月正式启动，当日共有 17 个省份 259 家市场主体参与，达成交易电量 79.35 亿千瓦时。试点以新能源发电为主，未来将逐步扩 大到水电等其他可再生能源，优先组织无补贴、无保障性收购的风电、光伏项目电量。
2022 年中长期绿电交易随煤电价格水涨船高，涨幅大超市场预期。2021 年底广东和 江苏陆续出台 2022 年中长期电力市场化交易结果，其中江苏省绿色电力成交均价 462.88 元/兆瓦时，略低于煤电交易均价，较基准电价上浮 18.39%，广东省绿色电力成交均价 513.89 元/兆瓦时，高于煤电交易均价，较基准电价上浮 13.4%。
相比江苏省的绿电较煤电略有折价，我们认为广东绿电进一步溢价更符合市场化交易 以及绿电的“绿色”价值常态。由于可再生能源发电没有边际成本，主要成本为固定的折 旧，电价上涨对盈利能力改善极为可观。典型新能源平价项目净利率在 30%左右，如果全 电量参与绿电交易，广东上涨 13.4%、江苏上涨 18.39%可对应约 50%的业绩弹性。
2.2 上游制造环节降本可期，绿电收益率进一步增厚
风机成本持续下降，风电收益率快速提高。受益于机组大型化带来的规模效应以及零 部件国产替代，平价以来我国风电整机价格逐步下降，2021 年初至今招标价格降幅超过 1000 元/千瓦，相较 2020 年上半年几近腰斩。风机价格快速下降使得风电运营环节回报 率大幅提升，平价时代优质项目 IRR 不降反升，以 2021 年风机价格计算的平价项目资本 金 IRR 在 10%以上，部分优质项目资本金 IRR 超过 20%，具备明显的超额收益。风机价格 的超预期下降为后续竞价上网以及配置储能提供空间，新增项目 IRR 具备保障。
2021 光伏组件价格持续高位运行，预计 2022 回归正常。2020 年 10 月以来，由于 硅料供不应求，硅料价格持续攀升创下历史新高，导致全产业链利润分配极不合理，下游订单及安装规模大幅下降，2021 年全年光伏装机量不及预期。组件成本高企的唯一症结在 于上游硅料产能瓶颈，近两年随着硅片大型化以及 N 性电池渗透率提升，硅片、电池片、 组件环节成本持续下降，已经为终端降价打下空间。展望硅料价格，2021 年底以来国内几 大硅料生产企业的产能陆续释放，预计 2022 年底国内硅料产能达到 2020 年的两倍左右， 供需紧张格局充分改善，上半年组件价格平稳下行，下半年进入趋势性下行周期。
光伏盈利模型来看，由于同一区域内光伏项目光照条件同质化程度更高，项目回报率 对光伏组件价格极为敏感，其他条件中性假设下（暂不考虑绿电溢价），我们测算当光伏 组件价格回落至 1.7 元/瓦时，运营商资本金 IRR 可上升至 8%，光伏装机需求得以释放。
2.3 转型类公司利空出尽，2022火电盈利触底反弹
市场此前担忧火电转型绿电标的 2021 年四季度巨幅亏损问题，导致板块 1 月以来持 续调整。目前随着业绩预告逐步披露，转型类公司巨亏利空出尽（基本符合我们在 2021 年业绩前瞻中的预期），纯绿电公司三峡能源业绩略超预期。
展望 2022 年煤电业绩，随着煤价长协落地、市场化交易涨电价持续兑现，煤电盈利能 力有望大幅改善。以广东省为例，广东省 12 月 25 日发布 2022 年电力年度长协市场化交 易结果，其中煤电交易电量 2535 亿千瓦时，成交电价 0.4970 元/千瓦时，较基准电价上 浮9.7%，较2021 年长协电价上涨24%，绝对值提升约0.1元/千瓦时。按照度电煤耗300g， 我们测算 0.1 元/千瓦时电价涨幅足以抵消 260 元/吨煤价（5500K）涨幅。
以 2020 年为基数，2020 年港口现货全年均价约为 570 元/千瓦时，考虑煤电长协签 订情况，2022 年按 700 元/吨 5500K 基准价计算，我们判断全年 5500K 港口长协均价在 750-800 元之间，可完全被 0.1 元/千瓦时的电价涨幅覆盖（最高可覆盖 570+260=830 元/吨），只要长协履约率有保障，煤电盈利能力有望回到甚至超过 2020 年盈利水平。（报告来源：未来智库）
3. 国企改革扎实推进，电力企业活力无穷
3.1 国企改革释放市场活力 用户侧市场尤其依赖机制灵活
自 2013 年十八届三中全会新一轮深化国有企业改革以来，我国已开启近 8 年国有企 业改革历程。2013 年 11 月，中共中央发布关于全面深化改革若干重大问题的决定，提出 “鼓励非公有制企业参与国有企业改革”，随后中央主要通过开展试点和专项工程推进国 企改革。2014 年我国启动“四项改革”试点项目，2016 年启动“十项改革”试点，2016-2019 启动混改，2018-2019 年开启双百行动，2019 年启动“创建世界一流示范企业”、“区 域性国资国企综改实验”，“科改示范行动”等试点行动。
截止 2019 年底，共有数百家企业入围，较多试点企业的改革任务已经完成。一系列国 企改革试点和专项工程的完成是改革全面铺开的重要基础。
在前期经验的基础上，2020 年 6 月，我国正式发布《国有企业改革三年行动方案》， 由此中央企业按下改革“快进键”。行动方案主要任务包括完善中国特色现代企业制度、 推动国有资本布局优化和结构调整、积极稳妥地推进混合所有制改革、健全市场化经营机 制、形成以管资本为主的国有资产管理体制、强调国企创新、推动国有企业公平的参与市 场竞争、推动一系列国企改革的专项行动、加强国有企业党的领导。
国企改革释放市场活力，市场化机制促进企业再成长。国有企业改革核心目的在于： “让企业机制更活、效率更高”，通过对企业的治理机制、激励机制、所有制、用人机制 等进行全方面改革深化，国有企业将充分提高活力效率，实现企业高增长。
机制灵活在用户侧业务发展中尤为重要。用户侧电力业务涉及到地方政府、转供电主 体、用户企业、电网企业等多家利益相关方，前期商议成本极高，只有充分的激励机制才 能调动市场人员积极性，快速开拓市场；另外，用户侧市场往往具有排他性，例如区域分 布式能源、换电站等，这些业务先占优势很重要，灵活的决策机制和管理机制能够尽可能 简化繁琐的程序，快速决策、精准卡位。此外，市场化的薪酬机制能够吸引大量优质有经 验人才，这对于刚起步的用户侧市场而言也尤为重要。
3.2 各企业改革情况梳理
2022 年是国企改革三年行动承前启后的一年，国企改革完成目标的预期明确，根据国 务院预计 2021 年底 70%的完成率来看，2022 国企改革工作还有 30%的工作量，预计在 二十大之前全将部完成。
在国企改革三年行动的收官之年，国企改革将继续稳步推进，改革红利或将集中释放。 公用事业企业在本轮改革中以高质量发展为主题，以转型发展为主线，以改革创新为动力， 为“十四五”快速发展奠定了坚实基础，我们梳理主要公司改革情况如下：
1、三峡能源：实施股权激励。2021 年底，公司发布 2021 年限制性股票激励计划， 授出限制性股票总股数不得超过公司股本总额的 10%，授予对象包括公司董事、高级管理人员（不包括独立董事、监事）；公司（含控股子公司，下同）管理骨干；公司技术和业 务骨干，授予考核年度为 2020 年，解除限售考核年度分别为 2022 年、2023 年、2024 年。解禁条件主要对业绩进行考核。
2、国网信通：实施股权激励。2021 年底，公司发布限制性股票激励计划，拟授予的 限制性股票数量不超过 835 万股，授予价格为 9.42 元/股，授予对象包括内部董事、高 级管理人员及下属单位经营班子；本部业务部门及下属单位业务部门的中层管理人员；本 部业务部门及下属单位业务部门的专家级员工、主管级员工、专责级员工，以及年度优秀 员工等核心骨干。解除限售考核年度为 2022 年、2023 年、2024 年和 2025 年。
3、三峡水利：超额利润分享和项目跟投机制。2021 年 8 月 26 日，公司制定《超额 利润分享方案》，提出对企业经营业绩和持续发展有重要影响的管理、技术、营销、业务 等核心骨干人才分享超额利润。集团高级管理人员年薪由基本年薪、绩效年薪、超额利润 分享和专项奖励组成。该项制度使得公司员工绩效与公司业绩高度挂钩，激励员工贡献业 绩。此外，为建立健全激励约束机制，建立公司和核心员工在项目投资时风险共担、利益 共享的良好机制，公司设立项目跟投机制。跟投人员分为强制跟投人员和资源跟投人员。 对于风险较大项目需进行强制跟投，项目引入者、决策者、项目论证主要负责人、项目公 司经营班子及技术核心骨干人员等需强制跟投。
4、申能股份：实施股权激励。2021 年初，公司发布限制性股票激励计划，拟向激励 对象授予不超过 4,912 万股 A 股限制性股票，授予价格为 3.17 元/股，激励对象为公司董 事、高级管理人员以及其他核心骨干人员，共计 293 人。限售考核年度为 2022 年、2023 年、2024 年。
5、东方电气：实施股权激励。2019 年，公司发布限制性股票激励计划，拟授予 2799 万股 A 股股票，授予价格 5.93 元/股，授予对象包括董秘、副总裁、中层管理人员及一线 骨干合计 780 人，授予限制性股票的限售期分别为自相应授予部分限制性股票登记完成之 日起 24 个月、36 个月、48 个月。
6、京能电力：实施股权激励。2019 年公司发布股票期权激励计划，拟激励对象为公 司高级管理人员、核心骨干和核心业务人员等，计划发布 6747 万份股票期权，授予的股票 期权行权价格为每股 3.17 元，行权期为自授权日起的第 2 年、第 3 年和第 4 年。
激励机制作为国企改革中最关键的一环，能够有效激发公司高管及一线骨干员工的积 极性，快速开拓市场，实现业绩的高速增长。2022 年，由于还剩 30%的国企改革尚未完 成，预计二十大开幕前，各大国企将加快改革速度，充分释放发展活力，为十四五期间企 业的健康高速发展奠定基础。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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