公用事业行业：低碳价值显性化 风光发电量价齐升

绿电交易方案出炉，供需价三重利好

绿色电力交易试点工作方案已获国家发改委与能源局批准，新能源发电市场化属性进一步强化。方案明确以平价风光发电项目为优先售电方，鼓励在建项目签订长协，丰富潜在装机增量的消纳渠道。方案明确绿电交易价格设置上下限，提升新能源发电项目价格弹性。绿电交易机制未来有望和碳交易、绿证机制衔接，激发用电侧参与积极性。继续推荐新能源龙头公司龙源电力，十四五将快速发展的纯新能源公司三峡能源，估值+业绩双提升的传统能源转型新能源公司华润电力/福能股份。

新能源发电消纳为重中之重，市场化机制正逐步形成当前风光新项目主要有两条并网路径：1)保障性并网，基于可再生能源消纳责任权重机制；2)市场化并网，通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件。绿电交易方案的引入，我们认为将进一步丰富市场化消纳手段，因：1)方案初期以平价风光发电项目为优先的售电方；2)方案研究建立在建项目参与机制，鼓励签订5-10年购电长协；3)绿电交易优先于计划发电和市场电交易。我们认为此举将有助于缓解庞大的十四五装机规模与弃风/弃光限电率上升的矛盾，新能源龙头企业有望显著受益。

新能源电价初步具备弹性，附加收益归属明确

当前新建风光平价项目上网电价按“指导价+竞争性配置”方式形成，且竞争性配置价格不超过当地指导价，而保障收购小时数以外电量，则直接参与市场电交易。除青海以外，其他省份指导价均低于燃煤基准价，价差在0~0.017元/KWh之间。由此导致风光发电量在本质上与其他电源发电量没有区别，且价格弹性较弱。此次交易方案以双边协商、集中撮合、挂牌、集中竞价等方式形成绿电交易电价，我们认为将进一步体现绿电低碳属性，市场化定价方式有望充分释放绿电价格弹性。而交易价格超出原有上网电价对应的附加收益，明确归属于发电企业或者对冲可再生能源补贴。

碳电联动+证电合一，激发用户侧参与积极性

当前碳交易市场、绿证市场为完全独立运行，面临碳额配置与国外碳税压力的企业，主要通过购买碳配额或绿证等方式实现减碳需求。绿电交易与碳市场衔接后，为这些企业提供了直接购买绿电的途径，避免减排的重复支出，同时碳价或将成为绿电溢价的重要参考标准；绿证由国家可再生能源信息管理中心发放，“证电合一”交易模式简化有需求的企业获得绿证的手段。此次方案提出绿电交易与其他政策与市场机制衔接的原则，我们认为将进一步提升用户侧、尤其是有减排需求的电力用户直接购买绿电的积极性。

持续推荐新能源龙头及传统转型新能源公司

继续推荐新能源龙头龙源电力(目标价：17.42港币)，十四五期间作为国家能源集团唯一的新能源平台有望保持装机体量领先；纯新能源发电公司三峡能源(目标价：7.11人民币)十四五都将迎来高速发展；传统能源转型新能源的华润电力(目标价：26.40港币)/福能股份(目标价：15.21人民币)。火电估值较低，但火电为新能源发展提供了充足现金流，我们认为在股价上有估值+业绩双提升逻辑。

风险提示：电价机制完善和市场化深入不及预期；新能源装机不及预期。

文章来源：华泰证券