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2021年09月23日发布

事项：

2021 年 9 月 7 日，中国绿色电力交易试点正式启动。 2021 年 9 月 11 日，国家发展改革委印发关于《完善能源消费强度和总量双控制度方案》的通知，鼓励地方增加可再生能源消费，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。

国信电新观点：1）绿电交易打破需求侧与供给侧屏障，绿色电力获得环境溢价； 2）新双控制度下不计入能耗考核的可再生能源总量有所增加，倒逼产业结构升级转型；3）投资建议：绿电交易打开盈利空间，新能源运营商充分受益，建议关注中国电建、三峡能源、龙源电力、中广核新能源、节能风电、江苏新能。根据公司最新的装机和收购规模，以及十四五江苏新能源规划，上调江苏新能 2021-2023 年盈利预测至 5.11/7.92/8.50 亿元（原预测2021-2023 年 4.85/5.98/7.13 亿元），维持“买入”评级；4）风险提示：疫情等宏观因素对生产经营的影响，政策力度不及预期、新能源装机进程不及预期。

评论：

打破需求侧与供给侧屏障，绿色电力获得环境溢价

绿电交易试点实现市场手段促进新能源消纳：绿色电力交易特指绿色电力的电力中长期交易，产品主要为风电和光伏发电企业上网电量，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的水电。参与绿电交易的市场主体需经地方政府主管部门准入，主要包括电网企业、风电和光伏发电企业、电力用户和售电公司。绿电交易有利于促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制的形成，推动构建以新能源为主体的新型电力系统，保障可再生能源消纳规模，建立具有全局资源优化配置能力的电力市场。交易机制可通过电力直接交易，由购电方与发电企业通过双边协商，集中撮合，挂牌等方式达成交易；也可向电网企业、电力用户以集中竞价，挂牌交易等方式进行购买；省级电网公司还可开展省间市场化交易再出售给省内电力用户。

促进“碳-电”市场联动，提升绿电消纳规模和价格水平：绿电交易与碳交易机制衔接，避免电力用户在电力市场与碳市场重复支付环境费用，为消费绿电降低用电企业排放创造政策条件。通过“碳-电”市场联动，对控排企业而言降低了碳市场履约成本，也为外向型企业降低了被征收碳税的风险，提升绿电需求，推动新能源电力在绿电市场产生溢价效益，促进新能源电力消纳规模和投资意愿。6 月 22 日，2021 年度广东可再生能源电力交易正式启动，当天共有 4 家可再生能源发电企业和 7 家售电公司参与首日交易，成交电量 1048 万千瓦时，成交价差 1.878 分/千瓦时，相比于标杆上网电价，可再生能源发电企业度电增收近 0.02 元/千瓦时。这是绿电参与市场化交易首次溢价成交，也为未来绿电交易提供了有效参考。 9 月 7 日，绿色电力交易试点启动。首批绿色电力交易共 17 个省份 259 家市场主体参与，交易电量 79.35 亿千瓦时。其中，国家电网公司经营区域成交电量 68.98 亿千瓦时，南方电网公司经营区域成交电量 10.37 亿千瓦时，绿色电力成交价格较当地电力中长期交易价格增加 0.03-0.05 元/千瓦时。

保障绿电交易环境溢价，冲抵新能源补贴和新型电力系统基础设施建设资金：对于电力直接交易方式购买的绿电产品，交易价格由发电企业与电力用户通过双边协商、集中撮合等方式形成。对于向电网企业购买的绿电产品，以挂牌、集中竞价等方式形成交易价格。交易初期，按照平稳起步原则，参考绿电供需情况合理设置交易价格上下限，促进新能源在绿电市场产生溢价。方案明确电网企业购买的绿电也可进入绿电交易市场，产生的附加收益用于对冲政府补贴或专款用于新型电力系统建设；也鼓励发电企业自愿退出补贴，通过绿电市场的附加收益替代国家可再生能源补贴或者销路不畅的“证电分离”绿证。

不计入能耗考核的可再生能源总量有所增加，倒逼产业结构升级转型

之前发布的 807 号文中提到，十三五期间， 对于超出激励性指标的能源消费量， 均不纳入能源消耗总量、强度双控考核；在本次发布的 《完善能源消费强度和总量双控制度方案》 中， 各省份超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重以后，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，鼓励了可再生能源发展，同时没有对能源消费强度做出制约，促进地区发展的同时倒逼产业结构转型升级；并与季度发布的双控预警等级挂钩，更注重节能减排的过程管理。

807 号文：在确保完成全国能源消耗总量和强度“双控”目标条件下，对于实际完成消纳量超过本区域激励性消纳责任权重部分的消纳量折算的能源消费量不纳入该区域能耗“双控”考核，对纳入能耗考核的企业，超额完成所在省级行政区域消纳实施方案对其确定完成的消纳量折算的能源消费量不计入其能耗考核。

新《双控制度》：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计入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。目前，绿电的用户主要包括国内外重视 ESG 责任的企业，承诺 100%使用可再生能源电力的企业、国内出口企业，以及国内承诺碳达峰碳中和目标的企业或自愿承诺购买绿电的企业。新的双控政策倒逼产业结构升级转型，增加绿电购买需求。

地处资源大省，新能源资源与电力负荷需求俱佳

江苏新能主要从事风电、光伏、生物质能等新能源项目，主营业务包括风能发电、生物质能发电和光伏发电三个板块。公司为江苏省国有新能源运营龙头企业，具有显著资源与区位优势：1）公司的四个发起人股东均为江苏省内大型国有企业，股东方的资源优势为公司可持续发展提供了强有力的支持； 2）沿海省份具备丰富陆上和海上风力资源，农业发达地区布局生物质发电业务；3）江苏为能源消耗大省，电力消费总量位居全国前列，新能源消纳能力强劲。2020 年公司实现营业收入 15.47 亿元，同比增长 4.20%；归母净利润 1.54 亿元，同比减少 39.47%，主要系因国务院三部委发布通知明确了可再生能源发电项目享受中央财政补贴资金的全生命周期合理利用小时数。基于此， 2020 年度公司对4 家生物质子公司相关资产组计提减值准备2.88 亿元。 2021 年上半年公司实现营业收入9.55 亿元，同比增长 10.60%，主要系因上半年风资源改善叠加 2020 年底新能新洋、新能淮安项目投产；归母净利润 3.00 亿元，同比降低 0.61%，主要系因加大研发投入，研发费用有较大增长；及部分子公司归还项目贷款叠加公司分配股利导致财务费用增加所致。

2020 年公司毛利率 39.91%，同比增加 1.2pct，2021 年上半年公司毛利率 53.87%，同比增加 5.19pct。2020 年风电业务贡献收入 8.81 亿元，毛利率 59.48%，同比增加 0.99pct。2020 年公司建工程有所增加，主要系公司陆上风电项目新能新洋，新能淮安项目以及如东 H2#海上风电项目投入增加所致。

公司把握抢装红利期，海陆风电项目齐头并进。2020 年底，新能新洋、新能淮安项目投产，截至目前，公司累计发电量 13.54 亿千瓦时，同比增长 31.95%，上网电量 13.22 亿千瓦时，同比增长 32.13%；如东 H2#海上风电项目有序推进，完成首回 220kV 海缆敷设、陆上开关站倒送电、海上升压站的建造和吊装等工程重大节点，目前，正在进行基础桩沉桩、海上风机吊装和设备调试等工作，预计年内并网发电。

公司进一步明确了以发展为核心的工作思路，按区域或项目类型组建新能源项目前期工作组，整合内外资源优势，激发全员拓展新项目的主动性与积极性。一是抢抓江苏海上风电竞争性配置、整县推进分布式屋顶光伏等机遇，大力储备项目资源，我们假设公司在 2022-2024 年每年新增平价光伏项目 100/200/200/100MW；2024 年新投产平价海上风电项目 300MW；二是瞄准省外新能源基地，积极布局省外项目；三是我们估计国信集团十四五规划新增大量清洁能源装机，预计其中海风与光伏发电资产将归属于江苏新能持有以避免同业竞争；四是有序开展股权并购，发行股份购买大唐滨海 40%股权事项于 2021 年 8 月获得中国证监会并购重组委审核无条件通过，同时积极考察调研更多的新能源并购标的，全力以赴为公司“十四五”发展储备资源。预计公司 2025 年累计控股装机容量达到 2.5GW 左右。

投资建议：绿电交易打开盈利空间，新能源运营商充分受益，建议关注中国电建、三峡能源、龙源电力、中广核新能源、节能风电、江苏新能。根据公司最新的装机和收购规模，以及十四五江苏新能源规划， 上调江苏新能 2021-2023年盈利预测至 5.11/7.92/8.50 亿元（原预测 2021-2023 年 4.85/5.98/7.13 亿元），维持“买入”评级。

风险提示：疫情等宏观因素对生产经营的影响，政策力度不及预期、新能源装机进程不及预期。