1月6日，国家能源局发布了《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。

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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GDP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， 发改委 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。

风险提示

投资人应当充分了解基金定期定额投资和零存整取等储蓄方式的区别。定期定额投资是引导投资人进行长期投资、平均投资成本的一种简单易行的投资方式。但是定期定额投资并不能规避基金投资所固有的风险，不能保证投资人获得收益， 也不是替代储蓄的等效理财方式。

无论是股票ETF/LOF基金，都是属于较高预期风险和预期收益的证券投资基金品种，其预期收益及预期风险水平高于混合型基金、债券型基金和货币市场基金。

基金资产投资于 科创板 和创业板股票，会面临因投资标的、市场制度以及交易规则等差异带来的特有风险，提请投资者注意。

板块/基金短期涨跌幅列示仅作为文章分析观点之辅助材料，仅供参考，不构成对基金业绩的保证。

文中提及个股短期业绩仅供参考，不构成股票推荐，也不构成对基金业绩的预测和保证。

以上观点仅供参考，不构成投资建议或承诺。如需购买相关基金产品，请您关注投资者适当性管理相关规定、提前做好风险测评，并根据您自身的风险承受能力购买与之相匹配的风险等级的基金产品。基金有风险，投资需谨慎。

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