綠電行業(yè)研究：新能源運營商如何評估-綠電企業(yè)成長性如何判斷-

1、綠電行業(yè)研究：新能源運營商如何評估_綠電企業(yè)成長性如何判斷_1. 2021 年：綠電投資的元年1.1. 復(fù)盤 2021：綠電表現(xiàn)亮眼，投資價值被市場挖掘2021 年電力板塊跑贏大盤，其中新能源運營表現(xiàn)亮眼。從 2021 年 1月 4 日至 2022 年 1 月 4 日，公用事業(yè)指數(shù)漲幅為 29.48%，在申萬一級指數(shù) 31 個行業(yè)中排名第六。從細(xì)分 子行業(yè)看，新能源發(fā)電板塊表現(xiàn)突出，風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電兩板塊 2021 年漲幅分別為 80.6% 和 32.02%，火電板塊全年漲幅也達到 39.3%，主要由于火電企業(yè)積極向新能源發(fā)電轉(zhuǎn)型， 新能源裝機目標(biāo)規(guī)模大、動力足，從而帶動板塊估值修復(fù)。202

2、1 年電力板塊各細(xì)分子行業(yè) 均跑贏滬深 300 指數(shù)。2021 年估值提升明顯，綠電投資元年開啟。通過比較過去 5 年電力板塊與滬深 300 指 數(shù)漲跌幅，2017-2018 年電力板塊經(jīng)歷較大幅度下跌，2019-2020 年表現(xiàn)平穩(wěn)，2021 年隨 著“雙碳”政策的提出，新能源裝機容量的大幅增長，新能源發(fā)電成長性、確定性得到印 證，電力板塊估值提升明顯，電力板塊 PE（ttm）在過去一年從 17.15 倍提升至 29.3 倍，體現(xiàn)了市場對于新能源發(fā)電行業(yè)未來發(fā)展信心。1.2. 產(chǎn)業(yè)趨勢疊加政策刺激，綠電投產(chǎn)高峰到來風(fēng)光產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展趨于成熟，平價時代下政策補貼不確定性基本消除，電力運營商投資 綠

3、電意愿增強。陸上風(fēng)電和光伏已進入平價時代，2021 年新增項目已取消補貼。陸上風(fēng)電 方面，技術(shù)成熟疊加風(fēng)機大型化趨勢，過去幾年單位成本下行趨勢明顯，從風(fēng)電機組平均 單機容量來看，單機容量正逐步擴大。據(jù) CWEA 披露，2019 年中國新增裝機的風(fēng)電機組平 均單機容量為 2454kW，同比增長 12.4%，主流的單機容量已完成從 2MW 級到 3.XMW 級 的轉(zhuǎn)變。隨著單機容量持續(xù)提升，我國風(fēng)電 LCOE 呈明顯下降趨勢，據(jù) IRENA 統(tǒng)計的數(shù)據(jù)， 2010-2019 年間，我國陸上風(fēng)電 LCOE 由 0.463 元/kWh 下降至 0.328 元/kWh（按當(dāng)年期末 美元兌人民幣匯率進行換

4、算），對應(yīng)我國燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價已實現(xiàn)平價。 HYPERLINK /SZ002202.html 風(fēng)電建造成本中風(fēng)機成本占比達到近 50%，風(fēng)機價格趨勢對風(fēng)電 LCOE 存在較大影響。 2021 年由于補貼取消導(dǎo)致風(fēng)機采購量有所下滑，設(shè)備端市場競爭加劇，全年風(fēng)機價格下降 趨勢明顯，有望帶來風(fēng)電項目盈利能力增厚。據(jù)金風(fēng)科技披露的數(shù)據(jù)，3MW 級風(fēng)機單價已 從 2020 年 9 月的 3250 元/kW 降至 2021 年 9 月的 2410 元/kW；4MW 級風(fēng)機單價已從 3163 元/kW 降至 2326 元/kW。在 2021 年以來風(fēng)機價格大幅下降的大背景下，疊加風(fēng)電公 開招標(biāo)量回升，預(yù)計未

5、來短期內(nèi)風(fēng)機價格繼續(xù)大幅下降的可能性較小，但長期來看下行趨 勢不減。海上風(fēng)電方面，2021 年為海上風(fēng)電補貼最后一年，成本端下降趨勢明顯，實現(xiàn)平價指 日可待。據(jù)北極星電力網(wǎng)，海上風(fēng)電場成本主要包括設(shè)備購臵費、建安費用、其他費用、 利息。海上風(fēng)電造價由 2010 年的 23700 元/kW 左右逐步下降至 2020 年的 15700 元/kW 左 右，十年間降幅達到 33.76%。同時根據(jù)不同海域的海況、風(fēng)速、利用小時數(shù)等方面的差異， 我國不同地區(qū)海上風(fēng)電單位造價和度電成本差異較大，福建省海域雖由于海況條件較差， 單位造價相對較高，但其風(fēng)速大幅領(lǐng)先于全國其他海域，具備高利用小時數(shù)，度電成本大 幅

6、低于其他地區(qū)，有望率先實現(xiàn)平價。根據(jù) IRENA 數(shù)據(jù)統(tǒng)計，我國海上風(fēng)電 LCOE 從 2010 年的 1.178 元/kWh 下降到 2020 年的 0.548 元/kWh（按當(dāng)年期末美元兌人民幣匯率進行換算），十年間度電成本下降 53%， 年均降幅 7.23%。 HYPERLINK /SH600905.html 參考 2021 年下半年海上風(fēng)電風(fēng)機投標(biāo)價格，我們認(rèn)為海上風(fēng)電單位投資下降幅度有望 超預(yù)期：根據(jù)北極星風(fēng)力發(fā)電網(wǎng)，2021 年 10 月中廣核象山涂茨海上風(fēng)機采購、華潤電力 蒼南 1#海上風(fēng)機(含塔架)采購項目分別開標(biāo)。其中，中廣核項目平均報價約 4443 元/kW； 華潤項目（含

7、塔筒）平均報價約 4563 元/kW。上述兩項目均處浙江省，此前浙江省平均初 始投資工程造價約為 15500-16500 元/kW，若風(fēng)機價格降至 4500 元/kW，則單位成本有望 下行至 12500-13500 元/kW。同時參考三峽能源于 12 月發(fā)布的海上風(fēng)電項目投資決策公告， 三峽陽江五、六、七海上風(fēng)電場項目規(guī)劃裝機容量各 1GW，動態(tài)投資金額分別為 140.53 億元、137.61 億元、133.56 億元，單位裝機建造成本已實現(xiàn)較大幅度下降。未來海上風(fēng)電 風(fēng)機價格有望加速下降，單位投資下降幅度有望超預(yù)期。光伏方面，受益于產(chǎn)業(yè)鏈上游各環(huán)節(jié)成本下降+效率提升，我國近十年光伏發(fā)電 LC

8、OE 持續(xù)快速下降。根據(jù)可再生能源署 IRENA 披露，2012-2019 年期間，用戶側(cè)光伏發(fā)電 LCOE 由 1.02 元/kWh 下降至 0.47 元/kWh，工商業(yè)側(cè)光伏發(fā)電 LCOE 由 0.92 元/kWh 下降 至 0.45 元/kWh（按當(dāng)年期末美元兌人民幣匯率進行換算）。光伏發(fā)電經(jīng)濟性明顯提升，競 爭力持續(xù)向好。根據(jù)中國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線圖（2020 年版）全投資模型下的估算，我 國地面光伏電站在 1500 小時等效利用小時數(shù)的 LCOE 為 0.24 元/kWh；目前分布式光伏主 要集中在山東、河北、河南等省份，大部分擁有在 1000 小時左右的等效利用小時數(shù)，2020 年估

9、算的 LCOE 為 0.31 元/kWh；同時根據(jù)中國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線圖（2020 年版）估算， 長期來看兩種光伏電站的 LCOE 都有望持續(xù)下降，尤其利用小時數(shù)較低的電站降本空間更大。2021 年底光伏組件價格呈下降趨勢，2022 有望迎來大規(guī)模投產(chǎn)。2021 年由于上游供 需緊張導(dǎo)致硅料價格出現(xiàn)大幅上漲，下游光伏項目收益率受到擠壓，從 2021 年 11 月起上 游和組件價格出現(xiàn)小幅回落并保持，我們預(yù)計隨著 2022 年產(chǎn)能逐步釋放，光伏上游組件價 格有望回落，集中式光伏投產(chǎn)將加速，在 2021 年低基數(shù)以及政策推動背景下有望迎來高速 增長，同時項目收益率有望回歸正常水平。 HYPERLI

10、NK /SZ000591.html 政策催化下增量空間廣闊，進一步驅(qū)動電力企業(yè)新能源投資意愿。根 據(jù)國家能源局發(fā)布的關(guān)于 2021 年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項的通知（征求意見 稿），要求到 2021 年，全國風(fēng)電、光伏發(fā)電發(fā)電量占全社會用電量的比重達到 11%左右， 到 2025 年達到 16.5%左右。從裝機容量規(guī)劃來看，國務(wù)院印發(fā)了2030 年前碳達峰行動 方案通知，要求到 2030 年，風(fēng)電、太陽能裝機容量達到 12 億 kW 以上（2020 年底僅 5.3 億千瓦）。在產(chǎn)業(yè)降本趨勢疊加政策驅(qū)動影響下，我國風(fēng)電光伏累計裝機容量穩(wěn)步增長。從 2015-2020 年，我國風(fēng)電、光伏裝機

11、容量年復(fù)合增速分別達到 16.4%和 42.2%。受補貼政策影響， 2020 年為陸上風(fēng)電和光伏新增項目補貼最后一年，風(fēng)電光伏迎來搶裝潮，從歷史新能源發(fā) 電累計裝機增長來看，2020 年風(fēng)電裝機容量實現(xiàn)大幅增長，增速達到 34%，2021 年 1-11 月風(fēng)電光伏分別投產(chǎn) 23.9GW 和 34.5GW。海上風(fēng)電四季度大規(guī)模投產(chǎn)將帶動風(fēng)電 2021 年全年裝機容量提升。由于 2021 年是海 上風(fēng)電補貼最后一年，四季度迎來海上風(fēng)電搶裝潮，據(jù)我們統(tǒng)計，2021 年我國共建設(shè)海上 風(fēng)電項目 20.1GW，其中明確于 2021 年年底投產(chǎn)的項目達到 16.3GW，其中大部分于 11、 12 月并網(wǎng)發(fā)

12、電，海上風(fēng)電的大規(guī)模并網(wǎng)為 2021 年全年風(fēng)電裝機規(guī)模增長帶來較大貢獻。1.3. 市場化電價上浮以及綠電交易為新能源運營帶來“價升”空間綠電交易正式開啟，為平價風(fēng)光項目帶來高溢價。早在 2016 年，國家能源局關(guān)于建 立可再生能源開發(fā)利用目標(biāo)引導(dǎo)制度的指導(dǎo)意見中提出，不斷完善促進可再生能源開發(fā) 利用的體制機制，建立可再生能源電力綠色證書交易機制，自此配額及綠證交易制度開始 發(fā)展。2021 年 9 月 7 日，發(fā)改委正式批復(fù)綠色電力交易試點工作方案，綠色電力交易 正式開市，由風(fēng)電、光伏發(fā)電產(chǎn)生的綠電正式單獨計價上線交易。據(jù)中國能源報披露，首 批綠色電力交易有 17 個省份的 259 家市場主體

13、參與，共達成交易電量 79.35 億 kWh。首 批綠色電力成交價格較當(dāng)?shù)仉娏χ虚L期交易價格增加 0.03-0.05 元/kWh，溢價幅度較大。 參與交易的主體近期以風(fēng)電和光伏為主，未來有望逐步擴大到水電等其他可再生能源。 2021 年 11 月 11 日，在浙江電力交易中心的促成下，象山大唐新能源有限公司與浙江銀泰 百貨有限公司達成了綠電交易。這是浙江自今年 9 月份成功完成全國首次綠電交易試點任 務(wù)以來，首度開啟綠電交易“日常模式”，未來綠電交易有望實現(xiàn)常態(tài)化。綠電交易有望提升新能源運營項目收益。綠電交易價格完全由發(fā)電企業(yè)與用戶雙邊協(xié) 商、集中撮合等方式形成，完全市場化綠電產(chǎn)生的附加收益歸

14、發(fā)電企業(yè)所有，向電網(wǎng)企業(yè) 購買且享有補貼的綠電，產(chǎn)生的附加收益用于對沖政府補貼，發(fā)電企業(yè)如自愿退出補貼參 與綠電交易，產(chǎn)生的附加收益歸發(fā)電企業(yè)。因此，對于平價風(fēng)電光伏項目，綠電交易機制 下帶來的溢價有望增厚項目收益。根據(jù)江蘇、廣東出具的 2022 年電力年度交易結(jié)果，綠電交易價格隨火電有所上浮，其 中江蘇省 2022 年綠電交易成交 9.24 億千瓦時，成交均價達到 0.463 元/kWh，相比于當(dāng)?shù)?燃煤發(fā)電上網(wǎng)基準(zhǔn)價的 0.391 元/kWh 上漲 18.4%，廣東 2022 年綠電交易成交 6.79 億 kWh， 成交均價 0.514 元/kWh，相比于當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電上網(wǎng)基準(zhǔn)價的 0.45

15、3 元/kWh 上漲 13.5%。參 考上述兩省份交易結(jié)果，預(yù)計 2022 年各省市綠電電價均會隨火電電價出現(xiàn)一定上浮，有望 為新能源運營企業(yè)帶來更高盈利空間。電力市場改革帶來風(fēng)光存量帶補貼項目市場化電價提升空間。2021 年在煤價高漲背景 下火電成本端承壓，業(yè)績大幅虧損，在火電承壓背景下電力市場化改革實現(xiàn)重大突破。 2021 年 10 月 11 日，發(fā)改委發(fā)布關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知， 電力體制改革邁出重要一步。本次政策出臺一方面推動火電 100%市場化交易，另一方面拉 大煤電交易價格浮動范圍，在一定程度上緩解火電企業(yè)經(jīng)營壓力：1）政策推動火電發(fā)電量實現(xiàn) 100%市場化

16、交易：從發(fā)電端看，燃煤發(fā)電量將實現(xiàn) 100% 市場化交易，通過市場交易在“基準(zhǔn)價+上下浮動”的范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價。從用 戶端看，除居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)外全部進入電力市場化交易，推動工商業(yè)全部 進入電力市場，取消工商業(yè)目錄銷售電價，工商業(yè)用戶直接和發(fā)、售電企業(yè)購電成 為必然選擇，用戶與電網(wǎng)之間的關(guān)系從購售電關(guān)系轉(zhuǎn)變?yōu)榇碣忞婈P(guān)系，真正實現(xiàn) 市場化交易。由于我國電力系統(tǒng)錯綜復(fù)雜，電網(wǎng)結(jié)構(gòu)龐大相互制約，多年來電改進 程較為緩慢。此次煤電交易市場化的完全放開推動我國電改邁出重要一步，電價機 制實現(xiàn)根本性變革?；痣娛袌龌母镉型蔀樾碌亩▋r之“錨”，為未來核電、水 電等其他電源放開市場化交易打下基礎(chǔ)。

17、2）煤電交易價格浮動范圍擴大：政策提出將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍從上浮不 超過 10%，下浮不超過 15%，擴大至上下浮動范圍均不超過 20%，高耗能行業(yè)不 受 20%限制，電力現(xiàn)貨價格不受限制。帶補貼的風(fēng)電和光伏項目在保障性電量以外的市場化交易部分有明顯的折價，包括： 一是以扶持特定行業(yè)為目的的專場交易。扶持特定行業(yè)為目的的專場交易在可再生能 源富集省區(qū)較為普遍，要求可再生能源大幅降低電價與新興產(chǎn)業(yè)用戶進行交易，是各地可 再生能源降價幅度最大的交易。二是以降低電價為目的的打捆交易。打捆交易是可再生電源與火電等調(diào)節(jié)電源按照既 定比例進行打捆，普遍在可再生能源外送交易中使用，也在甘肅等省內(nèi)電

18、力中長期交易中 使用。三是調(diào)峰輔助服務(wù)市場交易。可再生能源的波動性和逆調(diào)峰特性，引發(fā)了部分調(diào)峰輔 助服務(wù)需求，東北等地區(qū)的風(fēng)光機組承擔(dān)部分輔助服務(wù)費用。在火電電價上浮背景下，其他電源類型市場化電價同樣隨火電電價出現(xiàn)上浮。對于新 能源存量帶補貼項目，根據(jù)綠電交易政策，存量帶補貼項目如若參與綠電交易，則需通過 產(chǎn)生的附加收益用于對沖政府補貼，因此存量項目參與綠電交易較少。而存量項目主要通過市場化交易電量部分電價上浮，折價縮窄，從而帶動項目盈利能力的提升。1.4. 展望 2022， 綠電行情如何演繹？“雙碳”背景下持續(xù)看好 2022 年綠電板塊投資行情，業(yè)績高增標(biāo)的有望更獲市場青睞。 2021 年作

19、為“十四五”規(guī)劃開局之年，綠電行業(yè)迎來板塊性投資行情，隨著進入“十四五” 時期的第二年，市場對于各電力企業(yè)判斷和預(yù)期可能出現(xiàn)分化，公司長期發(fā)展前景以及中 短期業(yè)績兌現(xiàn)能力將作為判斷企業(yè)未來投資價值的核心要素，具備更高業(yè)績成長性和確定 性的綠電企業(yè)有望更受市場青睞。我們提出綠電板塊投資框架：1）從企業(yè)規(guī)模、企業(yè)盈利能力、資金實力三方面評估新 能源運營商質(zhì)地；2）從“項目規(guī)劃”、“項目競配”以及“在建工程”三方面分析各電力企 業(yè)未來長中短期業(yè)績成長性和確定性，篩選出兼具長期投資價值和短期業(yè)績兌現(xiàn)能力強的 綠電標(biāo)的。2. 立足當(dāng)下，新能源運營商質(zhì)地如何評估？2.1. 從裝機容量看先發(fā)優(yōu)勢 HYPER

20、LINK /SH600011.html 從目前電力企業(yè)裝機規(guī)模來看，截至 2021 年上半年，排名前 20 的企業(yè)基本以“五大 四小”發(fā)電集團下屬電力上市平臺為主，以華能國際領(lǐng)先，總裝機容量達 114GW。 HYPERLINK /SH600905.html 從新能源裝機容量看，龍源電力（H）是目前國內(nèi)新能源運營絕對龍頭，據(jù)公司公告， 截至 2021 年上半年裝機容量已達到 23GW，其次，據(jù)各公司半年報，三峽能源、華潤電力 （H）、大唐新能源（H）、華能國際累計裝機容量均已超過 10GW。此外，部分大型發(fā)電集 團下屬未上市電力企業(yè)同樣擁有較大規(guī)模新能源裝機容量，根據(jù)各企業(yè)官網(wǎng)、債券跟蹤評 級報

21、告等披露的數(shù)據(jù)，中廣核風(fēng)電、華能新能源、黃河水電和華電福新幾家大型未上市新 能源發(fā)電企業(yè)風(fēng)電光伏累計裝機容量已分別達到 16.72GW（截至 2021Q3）、14.63GW （截至 2020）、12.84GW（截至 2021）、9.4GW（截至 2020H1）。 HYPERLINK /SH600617.html 從風(fēng)電光伏上市企業(yè)市占率角度看，截至 2021H1 我國累計風(fēng)電、光伏裝機容量分別 為 291.9GW 和 267.6GW，目前我國新能源運營行業(yè)裝機容量較為分散。風(fēng)電方面，龍源 電力風(fēng)電裝機容量市占率達 8%，光伏方面，裝機容量市占率最高的三峽能源僅為 3%，大 部分企業(yè)市占率不足

22、1%。2.2. 從項目盈利能力看企業(yè)經(jīng)營效率新能源運營企業(yè)項目盈利能力主要取決于：1）項目單位建造成本；2）上網(wǎng)電價與市 場化電量比例；3）企業(yè)成本管控能力；4）機組運行年限；5）項目建造融資成本；6）項 目所在地域風(fēng)光資源稟賦等。 HYPERLINK /SH600021.html 我們以各新能源運營企業(yè)度電營收/單位千瓦營收和度電凈利潤/單位千瓦凈利潤分析其 項目盈利能力及經(jīng)營效率。從度電營收/單位千瓦營收方面看，根據(jù)部分年報中已細(xì)分風(fēng)電/ 光伏發(fā)電量及營業(yè)收入的企業(yè)披露，風(fēng)電 2020 年各運營企業(yè)平均度電營收為 0.47 元/kWh， 各企業(yè)風(fēng)電項目度電營收具有較大差異，上海電力、福能股

23、份、中閩能源度電營收較高， 分別達到 0.59、0.54、0.54 元/kWh，大部分企業(yè)度電營收低于 0.5 元/kWh。單位千瓦營收 方面，2020 年各企業(yè)風(fēng)電項目每千瓦營收均值為 862.94 元/kW。光伏度電營收較風(fēng)電更高，主要由于過去幾年光伏補貼較高，降本幅度較大。我們統(tǒng) 計了已披露光伏板塊發(fā)電量及營業(yè)收入的電力企業(yè)，2020 年各運營企業(yè)光伏度電收入均值 為 0.78 元/kWh，部分企業(yè)甚至高于 1 元/kWh。從單位千瓦營收看，2020 年光伏平均單位 千瓦營收為 976.93 元/kW，較 2019 年略有下降，主要由于補貼下滑。度電凈利潤/單位裝機凈利潤差異較大，各企業(yè)

24、盈利能力受多方因素影響。我們統(tǒng)計了 部分企業(yè)度電凈利潤及單位裝機凈利潤情況，由于大部分火電轉(zhuǎn)型新能源企業(yè)未單獨披露 新能源運營板塊凈利潤，以及部分純新能源運營企業(yè)未單獨拆分披露風(fēng)電/光伏凈利潤，因 此我們僅按新能源發(fā)電量中風(fēng)電/光伏的占比進行區(qū)分，統(tǒng)計了部分純綠電及火電轉(zhuǎn)型新能 源企業(yè)的度電凈利潤和單位裝機凈利潤（若過去幾年風(fēng)電發(fā)電量大于光伏發(fā)電量，則歸為 以風(fēng)電為主的運營商，反之則歸為以光伏為主的運營商）。統(tǒng)計中僅中廣核新能源（H）拆 分披露了風(fēng)電和光伏板塊凈利潤，因此對該企業(yè)風(fēng)電/光伏的盈利能力進行分別計算。 HYPERLINK /SH600483.html 在以風(fēng)電為主的新能源運營商中，

25、福能股份和中閩能源度電凈利潤及單位裝機凈利潤 均實現(xiàn)領(lǐng)先，2020 年兩家公司度電凈利潤分別達到 0.29 和 0.21 元/kWh，兩家企業(yè)均地處 福建，風(fēng)資源優(yōu)渥、利用小時數(shù)高，且以重點發(fā)展海上風(fēng)電為主。 HYPERLINK /SH601016.html 同時，老牌風(fēng)電運營企業(yè)例如節(jié)能風(fēng)電、龍源電力（H）以及大唐新能源（H）度電凈 利潤相對較低，部分歸因于其老舊風(fēng)機占比較高，由于老舊風(fēng)機單機容量小、利用小時數(shù) 低，機組運營效率較差且維護費用高，在一定程度上拖累了企業(yè)整體盈利能力。根據(jù)國家 能源局于 12 月發(fā)布的風(fēng)電場改造升級和退役管理辦法，鼓勵并網(wǎng)運行超過 15 年的風(fēng)電 場改造升級和退

26、役，且運營期未滿 20 年且累計發(fā)電量未超過改造前項目全生命周期補貼電 量的項目繼續(xù)享受補貼。上述國內(nèi)老牌風(fēng)電運營商有望率先受益于老舊風(fēng)電場改造政策， 由于早期風(fēng)電項目所在地風(fēng)資源優(yōu)渥，老舊風(fēng)機“以大代小”改造后將繼續(xù)受益于優(yōu)質(zhì)風(fēng) 資源，疊加裝機容量和利用小時數(shù)的雙重增長，未來項目運營效率及企業(yè)盈利能力有望提 升。 HYPERLINK /SZ000591.html 以光伏為主的運營商較少，我們統(tǒng)計了太陽能、中廣核新能源（H）、晶科科技以及吉 電股份四家企業(yè)的新能源度電凈利潤和單位千瓦凈利潤。2020 年四家企業(yè)度電凈利潤分別 為 0.19、0.16、0.14 和 0.12 元/kWh；單位裝機

27、凈利潤分別為 242.45、204.21、154.62 和 151.17 元/kW。資源稟賦是決定新能源運營項目盈利能力的重要因素，優(yōu)質(zhì)風(fēng)光資源獲取能力的高低 直接影響發(fā)電企業(yè)的盈利質(zhì)量。總的來說，優(yōu)質(zhì)的海風(fēng)資源利好東部沿岸地區(qū)省屬能源平 臺；風(fēng)光大基地利好西部省屬發(fā)電企業(yè)；央企的全國化布局在風(fēng)電、光伏項目上均有優(yōu)勢。在陸上風(fēng)電方面，風(fēng)力發(fā)電極易受到地域資源影響。由于我國風(fēng)能資源主要分布在 “三北”地區(qū)、東南部沿海地區(qū)以及青藏高原、云貴高原和華南山脊地區(qū)，因此風(fēng)電產(chǎn)業(yè) 發(fā)展與地域聯(lián)系較為緊密。分地區(qū)看，內(nèi)蒙古以 37.86GW 的風(fēng)電裝機容量排名全國第一， 在全國范圍內(nèi)共有 9 個省市風(fēng)電裝機

28、超過 10GW。陸上風(fēng)電未來仍為我國風(fēng)力發(fā)電行業(yè)主 要發(fā)展方向，其中陸上風(fēng)電發(fā)展重點地區(qū)主要分布在新疆、甘肅、蒙東、蒙西、吉林、河 北。因此，目前已深耕國內(nèi)陸上風(fēng)電資源豐富地區(qū)多年的新能源企業(yè)未來在項目獲取方面 將具備一定先發(fā)優(yōu)勢。 HYPERLINK /SH600163.html 海上風(fēng)電方面，沿海地區(qū)地理位臵優(yōu)越，海陸風(fēng)力資源豐富。根據(jù)海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)發(fā) 展思路與對策建議，我國沿海省份平均風(fēng)速在 6.5-10.0 m/s，平均風(fēng)速較大，風(fēng)向較為穩(wěn) 定。海上風(fēng)電資源優(yōu)劣主要取決于其風(fēng)速，在未來海上風(fēng)電成本逐步降低過程中，風(fēng)速對 風(fēng)電盈利能力的影響將更為明顯。福建省由于亞熱帶季風(fēng)氣候和“狹管效應(yīng)”

29、的影響，風(fēng)資源 豐富，近海海域風(fēng)速遠(yuǎn)高于其他沿海省份，在利用小時數(shù)方面具有絕對優(yōu)勢。因此，福能 股份與中閩能源兩家扎根于福建省的地方國企下屬新能源發(fā)電平臺將直接受益，有望成長 為國內(nèi)海上風(fēng)電領(lǐng)域優(yōu)質(zhì)企業(yè)?；陲L(fēng)能發(fā)電特有的地域優(yōu)勢，我們梳理了部分以風(fēng)力發(fā)電業(yè)務(wù)為主的新能源發(fā)電企 業(yè)的業(yè)務(wù)情況。大部分開展風(fēng)能業(yè)務(wù)的公司，其公司或項目所在位臵都位于風(fēng)能資源較為 充裕的地區(qū)，地理位臵的優(yōu)勢更有利于公司發(fā)展相應(yīng)業(yè)務(wù)。從優(yōu)質(zhì)風(fēng)力資源的獲取能力上 看，具備全國化布局的央企以及在部分地處資源優(yōu)勢區(qū)域的國企下屬發(fā)電平臺占據(jù)優(yōu)勢。 HYPERLINK /SZ000591.html 在光伏發(fā)電方面，我國光照資源地

30、區(qū)差異性較大。2020 年中國風(fēng)能太陽能資源年景 公報披露，2020 年我國陸地表面平均年水平面總輻照量為 1490.8kWh/平方米，但資源 分布地區(qū)差異性較大，高原和少雨干燥地區(qū)太陽能資源更加豐富，平原、多雨高濕度地區(qū) 太陽能資源相對較少。根據(jù)地區(qū)來看我國甘肅西南部、內(nèi)蒙古西部、青海西部、西藏中西 部等地區(qū)光照資源最豐富，年水平面總輻照量超過 1750kWh/平方米，西北、西南、內(nèi)蒙等 大部分地區(qū)光照資源也較為豐富；華東、華中、華南地區(qū)光照資源相對匱乏。從光伏發(fā)電 利用小時數(shù)來看，我國東北和西北地區(qū)的利用小時數(shù)最高，2020 年分別為 1492 和 1407 小 時；華東與華中地區(qū)利用小時

31、數(shù)最低，分別僅有 986 和 959 小時，符合我國光資源分布特 點。2.3. 從資金實力看項目投產(chǎn)潛力新能源發(fā)電行業(yè)投資規(guī)模大，屬于資金密集型行業(yè)。單個陸上風(fēng)電或集中式光伏開發(fā) 項目通常需幾個億至十幾億的投資規(guī)模，海上風(fēng)電項目投資規(guī)模則更大。新能源發(fā)電行業(yè) 的性質(zhì)決定了發(fā)電企業(yè)需要具備強大的資金實力。根據(jù)北極星電力網(wǎng)披露的數(shù)據(jù)，目前我 國陸上風(fēng)電平均初始投資成本約為 5000-7000 元/kW，光伏平均初始投資成本約 4000 元 /kW。海上風(fēng)電建設(shè)成本較高，根據(jù)國家能源信息平臺披露，當(dāng)前重點省份海上風(fēng)電工程造 價范圍在 14000-18000 元/kW 之間。未來十年新能源發(fā)電迎來投產(chǎn)

32、高峰期，風(fēng)電光伏的密 集投資建設(shè)對新能源運營企業(yè)的資金實力及現(xiàn)金流水平提出了較高要求。 HYPERLINK /SH601985.html 因此，資金實力為項目獲取中的重要參考條件之一，我們將從公司經(jīng)營活動現(xiàn)金流、 資產(chǎn)負(fù)債率水平以及融資成本三個方面分析各電力企業(yè)資金實力。從現(xiàn)金流方面看，擁有 央企/國企背景的大型火電企業(yè)具有高現(xiàn)金流水平。通過統(tǒng)計各擁有新能源裝機的電力企業(yè) 經(jīng)營活動現(xiàn)金流凈額水平，國內(nèi)大型電力企業(yè)普遍擁有較高現(xiàn)金流水平，排名前十企業(yè) （除中國核電外）均為“五大四小”發(fā)電集團旗下電力上市平臺，年經(jīng)營活動現(xiàn)金流水平 基本保持在 100 億元以上，但由于 2021 年下半年受到高煤價

33、影響成本大幅拉升，火電板塊 出現(xiàn)較大程度虧損，影響了 2021 年全年現(xiàn)金流水平。從資產(chǎn)負(fù)債率看，由于電力行業(yè)普遍前期投入大，資產(chǎn)負(fù)債率普遍較高，國內(nèi)大型火 電企業(yè)和新能源運營企業(yè)資產(chǎn)負(fù)債率保持在 60%-70%之間，規(guī)模較小的發(fā)電企業(yè)資產(chǎn)負(fù)債 率相對較低。從各企業(yè)融資成本水平看，我們以利息費用（含資本化）/帶息債務(wù)公式為參考計算對 比各帶有新能源裝機的電力企業(yè)融資成本，通過計算結(jié)果得出國內(nèi)大型火電企業(yè)以及純新 能源運營企業(yè)融資成本基本保持在 3%-4%之間，具有央企或地方國企背景的電力企業(yè)融資 成本低且相差不大，2020 年央企及地方國企背景電力企業(yè)融資成本均值分別為 3.96%和 3.95

34、%，2021 年前三季度平均融資成本分別為 2.96%和 3.1%。民營新能源運營企業(yè)融資成本相對較高，經(jīng)不完全統(tǒng)計，民營企業(yè) 2020 年及 2021 年前三季度融資成本均值分別為 6.63%和 5.75%。近年來電力企業(yè)融資成本略有下降趨勢，由于電力企業(yè)負(fù)債率水平相對較高，企業(yè)凈 利潤對融資成本敏感性較強，資金成本下降有利于增強新投產(chǎn)項目盈利能力，一方面企業(yè) 投建新能源裝機意愿增強，另一方面有助于改善公司負(fù)債壓力以及流動性水平。3. 著眼未來，綠電企業(yè)成長性如何判斷？我們完整梳理了新能源運營長期、中期、短期三層投資框架：從長期來看，新能源運營板塊的投資關(guān)注點包括：（1）各企業(yè)中長期的風(fēng)電、

35、光伏裝 機容量規(guī)劃情況直接體現(xiàn)其發(fā)展新能源的決心與意愿；（2）風(fēng)電、光伏項目的盈利能力高 度依賴地區(qū)資源情況，因此企業(yè)能否獲取優(yōu)質(zhì)資源是風(fēng)電、光伏發(fā)電項目盈利能力高低的 決定因素；（3）新能源項目的初始投資規(guī)模較大，企業(yè)的融資能力與融資成本成為關(guān)鍵。 因此長期來看，以“五大四小”發(fā)電集團為代表的央企/國企下屬發(fā)電平臺，以及地處資源 優(yōu)勢區(qū)域的地方國企發(fā)電企業(yè)具備顯著競爭優(yōu)勢。從中期來看，新能源運營的投資關(guān)注點是各企業(yè)項目擬建、籌建情況。從各企業(yè) 2021 年風(fēng)電、光伏項目競配情況來看，我國大型電力央企、國企相較于民企在項目拿單方面更 具優(yōu)勢。從短期來看，由于風(fēng)電、光伏項目的投產(chǎn)周期較短，一般為

36、 0.5-2 年，因此，各公司投 資性現(xiàn)金流與“在建工程”數(shù)額對明年業(yè)績影響大。我們采用“新能源在建工程/總市值” 指標(biāo)來評估新能源運營企業(yè)短期業(yè)績彈性。3.1. 從項目規(guī)劃看長期發(fā)展?jié)摿ξ覀冋J(rèn)為從長期看各新能源運營企業(yè)發(fā)展?jié)摿χ饕Q于幾個方面：1）“十四五”期 間裝機規(guī)劃；2）項目所在地資源稟賦；3）企業(yè)資金實力。 HYPERLINK /SH600886.html 裝機規(guī)劃直接表明了企業(yè)長期在新能源運營板塊發(fā)展的戰(zhàn)略與意愿。目前出具“十四 五”期間新能源裝機規(guī)劃的主要為國內(nèi)“五大四小”發(fā)電集團，而“五大四小”發(fā)電集團 作為國內(nèi)電力市場絕對龍頭，也是我國風(fēng)光裝機規(guī)模的半壁江山?！拔宕笏男　卑l(fā)

37、電集團包 括國家能源集團、中國華電、中國華能、國家電投、大唐集團以及華潤電力、國投電力、 中廣核集團、三峽集團，根據(jù)各集團官網(wǎng)披露的信息，截至 2020 年底，國家電投集團新能源裝機規(guī)模最高，占全國裝機比例達 11.33%；其次為國家能源集團，占全國裝機比例達 8.94%?！拔宕笏男　卑l(fā)電集團 2020 年新能源裝機規(guī)模合計占比接近 50%，已占據(jù)國內(nèi)新 能源發(fā)電的半壁江山。各大發(fā)電平臺明確“十四五”時期新能源發(fā)展規(guī)劃。“雙碳”目標(biāo)下，各發(fā)電平臺陸續(xù) 出具新能源裝機發(fā)展規(guī)劃，體現(xiàn)了各企業(yè)發(fā)展新能源的決心和意愿。其中，以“五大四小” 發(fā)電集團為代表的央企/國企下屬發(fā)電平臺的新能源規(guī)劃最為清晰明確

38、?！笆奈濉睍r期， “五大四小”發(fā)電集團大力投建清潔能源裝機，計劃于 2025 年或之前實現(xiàn)“碳達峰”。國 家能源集團和華能集團計劃新增新能源裝機最高，分別為 70-80GW、80GW，新增新能源 裝機占比分別達 40%、50%以上；三峽集團也計劃新能源裝機容量實現(xiàn) 70-80GW；國家電 投和華電集團緊隨其后，分別計劃新增新能源裝機 72GW、75GW，且計劃將清潔能源裝機 比重提升到 60%；華潤電力計劃新增 40GW 可再生能源裝機，可再生能源裝機占比提升至 50%以上；。粗略計算截至“十四五”末期“五大四小”發(fā)電集團有望共新增新能源裝機 430GW 以上。3.2. 從“項目競配”看中期

39、成長速度判斷新能源運營企業(yè)“中期”成長性和確定性主要是對企業(yè)未來 2-3 年的分析。由于 風(fēng)電光伏建設(shè)周期相對較短，光伏、陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電的建設(shè)周期分別為半年、1 年以及 1.5-2 年，2021 年競配的項目有望在 2022 年開工建設(shè)，于 2023 年投產(chǎn)開始實現(xiàn)業(yè)績釋放， 因此我們認(rèn)為 2021 年的項目競配情況反映了各企業(yè)的中期發(fā)展?jié)摿?。項目競爭配臵是對未 確定投資主體的風(fēng)電、光伏電站項目，通過招標(biāo)等競爭方式公開選擇投資主體；或?qū)σ验_ 展前期工作且已確定投資主體的項目，通過競爭性比選、優(yōu)選等競爭方式配臵年度建設(shè)規(guī) 模指標(biāo)。截至目前，已有 18 個省份已陸續(xù)發(fā)布了 2021 年風(fēng)電、光

40、伏競爭性配臵結(jié)果。我們對 已發(fā)布競配結(jié)果的項目做了統(tǒng)計，統(tǒng)計中包含風(fēng)光保障性項目以及市場化項目（風(fēng)光大基 地項目不計入），在我們統(tǒng)計的 18 個省份中，2021 年風(fēng)電共計完成競標(biāo) 41.2GW，光伏完 成競標(biāo) 91.1GW，風(fēng)光一體化項目 46.7GW。同時，我們對獲得競配項目的開發(fā)企業(yè)做了股 權(quán)穿透，穿透原則為：1）若可穿透至上市公司，則最終歸集與該上市公司；2）若往上無 法穿透到上市公司，則穿透到集團公司。從各省發(fā)布的項目競配情況看，青海、廣西 2021 年競配項目裝機容量超 30GW，分別 達到 32.2GW 和 31.1GW，有 7 個省份競配裝機容量超過 10GW。從企業(yè)獲得競配項

41、目情況看，“五大四小”發(fā)電集團具備絕對競爭力。從我們的不完全 統(tǒng)計結(jié)果來看，獲得項目裝機容量排名前十的企業(yè)均為央企，排名首位的國家能源集團 2021 年獲得風(fēng)電 478.5 萬 kW、光伏 504.0 萬 kW、風(fēng)光一體化項目 875.0 萬 kW，合計 1857.4 萬 kW；國電投集團、大唐集團、華能集團、華電集團項目獲得量僅次于國家能源 集團，均超過 10GW，風(fēng)光一體化項目貢獻明顯。從競配項目排名上看，競配裝機前十基 本為“五大四小”發(fā)電集團。除此之外，中能建、中電建兩大電力建設(shè)集團也擁有較強資 源獲取能力，分別獲得競配裝機容量 797GW 和 605.8GW，躋身企業(yè)項目裝機獲取量排

42、名 前列。 HYPERLINK /SH600886.html 從上市公司層面看，我們對“五大四小”發(fā)電集團各項目歸屬平臺進行了劃分，除三 峽集團、華潤電力、國投電力之外，大部分競配項目在集團體內(nèi)的占比較高。若根據(jù)電力 上市公司所獲項目裝機容量進行排名，華能國際、龍源電力、三峽能源、中國核電、中國 電力作為上市平臺獲取項目量最大，競配項目所獲裝機容量分別為 5.53GW、4.44GW、 3.38GW、3.25GW 和 3.01GW，排名靠前上市公司大部分為“五大四小”發(fā)電集團下屬上 市平臺。 HYPERLINK /SH600089.html 除傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)外，陽光能源、特變電工、晶科科技、金風(fēng)科

43、技等風(fēng)電、光伏設(shè)備制 造上市企業(yè)也開始布局運營端，在獲取項目方面同樣具備一定競爭力。從上述分析來看，大型發(fā)電企業(yè)在競配過程中具備較大競爭力，主要由于大型發(fā)電企 業(yè)相對更符合各省項目競配打分表中的競爭要求，參考 2021 年部分省份競配打分表，企業(yè) 建設(shè)經(jīng)驗及投資能力、消納能力、產(chǎn)業(yè)配套能力、前期準(zhǔn)備完成度以及項目開發(fā)進度（明 確未來項目進度時間節(jié)點）為五大最為核心的考察方面，大型電力企業(yè)在資金、項目經(jīng)驗 等各方面相對具備更大優(yōu)勢。然而，項目競配不一定能完全對應(yīng)公司未來 2-3 年內(nèi)的業(yè)績增量，部分因素可能影響競 配情況對企業(yè)中期發(fā)展?jié)摿Φ呐袛啵?）短期組件、風(fēng)機等原材料價格上漲可能會導(dǎo)致開工

44、時間延后，例如 2021 年組件價格大幅上漲，導(dǎo)致全年光伏并網(wǎng)裝機容量不及預(yù)期；2）消 納問題可能導(dǎo)致并網(wǎng)時間延后，隨著風(fēng)光項目大批量建成投產(chǎn)并網(wǎng)，消納問題亟待解決。3.3. 從“在建工程”看短期業(yè)績確定性 HYPERLINK /SH601985.html 風(fēng)光項目投產(chǎn)周期短，投資性現(xiàn)金流與“在建工程”數(shù)額對短期業(yè)績影響大。由于風(fēng) 電光伏項目的投產(chǎn)周期較短，且無燃料成本，因此，公司 2021 年的“在建工程”將較為確 定地對 2022 及 2023 年的業(yè)績產(chǎn)生積極影響。此外，投資性現(xiàn)金流數(shù)額也能在一定程度上 反映公司在建發(fā)電項目的投入。從在建工程數(shù)額來看，截止 2021 年第三季度末，中國核

45、電、 華能國際和中國廣核排名前三，均超過 500 億。從投資性現(xiàn)金流來看，華能國際、三峽能 源和中國核電三季度投資性支出數(shù)額最多。我們將從幾大維度對于各新能源運營企業(yè)“在建工程”情況進行分析：1）各企業(yè)“在 建工程/市值”指標(biāo)反映各企業(yè)目前投資力度；2）各企業(yè)“新能源在建工程”以及“新能源 在建工程/市值”指標(biāo)反映公司在新能源領(lǐng)域投資力度；3）核心標(biāo)的新能源在建工程裝機容 量。 HYPERLINK /SZ000767.html 首先，我們以“在建工程/市值”為指標(biāo)，初步篩選出了 20家投資力度最大的公司。然 而，“在建工程”并不一定帶來明年業(yè)績的確定性成長，以下因素也會同時對公司明年業(yè)績 產(chǎn)生

46、一定影響：1）若公司燃煤火電占比較高，高煤價背景下明年盈利能力預(yù)計較差；2） 若公司投資水電、核電等，整體建設(shè)周期較長，未必在短期內(nèi)能投產(chǎn)。以排名第一的晉控 電力為例， 截至 2021H1，晉控電力有 94.9 億元的在建工程期末余額，但其核心在建項目 為“漳澤發(fā)電 2*1000MW”的火電項目，新能源在建工程期末余額僅 1.1 億元。 HYPERLINK /SH601016.html 為避免上述因素影響，我們重點關(guān)注新能源項目的在建工程，新能源在建工程規(guī)模最 大的 10 家公司分別為三峽能源、華能國際、節(jié)能風(fēng)電、上海電力、深圳能源、大唐發(fā)電、 福能股份、粵電力 A、吉電股份、浙江新能。此外，

47、我們以 “新能源在建工程/總市值”作 為判斷新能源運營企業(yè)短期業(yè)績確定性的評估依據(jù)之一，將其各公司進行排序，得到排名 前 10 的公司分別為節(jié)能風(fēng)電、華能國際、上海電力、深圳能源、粵電力 A、福能股份、三 峽能源、江蘇新能、吉電股份、大唐發(fā)電。同時，我們對各電力企業(yè)新能源在建工程項目的裝機容量進行拆分，上市企業(yè)在建新 能源裝機以三峽能源、華能國際以及節(jié)能風(fēng)電領(lǐng)先，分別為 6.9GW、4.8GW、2.3GW，7 家電力企業(yè)在建新能源裝機超過 1GW。部分企業(yè)海上風(fēng)電在建裝機占比較高，對明年業(yè)績影響較大。2021 年為海上風(fēng)電補貼 最后一年，下半年迎來海上風(fēng)電搶裝潮。根據(jù)國家發(fā)改委 2019 年發(fā)

48、布的關(guān)于完善風(fēng)電上 網(wǎng)電價政策的通知，對 2018 年底前已核準(zhǔn)的海上風(fēng)電項目，如在 2021 年底前全部機組完 成并網(wǎng)的，執(zhí)行核準(zhǔn)時的上網(wǎng)電價；2022 年及之后并網(wǎng)的海上風(fēng)電項目將不再享有國家補 貼，按燃煤標(biāo)桿電價上網(wǎng)。作為補貼的最后一年，今年各大發(fā)電企業(yè)加快海上風(fēng)電項目建 設(shè)進程，出現(xiàn)大規(guī)模搶裝。在上述新能源在建工程期末余額排名前十的企業(yè)中，有 8 家企 業(yè) 2021 年下半年有海上風(fēng)電項目在建，其中三峽能源和華能國際裝機量最高，分別達到 3.8GW 和 2.8GW，經(jīng)統(tǒng)計在 2021 年底順利全容量并網(wǎng)發(fā)電的裝機規(guī)模分別為 2.8GW 和 3.05GW。由于大部分海風(fēng)項目在 2021

49、年底順利并網(wǎng)，涉及海風(fēng)項目的各大公司明年有望 受益，業(yè)績確定性較強。4. 重點公司分析【中國核電】國內(nèi)核電龍頭有望迎來“量價齊升”：到 2020 年底公司核電項目裝機量達 20.21GW，據(jù)公司 2021 年半年報，2021 年福清 5 號、田灣 6 號兩臺機組投產(chǎn)，福清 6 號 機組有望于 2022 年初投產(chǎn)，三臺機組投產(chǎn)后為公司新增 344 萬 kW 裝機；同時根據(jù)江蘇省 2022 年電力市場年度交易結(jié)果，中國核電下屬江蘇核電有限公司年度市場交易量 160 億 kWh，電價上浮近 20%，盈利能力大幅增強。新能源運營板塊，公司于 2021 年年初收購 中核匯能，獲得大量風(fēng)光資產(chǎn)注入，據(jù) 2021 年中報以及公司十四