2022年三峽能源研究報告

2022年三峽能源研究報告1、風(fēng)光并舉、海陸共進1.1、三峽集團旗下新能源業(yè)務(wù)主體三峽集團旗下新能源業(yè)務(wù)實施主體。公司主營業(yè)務(wù)為風(fēng)能、太陽能的開發(fā)、投資、運營業(yè)務(wù)，主要產(chǎn)品為電力，所屬行業(yè)為電力、熱力生產(chǎn)和供應(yīng)業(yè)。公司前身為“中國水利實業(yè)開發(fā)總公司”，該公司于1985年通過“水利工程綜合經(jīng)營公司”與“中國三峽實業(yè)開發(fā)公司”與“中國水利實業(yè)開發(fā)總公司”合并改組而成。2008年，公司并入三峽總公司并成為其全資子企業(yè)。2015年，公司由全民所有制企業(yè)階段整體重組改制進入有限責(zé)任公司階段。2019年，公司變更為股份有限公司，并更為中國三峽新能源（集團）股份有限公司，2021年6月，公司正式在上交所主板上市?！帮L(fēng)光三峽”和“海上風(fēng)電引領(lǐng)者”戰(zhàn)略。公司積極發(fā)展陸上風(fēng)電、光伏風(fēng)電，大力發(fā)展海上風(fēng)電，深入推動以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風(fēng)光基地開發(fā)，同時公司堅持集中連片規(guī)模化開發(fā)海上風(fēng)電，致力于成為海上風(fēng)電領(lǐng)頭企業(yè)。截至2022年H1，公司裝機規(guī)模達到25.0GW，資產(chǎn)總額高達2500億元，目前三峽能源業(yè)務(wù)已覆蓋全國30個省份，成為我國新能源運營商的龍頭企業(yè)。公司實控人為三峽集團，最終控制方為國資委，背景雄厚。截至2022年H1，三峽集團直接持有公司48.92%股份，同時通過控股三峽資本間接持有公司股份3.49%，為公司實控人。三峽集團由國資委控股，為建設(shè)三峽工程設(shè)立的國有獨資公司，經(jīng)營多類型業(yè)務(wù)，三峽集團歷經(jīng)近30年持續(xù)快速高質(zhì)量發(fā)展，現(xiàn)已成為全球最大的水電開發(fā)運營企業(yè)和中國最大的清潔能源集團。1.2、風(fēng)光并舉、海陸共進風(fēng)電和光伏協(xié)同運營，業(yè)務(wù)布局合理。公司注重陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電、海上風(fēng)電協(xié)同發(fā)展，堅持風(fēng)光并舉、海陸共進的發(fā)展理念，合理籌劃業(yè)務(wù)布局，2021年風(fēng)電/光伏/水電營收分別為100.7/49.6/1.28億元，占營收比例分別為65.02%/32.05%/0.83%,其中風(fēng)電為第一大收入來源，水電業(yè)務(wù)調(diào)整，因發(fā)電項目轉(zhuǎn)讓等原因，占比降低，2022H1公司風(fēng)電/光伏/水電/獨立儲能營收分別為79.3/31.5/0.81/0.09億元，占比分別為70.8%/28.4%/0.72%/0.08%。風(fēng)電&光伏裝機規(guī)模迅速提升，“風(fēng)光三峽”如期建成。近年來公司發(fā)電項目裝機規(guī)模增速較快，2021年新增并網(wǎng)裝機容量7.3GW，其中，風(fēng)電/光伏分別裝機5.39/1.91GW；截至2021年底，累計裝機總?cè)萘窟_到22.9GW，風(fēng)電14.27GW（其中海上風(fēng)電4.58GW），光伏8.41GW，水電0.21GW；2022H1公司新增并網(wǎng)裝機2.1GW，其中新增陸風(fēng)并網(wǎng)0.8GW，光伏并網(wǎng)1.3GW；截至2022H1公司風(fēng)電、光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機容量近25GW，超過三峽集團水電站裝機容量（22.50GW），如期建成“風(fēng)光三峽”，凸顯規(guī)模效應(yīng)。裝機量擴張帶動營收持續(xù)提升，盈利能力顯著提升。近年來公司并網(wǎng)運營的風(fēng)電、光伏裝機量逐年提升，發(fā)電量持續(xù)增長進而帶動公司營收持續(xù)提升。公司營收由2017年67.81億元，增長到2021年154.8億元，2017-21CAGR為22.92%。公司歸母凈利潤由2017年24.3億元，增長到2021年56.42億，2017-21CAGR為23.44%；此外隨著風(fēng)光裝機成本降低，促使公司整體建設(shè)成本降低，營收質(zhì)量不斷提高，2020-2021年歸母凈利潤增速均大于營收增速。2022H1實現(xiàn)收入121.3億元，同比增長45.3%，歸母凈利潤50.4億元，同比增長36.62%。海風(fēng)項目投產(chǎn)和新能源發(fā)電效率提高均提升公司毛利率。2017-21年，公司綜合毛利率顯著提升，由53.96%升至58.41%，提升4.45pct，公司風(fēng)電、光伏項目毛利率較高，營收占比逐年提升，公司調(diào)整業(yè)務(wù)后毛利率相對較低的中小水電項目占比降低。2022H1公司綜合毛利率為65.5%，主要系2021年公司新增的海風(fēng)發(fā)電機組3.24GW投產(chǎn)，海風(fēng)項目毛利率較高；隨著新能源消納問題合理解決，棄風(fēng)棄光率逐年下降，我們認為風(fēng)電和光伏板塊的毛利率也逐年上升。風(fēng)電、光伏板塊發(fā)電效率帶動毛利率提升。風(fēng)電毛利率逐年升高，風(fēng)電發(fā)電效率提升，2021年公司風(fēng)電利用小時數(shù)為2314，同比提升77小時，高出全國平均水平68小時；風(fēng)電項目市場化交易設(shè)置上限后，低電價交易電量占比同比下降拉高交易電價；毛利率較高的海上風(fēng)電業(yè)務(wù)占比提升。光伏發(fā)電業(yè)務(wù)方面，2021年光伏利用小時數(shù)為1385，同比增長2小時，高出全國平均水平222小時，同時光伏組件價格下降，新增項目裝機成本也有所降低，提升了毛利率。各項費用率良好，融資能力強，上市后財務(wù)費用率降低。公司項目投資主要以貸款為主所以財務(wù)費用規(guī)模較大。財務(wù)費用率方面，由2017年20.00%穩(wěn)定降至2021年18.37%，2018年主要是因引入戰(zhàn)略投資者，利用部分募集資金償還了一些利率較高的貸款，2021年上市后，公司融資能力進一步顯現(xiàn)，財務(wù)費用率下降0.11pct。管理費用率方面，2017-2020公司管理費用率穩(wěn)定下降，2021隨著公司產(chǎn)業(yè)規(guī)模迅速擴張，公司大幅增加管理人員數(shù)量，職工薪酬支出上漲導(dǎo)致管理費用提升，隨著后續(xù)公司規(guī)模效應(yīng)顯現(xiàn)，預(yù)計管理費用將趨于穩(wěn)定。公司現(xiàn)金流狀況良好，引入戰(zhàn)略投資者后籌資能力顯著增強。2017-2021年公司投資活動產(chǎn)生的現(xiàn)金流規(guī)模大，主要是在建風(fēng)電、光伏項目投入不斷加大、收購子公司資金支出較大。近年來公司籌資活動現(xiàn)金流主要來源于債券、銀行借款和股權(quán)融資，2018年公司引進了戰(zhàn)略投資者，籌資能力加強，2021年上市后籌資能力顯著提升，利好公司進一步項目擴張。資產(chǎn)負債率改善后公司融資空間提升。2018年公司資產(chǎn)負債率大幅降低主要是引入戰(zhàn)略投資者117億元權(quán)益基金。2020年由于公司項目投資的資金大部分來源于外部融資，因此隨著公司資產(chǎn)規(guī)模的擴大以及工程建設(shè)投入的增加，負債規(guī)模不斷擴大，資產(chǎn)負債率持續(xù)上升，但總體較為穩(wěn)健。2021年公司通過完成首次公開股票發(fā)行改善資金結(jié)構(gòu)，公司資產(chǎn)負債率降至64.7%。2、碳中和背景下風(fēng)電光伏持續(xù)受益2.1、“十四五”風(fēng)電光伏增長持續(xù)強勁新能源是全球能源增長的新動力。能源轉(zhuǎn)型是應(yīng)對全球能源和氣候危機的關(guān)鍵，高昂的化石燃料價格、能源安全問題和氣候變化的緊迫性凸顯了加快向清潔能源系統(tǒng)邁進的迫切需要。根據(jù)國際可再生能源署(IRENA)發(fā)布的《2022年可再生能源裝機數(shù)據(jù)》(RenewableCapacityStatistics2022)，2021年，全球可再生能源新增裝機量257GW，新增風(fēng)光裝機容量占比達88％，新增光伏裝機132.8GW，占比51.7%；新增陸上風(fēng)電裝機71.8GW，占比27.9%；新增海上風(fēng)電裝機21.3GW，占比8.3%?！疤贾泻汀甭窂矫鞔_，新能源裝機量持續(xù)增長。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2021年可再生能源新增裝機134GW，占全國新增發(fā)電裝機76.1%。其中，風(fēng)電、光伏發(fā)電新增裝機容量分別為37.57/52.97GW，分別占全國新增裝機的27%/31.1%，至此全國風(fēng)電、光伏累計裝機分別328/306GW，分別占總發(fā)電裝機容量的13.8%/12.9%，風(fēng)電并網(wǎng)裝機容量已連續(xù)12年穩(wěn)居全球第一，光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機容量連續(xù)7年穩(wěn)居全球第一。我們認為未來電力系統(tǒng)清潔低碳轉(zhuǎn)型的步伐將進一步加快，煤電將逐步由提供電力電量的主體電源轉(zhuǎn)變?yōu)橹涡院驼{(diào)節(jié)性電源，未來風(fēng)電、光伏將迎來更廣闊的發(fā)展空間。頂層政策支撐風(fēng)光大基地建設(shè)。在雙碳目標背景下，頂層政策設(shè)計依舊利于新能源長遠發(fā)展，國家發(fā)改委、國家能源局等部門多次明確支持大型風(fēng)電、光伏基地建設(shè)，風(fēng)電、光伏在“十四五”及“十五五”有望成為新能源裝機的主力軍。風(fēng)光大基地建設(shè)路徑明確，風(fēng)光大基地規(guī)劃裝機超550GW。在雙碳目標背景下，大型風(fēng)光基地的集中式開發(fā)，可以通過規(guī)模效應(yīng)以最大程度降低土地、基建、運維等方面的成本,充分釋放沙漠、戈壁、荒漠等地區(qū)的風(fēng)光資源潛力。第一批：根據(jù)國家發(fā)改委消息，2021年12月第一批風(fēng)光大基地項目公布，第一批風(fēng)光大基地項目布局西南地區(qū)和三北地區(qū)等19個省市，總規(guī)劃裝機97.05GW，第一批大基地項目已于2022年1季度開工，2022/2023年分別建成投產(chǎn)45.7/51.3GW。第二批：2022年2月第二批風(fēng)光大基地項目落地，第二批風(fēng)光大基地項目則集中在三北地區(qū)總規(guī)劃裝機455GW，十四五期間規(guī)劃投產(chǎn)255GW，十五五期間規(guī)劃投產(chǎn)200GW，第二批大基地項目目前也陸續(xù)開始建設(shè)。隨著兩批風(fēng)光大基地項目陸續(xù)開工，預(yù)計2022年陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電裝機規(guī)模整體有望大幅度增長。沿海各省市海上風(fēng)電規(guī)劃已出，“十四五”期間裝機規(guī)模超57.5GW。截至2022年9月，沿海各省市海上風(fēng)電規(guī)劃已相繼出臺，部分省市已初步明確其海上風(fēng)電發(fā)展目標。綜合各沿海省份“十四五”海上風(fēng)電規(guī)劃來看，目前已明確規(guī)劃+儲備項目裝機規(guī)模超57.5GW，且還有部分省份存在其他規(guī)劃外的項目儲備，當前各省裝機量為“十四五”起步階段，我們預(yù)計22-25年海上風(fēng)電將迎來顯著增長?！笆奈濉蹦┢陲L(fēng)光有望超額增長，年復(fù)合增長率提升。為實現(xiàn)“碳達峰”及“碳中和”，我國從能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型入手，近年來中國清潔能源發(fā)電裝機占比持續(xù)提升。發(fā)改委能源局明確提出“推動構(gòu)建以清潔低碳能源為主體的能源供應(yīng)體系，加快推進大型風(fēng)電、光伏發(fā)電基地建設(shè)”。據(jù)能源局數(shù)據(jù)顯示，2021年水電、核電、風(fēng)電、光伏發(fā)電四項清潔發(fā)電裝機容量合計1079GW，占總裝機容量比重為45%。2.2、平價風(fēng)電光伏時代，投資成本持續(xù)降低風(fēng)光投資成本下降迅速、運維盈利能力提升風(fēng)電設(shè)備是成本的主要來源?！笆奈濉憋L(fēng)電進入平價時代，成本越低意味著競爭優(yōu)勢越強，我們將成本拆分來看，風(fēng)電新建項目初始投資成本可拆分設(shè)備及安裝工程，建筑工程，場地費用等，其中風(fēng)電設(shè)備及安裝工程占比較高，陸上風(fēng)電占比約67%，海上風(fēng)電占比約75%。受益產(chǎn)品升級和風(fēng)機大型化影響，風(fēng)機價格持續(xù)下降。根據(jù)北極星風(fēng)力發(fā)電網(wǎng)數(shù)據(jù)，風(fēng)機平均招標價格已由2010年4300元/kW震蕩下降，截至2022年9月月度公開招標價格為1813元/kW，下降比例為57.8%。風(fēng)機價格下降帶動陸上風(fēng)場和海上風(fēng)場造價成本不斷下降，陸上風(fēng)場由2010年9036元/kW下降至2018年7160元/kW，海上風(fēng)場由2015年1.9萬元/KW下降至1.65萬元/KW。未來風(fēng)場建造價格有望進一步降低。根據(jù)《中國“十四五”電力發(fā)展規(guī)劃研究》報告預(yù)測2025年陸上風(fēng)電造價6580元/kW，與2018相比下降8.1%，海上風(fēng)電造價13650元/kW，與2018相比下降17.2%。隨著原材料價格下降、重要零部件、生產(chǎn)規(guī)模化效應(yīng)，零部件環(huán)節(jié)成本壓力解除，風(fēng)電開發(fā)成本有望進一步降低，風(fēng)電經(jīng)濟性將得到有效提升。運維能力：風(fēng)機大型化攤薄非設(shè)備成本，發(fā)電量提升。風(fēng)電機組單機容量的大小直接影響同等裝機規(guī)模所需機組臺數(shù)，推動風(fēng)電場配套建設(shè)和運維成本的下降；在同等風(fēng)速情況下，葉片更長，掃風(fēng)面積更大，發(fā)電量也相應(yīng)增大，塔筒越高、切變值越大，風(fēng)能利用價值也就越大。以3MW機組為例，若葉片加長5m，掃風(fēng)面積每千瓦可增加0.81m2，年利用小時數(shù)可提升208小時；在切變?yōu)?.13的情況下，3MW機組的塔筒每增高5m，年利用小時數(shù)可提升26小時。近年來國內(nèi)風(fēng)電的大規(guī)模開發(fā)，風(fēng)電場選址逐漸轉(zhuǎn)向低風(fēng)速資源分布區(qū)，大葉片和高塔筒的應(yīng)用可有效降低對最低風(fēng)速的要求，提升風(fēng)機利用小時數(shù)，增加有效發(fā)電量。陸風(fēng)與海風(fēng)經(jīng)濟性持續(xù)提升，LCOE有望進一步下降。據(jù)IRENA數(shù)據(jù)顯示，我國陸上風(fēng)電LCOE由2010年0.071美元/kWh下降47.9%至2020年的0.037美元/kWh。我國海上風(fēng)電平均LCOE已由2010年0.178美元/kWh下降52.8%至2020年的0.084美元/kWh。未來LCOE有望進一步降低，根據(jù)《中國新能源發(fā)電分析報告2021》預(yù)測，2030年，陸上風(fēng)電LCOE將下降至0.19元/kWh，海上風(fēng)電LCOE將下降至0.314元/kWh。海上風(fēng)電補貼退坡后有望加速產(chǎn)業(yè)降本實現(xiàn)平價。2020年和2021年陸上風(fēng)電和海上風(fēng)電相繼退坡。2020年陸上風(fēng)電補貼退坡后，產(chǎn)業(yè)鏈加速降價，度電成本持續(xù)降低，與燃煤發(fā)電實現(xiàn)平價。由于平價進程較快、平價地域較廣，陸上風(fēng)電展現(xiàn)出較好投資回報率，行業(yè)維持較高增速。目前海上風(fēng)電距離平價還相差25%左右，我們預(yù)計海上風(fēng)電有望重演陸上風(fēng)電的歷史，以降本帶動產(chǎn)業(yè)鏈持續(xù)發(fā)展實現(xiàn)平價上網(wǎng)。光伏平價門檻已過，LCOE逐年降低。光伏發(fā)電已成為度電成本最低的非水可再生能源，用戶側(cè)及工商側(cè)光伏發(fā)電LCOE分別由2012年0.162/0.147美元/kWh，下降至2020年0.063/0.060美元/kWh。從成本下降原因看：技術(shù)進步帶來的材料成本下降，轉(zhuǎn)換效率提升是關(guān)鍵影響因素。光伏產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)仍有成本下降空間。材料端：多晶硅生產(chǎn)線設(shè)備投資成本隨著技術(shù)提高逐年下降；硅片大型化能攤薄全產(chǎn)業(yè)鏈非硅成本。電力系統(tǒng)端：完善光伏電價的合理交易機制，保障清潔能源有序消納，采用多種類型儲能技術(shù)，對“儲能+新能源”系統(tǒng)進行多種方案配置，提升儲能系統(tǒng)平滑功率曲線的作用，解決光伏發(fā)電的波動性。動力煤價格易漲難跌。供給側(cè)：當前受各地和安全生產(chǎn)壓力、鄂爾多斯煤管票緊缺造成部分減產(chǎn)、優(yōu)先保電煤長協(xié)使市場煤減少、大秦線檢修煤炭發(fā)運受限等情況造成國內(nèi)供應(yīng)偏緊、歐盟禁止俄煤使印尼煤價走高，當前印尼煤價仍倒掛進口量將降低。消費側(cè)：冬季供暖高峰來臨，下游采購情緒積極，同時隨好轉(zhuǎn)，工業(yè)用電需求有望反彈。綜合來看進口煤量明顯下降，港口低庫存，市場貨源偏緊，動力煤易漲難跌。煤價持續(xù)維持高位，煤電成本高于平價風(fēng)光成本。一般來說消耗300g標準煤能發(fā)1度電，即1噸5500千克大卡煤炭能發(fā)2622度電，疊加運費+其他成本，入爐價格浮動280元/噸，按照今年電煤價格900-1200元/噸計算，煤電成本在0.36-0.53元/kWh之間，高于風(fēng)電（約0.3元/kWh）、光伏（0.35元/kWh）發(fā)電成本，在煤炭價格維持高位情況下新能源發(fā)電經(jīng)濟性更高。2.3、補貼加速、稅收減半提升項目收益率補貼端：新建項目國補退坡鼓勵市場化綠電交易，地方補貼政策積極出臺。國家發(fā)改委風(fēng)電、光伏補貼辦法逐年調(diào)整，對于符合國家規(guī)定的發(fā)電項目實施國補。存量項目：按照核準價補貼，存量風(fēng)電和光伏項目的收益得到保障。新建項目：可自愿通過參與市場化交易形成上網(wǎng)電價，體現(xiàn)新能源的電能價值和綠電價值。扶持政策：國家鼓動各地出臺針對性扶持政策，截至2022年8月，已經(jīng)有包括山東、安徽、廣東、浙江、陜西省在內(nèi)，超過30個省、市、區(qū)明確了光伏補貼政策，支持風(fēng)電、光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。補貼加速：財政部發(fā)布的《2022年中央政府性基金支出預(yù)算表》表明“其他政府性基金支出”增加的4000億元，2022年5月召開的國常會宣布，在前期向中央發(fā)電企業(yè)撥付可再生能源補貼500億元、通過國有資本經(jīng)營預(yù)算注資200億元基礎(chǔ)上，再撥付500億元補貼資金、注資100億元，支持煤電企業(yè)紓困和多發(fā)電。專項公司：8月11日發(fā)布為《關(guān)于成立廣州可再生能源發(fā)展結(jié)算服務(wù)有限公司的通知》的文件，該公司承擔(dān)可再生能源補貼資金管理，負責(zé)補貼資金缺口專項融資日常管理工作，以及開展可再生能源發(fā)電項目補貼清單審核、需求匯總統(tǒng)計、編制年度資金需求預(yù)算，協(xié)助向財政部申請補貼資金、落實補貼的監(jiān)督核查等。電網(wǎng)公司把補貼保理業(yè)務(wù)交由一個專項公司完成，在財政撥款基礎(chǔ)上，按照市場化原則通過專項融資以解決補貼資金缺口。稅收端：“三免三減半”。新能源發(fā)電行業(yè)，《中華人民共和國企業(yè)所得稅法》實施“三免三減半”政策，符合條件的企業(yè)從取得經(jīng)營收入的第一年至第三年可免交企業(yè)所得稅，第四年至第六年減半征收。企業(yè)稅收優(yōu)惠可以有效提升項目投資回報。而在平價+電改的項目收益率下行期間，運營商通過調(diào)整年度發(fā)電計劃和維護策略，將會有利于降低機組故障率、提高前3年發(fā)電量，免稅期提升的發(fā)電收入，將會100%貢獻利潤和現(xiàn)金流增量。地方性資源鼓勵提升海風(fēng)項目性價比。地方政府通過財政補貼來提高海風(fēng)項目回報率，具體而言，廣東對2022年-2024年全容量并網(wǎng)項目每千瓦分別補貼1500/1000/500元。山東對于2022年-2024年建成并網(wǎng)的“十四五”海上風(fēng)電項目，每千瓦補貼800/500/300元的，且補貼規(guī)模分別不超過200/340/160萬千瓦。浙江2022-2025年通過競爭性配置進行補貼，分年度的裝機量分別不超50/100/150/100萬千瓦。未來隨著地方政府出臺具體政策以支持新能源發(fā)電行業(yè)的健康發(fā)展，海上風(fēng)電有望迅速發(fā)展，實現(xiàn)平價上網(wǎng)。2.4、電力市場化加速為綠電注入新活力構(gòu)建“多層次統(tǒng)一”的電力市場。我國從2015年開啟新一輪電力體制改革以來，完善電力市場就是改革的重中之重，隨著落實“雙碳”目標，構(gòu)建新型電力系統(tǒng)加快推進，伴隨今年來國際能源格局調(diào)整情景，當前我國面臨能源安全保供和穩(wěn)價等問題。未來新能源逐步成為主力電源，煤電將轉(zhuǎn)變?yōu)楸Ｕ匣A(chǔ)性電源，但當前以電量競爭為主的市場機制無法精準體現(xiàn)市場主體提供的電能量價值、環(huán)境價值等，不能保障新型電力系統(tǒng)安全運行，同時新能源具有發(fā)電邊際成本較低、系統(tǒng)消納成本較高的特點，需建立健全協(xié)調(diào)定價的電力市場體系。因此，國家近年來加速推出建立電力市場體系政策，促進能源轉(zhuǎn)型和經(jīng)濟發(fā)展的高效統(tǒng)一，具體目標為：1）市場要“多層次統(tǒng)一”；在地域上，分地區(qū)和國家，國家市場與?。▍^(qū)、市）/區(qū)域市場聯(lián)合運行，新能源全面參與市場交易，市場主體平等競爭、自主選擇，電力資源在全國范圍內(nèi)得到進一步優(yōu)化配置；在交易品種上，有常規(guī)電源、綠電專場交易等；從組織上，有不同級別的交易機構(gòu)。2）產(chǎn)品要“還原電力商品屬性”：我國清潔能源主要集中在“三北”地區(qū)，周邊區(qū)域負荷強度不高，整體消納程度受限，需要激發(fā)電力本身商品屬性，反應(yīng)時空、成本、環(huán)境價值等方面差異，發(fā)揮市場優(yōu)化配置資源的作用，調(diào)動市場主體積極性。經(jīng)過不斷的發(fā)展，我國目前形成了以中長期交易和現(xiàn)貨交易為主，并輔以開展調(diào)頻、調(diào)峰、備用等輔助服務(wù)交易和發(fā)電權(quán)交易、可再生能源電力綠色證書交易等其他相關(guān)交易的電力市場交易系統(tǒng)。電力市場化建設(shè)不斷完善，保證新能源消納。隨著我國售電側(cè)市場化程度的不斷提高，中國市場化交易電量將保持上升趨勢，市場參與主體也將進一步增多。同時鼓勵新進入市場電力用戶通過直接參與市場形成用電價格，對暫未直接參與市場交易的用戶，由電網(wǎng)企業(yè)通過市場化方式代理購電，理順電價機制，推動電力直接交易及售電側(cè)放開。隨著發(fā)改委《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》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）和國家發(fā)展改革委辦公廳《關(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關(guān)事項的通知》（發(fā)改辦價格〔2021〕809號）的發(fā)布，發(fā)電側(cè)有序放開了全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價和用戶側(cè)推動工商業(yè)用戶都進入市場，市場供給、需求兩端均有擴容，加速電力市場化的進程，以此發(fā)揮電網(wǎng)在優(yōu)化資源配置中的作用，保障新能源消納。建立新能源環(huán)境價值電力產(chǎn)品—綠色電力。2021年國家發(fā)展改革委、國家能源局正式復(fù)函國家電網(wǎng)公司、公司，推動開展綠色電力交易試點工作。加快構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，必須要采取有力舉措大力發(fā)展新能源，深化電力體制改革，在體制機制和市場建設(shè)上做出探索創(chuàng)新。通過開展綠色電力交易，將有意愿承擔(dān)更多社會責(zé)任的一部分用戶區(qū)分出來，與風(fēng)電、光伏發(fā)電項目直接交易，以市場化方式引導(dǎo)綠色電力消費，體現(xiàn)出綠色電力的環(huán)境價值，產(chǎn)生的綠電收益將用于支持綠色電力發(fā)展和消納，更好促進新型電力系統(tǒng)建設(shè)。綠色電力交易是在現(xiàn)有中長期交易框架下，獨立設(shè)立的綠色電力交易品種。綠色電力需求的用戶可直接與發(fā)電企業(yè)開展交易，綠色電力在電力市場交易和電網(wǎng)調(diào)度運行中優(yōu)先組織、優(yōu)先安排、優(yōu)先執(zhí)行、優(yōu)先結(jié)算。目前，參與綠色電力交易的市場主體以風(fēng)電和光伏發(fā)電為主，將逐步擴大到水電等其他可再生能源。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)。綠電交易是供給端和需求端雙贏。需求端方面，在綠色轉(zhuǎn)型過程中，電力消費側(cè)用戶實現(xiàn)降耗減碳主要有四個途徑：投資分布式可再生能源、采購綠證、進行碳排放權(quán)交易、采購綠電。相比之下，綠電交易通過采購綠電實現(xiàn)用電減排，限制較低，且是最實際的減排方式，更加符合市場的需要。用電企業(yè)購買綠電包含的環(huán)境價值能夠更快幫助企業(yè)實現(xiàn)綠色轉(zhuǎn)型。供給端方面，新能源發(fā)電的度電成本逐年下降，已逐漸進入平價時代。未來光伏發(fā)電和海上風(fēng)電的建設(shè)成本仍有部分的下降空間，而未來燃煤發(fā)電的度電成本將進一步上升，綠電附加收益提高新能源運營商盈利能力。體現(xiàn)電力價值和環(huán)境價值。與常規(guī)電力交易相比，綠色電力交易最大的特點是一鍵出清電量價值和環(huán)境價值，即電能量價格和綠證價，將電證合一的交易常態(tài)化，也極大降低了發(fā)用電雙方的操作成本。此舉不僅讓實際參與交易的無補貼項目取得了綠證收益，也給后續(xù)項目帶來了長期穩(wěn)定預(yù)期。江蘇、廣東作為中國經(jīng)濟最為發(fā)達的兩個省份，其綠電消費需求也尤為強盛。2021年底江蘇、廣東電力交易中心公示了2022年電力市場年度交易，其中江蘇省、廣東省綠電相對基準電價溢價0.072元/kWh、0.061元/kWh，相對煤電基準價溢價比例分別為18.38%、13.44%。有利于鎖定長期電價。綠色電力交易將按照“年度（含多月）交易為主、月度交易為補充”的原則開展交易，鼓勵年度以上多年交易。2021年9月首批試點中上海的巴斯夫、科思創(chuàng)等企業(yè)合計采購寧夏2022-2026年連續(xù)5年間、總計15.3億kWh光伏電量；今年3月，巴斯夫湛江一體化基地與國家電投廣東公司簽署了為期25年的可再生能源合作框架協(xié)議。3、集團優(yōu)勢保駕護航、技術(shù)指標行業(yè)領(lǐng)先3.1、央企集團背景下，優(yōu)質(zhì)發(fā)電資源獲取能力強三峽集團高規(guī)劃目標驅(qū)動公司加速裝機。集團采用多種方式積極儲備項目資源，分別與內(nèi)蒙古、新疆、山東等資源省份建立了戰(zhàn)略合作。根據(jù)三峽集團“十四五”目標，到2025每年保持15GW清潔能源新增裝機規(guī)模，三峽能源作為集團新能源業(yè)務(wù)戰(zhàn)略實施主體，2021年底公司裝機新能源裝機22GW，為達成集團目標，至少還有50GW裝機空間，我們預(yù)計22-25年公司裝機規(guī)模有望加速增長。集團支持資源獲取能力強，項目儲備豐富。新能源運營商之間競爭主要為優(yōu)質(zhì)資源如風(fēng)場資源等的競爭。借助集團優(yōu)勢，2021年，公司和吉林、重慶、湖南、福建、遼寧等地方政府和區(qū)域型電網(wǎng)公司簽訂了合作協(xié)議，提前儲備了一批優(yōu)質(zhì)的項目資源。我們根據(jù)在建/投產(chǎn)這個指標來反應(yīng)公司未來裝機規(guī)模，截至2021年底，公司風(fēng)電在建項目5.02GW，在建/投產(chǎn)為0.35，為行業(yè)領(lǐng)先；光伏在建項目6.05GW，在建/投產(chǎn)為0.72，為行業(yè)領(lǐng)先。公司新能源在建裝機量充沛，公司未來實力發(fā)展強勁。受益集團資金優(yōu)勢，公司投資支出絕對規(guī)模領(lǐng)跑行業(yè)。三峽能源主要通過自建電站和資產(chǎn)并購方式進行擴張，2021年三峽能源投資現(xiàn)金支出高達321億元，其中資本開支299億元，并購支出22.5億元，遠高于同行業(yè)內(nèi)其他公司，集團強大的資金能力助力公司項目持續(xù)建設(shè)、并購公司來帶動裝機規(guī)模提升。公司投資強度為行業(yè)前列，不斷搶占優(yōu)質(zhì)資源項目。由于各運營商裝機規(guī)模、資金實力等方面的差異，為衡量各運營商剔除自身規(guī)模因素之后的投資支出力度，引入投資強度這一指標，三峽能源投資強度為22.17%居行業(yè)前列，公司規(guī)模體量較大，保持高強度投資。集團良好的資金協(xié)調(diào)能力支撐高強度投資。三峽集團債券融資經(jīng)驗豐富，境內(nèi)外信用評級情況優(yōu)良，并不斷進行債券融資創(chuàng)新。自公司并入三峽集團以來，三峽集團多次對公司增資，支持力度較大，截至2021年底，三峽集團對公司擔(dān)保累計72億元。我們認為在可再生能源補貼回收期較長狀況下，集團資金優(yōu)勢有利于公司持續(xù)高強度進行項目建設(shè)，搶占優(yōu)質(zhì)地理資源，獲得高發(fā)電小時數(shù)項目，提高公司收益。公司享有較低融資成本。公司融資渠道豐富且融資利率低，我們選取龍源電力、大唐新能等可比進行融資利率方面對比，20年及21年發(fā)行債券的融資期限在3年左右，票面利率普遍在3%-4%之間，新能源運營商為重資產(chǎn)且資本密集型行業(yè)，相對更低融資利率進一步擴大公司資金優(yōu)勢，降低利息成本支出。集團資金優(yōu)勢助力，公司裝機量和復(fù)合增速均為行業(yè)前列。優(yōu)質(zhì)風(fēng)能、太陽能資源主要分布在有限和特定的地區(qū)，風(fēng)電和光伏運營商之間的競爭很大程度上是優(yōu)質(zhì)發(fā)電資源的競爭。我們分別對行業(yè)內(nèi)主要上市公司2017-2021年累計裝機CAGR進行對比：風(fēng)電業(yè)務(wù)：2021年底累計裝機容量為14.3GW，處于行業(yè)領(lǐng)先水平，CAGR為30.91%，高于全國水平9.66pct。光伏業(yè)務(wù)：2021年底累計裝機容量為8.4GW，處于行業(yè)第一，CAGR為35.1%，遠高于行業(yè)水平，高出全國水平11.29pct。我們認為未來集團資金優(yōu)勢能夠助力公司不斷擴大自身的裝機容量來獲取優(yōu)質(zhì)發(fā)電資源。3.2、風(fēng)光均衡布局優(yōu)質(zhì)區(qū)域，海風(fēng)先發(fā)優(yōu)勢明顯風(fēng)光共進，公司將充分受益新能源優(yōu)質(zhì)賽道。近年來，公司風(fēng)光布局較為均衡，截至2021年底，公司風(fēng)電裝機14.27GW，光伏裝機8.41GW。公司在兩種業(yè)務(wù)上均累積了豐富的項目獲取、項目運營的經(jīng)驗及資源。公司實控人三峽集團是全球最大的水電開發(fā)運營企業(yè)，公司在“風(fēng)光水火儲一體化”建設(shè)中將具有顯著的優(yōu)勢。公司項目所在區(qū)域資源優(yōu)質(zhì)，利用小時數(shù)較高。在平價上網(wǎng)階段，優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)是新能源運營商的核心競爭力。公司風(fēng)電項目主要分布在內(nèi)蒙古、江蘇、新疆、云南等風(fēng)源良好的區(qū)域，公司集中連片規(guī)模化開發(fā)海上風(fēng)電，項目主要位于遼寧大連、江蘇及福建地區(qū)。光伏項目積極搶占青海等地的優(yōu)質(zhì)太陽能資源，已投產(chǎn)光伏項目已遍及甘肅、青海等21個省區(qū)。未來公司有望繼續(xù)憑借自身的優(yōu)勢及資源獲取能力獲得更多高質(zhì)量的項目。風(fēng)光資源優(yōu)質(zhì)，平均利用小時數(shù)高于全國平均值。2021年公司風(fēng)電利用小時數(shù)達2314小時，同比提升77小時，超全國平均水平68小時。2021年公司光伏利用小時數(shù)達1385小時，同比提升2小時，超全國平均水平222個小時。隨著公司海上風(fēng)電裝機的大幅增長以及風(fēng)機大型化所帶來的效率提升，公司風(fēng)電利用小時數(shù)有望繼續(xù)增加，進一步提高公司盈利能力。海上風(fēng)電排名第一，資源優(yōu)勢持續(xù)擴大。公司實施“海上風(fēng)電引領(lǐng)者”戰(zhàn)略，集中連片規(guī)模化開發(fā)海上風(fēng)電，目前已形成“投產(chǎn)并網(wǎng)一批、在建裝機一批、開展前期一批、儲備資源一批”的滾動開發(fā)格局，成為國內(nèi)實力最強的海上風(fēng)電開發(fā)者之一。截至2021年底，公司已投運海上風(fēng)電項目規(guī)模達4.57GW，市占率約為17.34%，在建規(guī)模達3.4GW，我們統(tǒng)計全行業(yè)在建裝機規(guī)模后，三峽能源海上風(fēng)電在建規(guī)模排名行業(yè)第一。在技術(shù)方面，公司近年來積極探索海上風(fēng)電技術(shù)創(chuàng)新，實施了一批優(yōu)質(zhì)海上風(fēng)電項目。在“十四五”海上風(fēng)電高增長的背景下，公司有望憑借其在海上風(fēng)電先發(fā)優(yōu)勢擴大公司盈利能力。募投項目均為海上風(fēng)電。公司募投項目變更后仍均為海上風(fēng)電項目，總裝機規(guī)模達2.80GW。為進一步實現(xiàn)“海上風(fēng)電引領(lǐng)者”戰(zhàn)略，公司募集項目均為海上風(fēng)電項目。本次投資項目將進一步增加公司海上風(fēng)電裝機規(guī)模，提升公司海上風(fēng)電建設(shè)及運營能力。我們預(yù)計募投項目建成后，也將大幅提升公司市占率，提高公司盈利能力、增強公司市場競爭力。海上風(fēng)電發(fā)電資源更優(yōu)質(zhì)：發(fā)電效率：陸地上地形高低起伏，對風(fēng)速產(chǎn)生減緩作用。由于海面比較平整，風(fēng)阻小，平均風(fēng)速高，假設(shè)海上風(fēng)速比陸上高20%，同等發(fā)電容量下，海上風(fēng)機的發(fā)電量就能比陸地上高70%。如果陸上風(fēng)機的年發(fā)電利用小時數(shù)是2000小時，海上風(fēng)機就能達到3000多小時。風(fēng)機大型化：風(fēng)機的發(fā)電容量越大，發(fā)電機的體積也就越大，葉片也就越長，海上運輸有利于大型風(fēng)機葉片的施工。土地資源：土地資源具有稀缺性，陸上風(fēng)電受耕地、林地限制較大，而我國海洋資源充沛，海岸線長達1.8萬多公里，有足夠的發(fā)展空間。3.3、裝機規(guī)模、技術(shù)指標均居行業(yè)前列風(fēng)電裝機規(guī)模和發(fā)電量市占率逐年提升，發(fā)電量提升顯著提高公司營收水平。近年來，公司風(fēng)電項目建設(shè)加速，公司裝機容量快速增長。近三年，公司風(fēng)電裝機市占率逐年提升，2021年顯著提升1.28pct達到4.34%；風(fēng)電發(fā)電量市占率穩(wěn)步提升，2021年達3.51%，較2020年底提升0.13pct，隨著海風(fēng)裝機量規(guī)模進一步擴大，優(yōu)質(zhì)資源帶來整體發(fā)電效率提升，將保持風(fēng)電發(fā)電量