綠電估值修復(fù)把握裝機(jī)電價(jià)預(yù)期差

1、裝機(jī)進(jìn)展：新增裝機(jī)中樞抬升，風(fēng)電確定性高于光伏風(fēng)光發(fā)電新增裝機(jī)中樞抬升預(yù)計(jì) 2022-2025 年風(fēng)電、光伏年均中樞分別抬升至 65GW、96GW。截止 2022 年 6 月末，國(guó)內(nèi)風(fēng)電/光伏裝機(jī)容量達(dá)到 342/337GW ，較 2021 年末分別增加 14/30GW 。假設(shè)2022-2025 年全社會(huì)用電和發(fā)電量 CAGR 均為 6%（略高于 Wind 一致預(yù)期 GDP 增速）、考慮到雙碳目標(biāo)下火電受擠壓、而水電與核電增量有限，新增用電需求主要由風(fēng)光電滿足，我們測(cè)算 2022-2025 年風(fēng)電/光伏年均新增裝機(jī)中樞抬升至 65/96GW，較 2018-2021 年的 41/44GW 大幅提

2、高，2025 年風(fēng)光合計(jì)裝機(jī)占比將達(dá)到 39%（2021 年為 26%），發(fā)電量占比將達(dá)到 19%（2021 年為 12%）。圖表1： 2022-2025 年國(guó)內(nèi)電力裝機(jī)預(yù)測(cè)能源類型裝機(jī)量/GWCAGR預(yù)計(jì)占比市占率變化20212022E2023E2024E2025E22-25/%2025/%22-25/pct火電1,2971,3511,3951,4391,4733.245.1-9.4水電3914084214324423.113.5-2.9核電53606266686.42.1-0.2風(fēng)電32837844051158915.718.14.2光伏30738247257769222.621.28.3

3、合計(jì)2,3772,5782,7903,0253,2648.3發(fā)電量/TWh火電5,6465,6965,9586,1836,3342.960.7-6.7水電1,3401,4501,4811,5261,6034.615.4-0.6核電4084334694965196.35.00.1風(fēng)電6567468921,0371,19916.311.53.7光伏32742551963877223.97.43.5合計(jì)8,3778,7519,3189,88010,4275.6資料來源：中電聯(lián)、預(yù)測(cè)各省“十四五”規(guī)劃隱含風(fēng)光裝機(jī)增量 670GW，內(nèi)蒙古/云南/甘肅引領(lǐng) TOP3。梳理國(guó)內(nèi)各個(gè)省/自治區(qū)/直轄市“十四五

4、”能源規(guī)劃，我們統(tǒng)計(jì)規(guī)劃中對(duì)應(yīng)的 2022-2025 年風(fēng)光新增裝機(jī)合計(jì) 670GW，和前文預(yù)測(cè)基本一致。其中，內(nèi)蒙古/云南/甘肅規(guī)劃增量引領(lǐng)全國(guó)， 2022-2025 年風(fēng)光裝機(jī)分別新增 80/73/53GW。借助于優(yōu)良的風(fēng)光資源稟賦，新能源發(fā)電已成為內(nèi)陸省份重要的投資方向。圖表2： 各省“十四五”規(guī)劃隱含風(fēng)光裝機(jī)增量 670GW（2022-2025 年），內(nèi)蒙古/云南/甘肅領(lǐng)銜(萬千瓦)9,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000風(fēng)電 光伏內(nèi) 云 甘蒙 南 肅古山 河 青西 北 海陜 廣 山西 東 東廣 貴 寧西 州 夏江 江 湖 四蘇 西

5、北 川遼 黑 河寧 龍 南江湖 浙 西南 江 藏海 新 天南 疆 津上 福 北 吉海 建 京 林資料來源：各省發(fā)改委與能源局、風(fēng)電受益于上游大幅降價(jià)，新增裝機(jī)預(yù)期較為穩(wěn)定主流風(fēng)電運(yùn)營(yíng)商裝機(jī)規(guī)模集中度下降，央企領(lǐng)先優(yōu)勢(shì)明顯。2020 年搶裝效應(yīng)下，全國(guó)風(fēng)電裝機(jī)同比大幅增加；2021 年風(fēng)電新增裝機(jī)同比回落，但依然處于較高水平。從 2016-2021年裝機(jī)變化趨勢(shì)來看，國(guó)內(nèi)風(fēng)電運(yùn)營(yíng)市場(chǎng) CR3 由 23.4%降至 18.6%，CR5 由 31.6%降至 27.3%。2021 年末國(guó)內(nèi)風(fēng)電裝機(jī)前 10 位中，除金風(fēng)科技以外，均為央企運(yùn)營(yíng)商。風(fēng)電項(xiàng)目開發(fā)周期長(zhǎng)、投資金額大、運(yùn)維要求高，央企運(yùn)營(yíng)商在風(fēng)電

6、領(lǐng)域具備更強(qiáng)的競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)。圖表3： 國(guó)內(nèi)風(fēng)電運(yùn)營(yíng)商裝機(jī)容量公司裝機(jī)容量/GWCAGR/%2016201720182019202020212025E18-2122-25E龍?jiān)措娏?7.3718.4018.9220.0322.3023.6735.756.5010.86華電福新6.817.167.9913.7818.2920.87-30.64-中廣核風(fēng)電9.0010.0811.4712.8914.5616.68-13.42-大唐新能源8.358.658.849.5311.1712.00-8.53-華潤(rùn)電力5.235.636.828.6910.4014.3425.4626.3415.43三峽能源4.86

7、5.266.128.8814.2727.5730.9217.90華能國(guó)際2.404.585.145.908.1310.5428.0023.1827.66中國(guó)電建3.594.024.384.985.236.28-11.85-金風(fēng)科技4.154.714.715.255.495.62-4.48-節(jié)能風(fēng)電2.312.672.913.114.014.2910.0012.6023.53中國(guó)電力0.350.621.461.792.174.1432.1760.7866.93京能清潔能源2.262.352.352.402.804.117.6815.0216.92中廣核新能源1.021.021.311.882.9

8、63.85-39.34-廣宇發(fā)展2.092.693.19-吉電股份1.181.231.701.702.522.857.1023.4925.63中國(guó)核電0.261.762.649.24-36.82國(guó)投電力0.680.991.101.432.142.235.0422.6422.57CR323.4322.6821.2922.3319.5918.6416.28CR531.5530.5029.3231.0427.2527.3425.29CR1041.4843.2341.4743.1738.5339.1437.67注：2025E 列”-“表示十四五目標(biāo)未知或未作預(yù)測(cè)資料來源：上述公司年報(bào)、國(guó)家能源局、預(yù)測(cè)

9、風(fēng)機(jī)價(jià)格下行推升新項(xiàng)目收益率，但資源儲(chǔ)備是主要制約因素。在風(fēng)機(jī)價(jià)格大幅走低的背景下，新投產(chǎn)的風(fēng)電項(xiàng)目全投資收益率有望持續(xù)向好，部分項(xiàng)目因發(fā)電效率提升，實(shí)際收益率或超過原補(bǔ)貼項(xiàng)目。對(duì)于陸上風(fēng)電而言，資源稀缺性是最大的制約因素，看好在陸上風(fēng)電傳統(tǒng)的頭部運(yùn)營(yíng)商，存量風(fēng)電項(xiàng)目規(guī)模大，儲(chǔ)備項(xiàng)目充足。對(duì)于海上風(fēng)電而言，2022年為平價(jià)首年、當(dāng)年新投產(chǎn)項(xiàng)目不多，但各省陸續(xù)啟動(dòng)“十四五”海上風(fēng)電招標(biāo)，從已公開的招標(biāo)結(jié)果來看，海上風(fēng)電格局趨于分散。圖表4： 2021-22 年 6 月陸上風(fēng)機(jī)中標(biāo)均價(jià)（元/KW）變化圖表5： 2022 年 1-6 月海上風(fēng)電招標(biāo)統(tǒng)計(jì)陸風(fēng)開標(biāo)量中標(biāo)均價(jià)（部分項(xiàng)目含塔筒，右） 中標(biāo)均

10、價(jià)（不含塔筒，右）(GW) 1614121086422021012021022021032021042021052021062021072021082021092021102021112021122022012022022022032022042022052022060(元/KW) 4,0003,5003,0002,5002,0001,5001,0005000華能集團(tuán)16%山東能源16%國(guó)家電投9%大唐集團(tuán)6%浙江能源5%三峽集團(tuán)2%國(guó)家能源集團(tuán)27%中廣核19%資料來源：北極星發(fā)電網(wǎng)、資料來源：風(fēng)電之音、“以大代小”有望帶動(dòng)風(fēng)電裝機(jī)的超預(yù)期，頭部運(yùn)營(yíng)商更加受益。2021 年 12 月國(guó)家能源

11、局組織編制風(fēng)電場(chǎng)改造升級(jí)和退役管理辦法征求意見稿，鼓勵(lì)并網(wǎng)運(yùn)行 15 年以上的風(fēng)電場(chǎng)開展改造升級(jí)和退役，且不影響應(yīng)享受的補(bǔ)貼額度。征求意見稿將風(fēng)電場(chǎng)改造升級(jí)分為增容改造和等容改造。早期風(fēng)電場(chǎng)單機(jī)容量均在 1.5MW 以下，目前陸上風(fēng)機(jī)單機(jī)容量主流為 4MW、改造后增幅超 1.7 倍，先進(jìn)機(jī)型容量達(dá)到 7MW、增幅超 3.7 倍。7-8 米/秒風(fēng)速下，早期風(fēng)電場(chǎng)平均利用小時(shí)數(shù)普遍在 2,000 小時(shí)/年左右，而目前主流陸上風(fēng)機(jī)在 7 米/秒的風(fēng)資源下即可實(shí)現(xiàn) 3,500 小時(shí)以上，小時(shí)數(shù)提升約為 75%。假設(shè) 22 年開始啟動(dòng)增容改造，我們預(yù)計(jì) 22-24 年可帶來額外的風(fēng)電容量不低于 6.7/

12、8.2/12.0GW（4MW 場(chǎng)景）或 14.8/18.0/26.4GW（7MW 場(chǎng)景），風(fēng)電全行業(yè)額外電量增幅（較 2020 年）不低于 6%/8%/11%（4MW 場(chǎng)景）或 12%/15%/22%（7MW 場(chǎng)景）。圖表6： 國(guó)內(nèi)風(fēng)電“以大代小”影響測(cè)算單位2022E2023E2024E2025E待改造容量萬千瓦4034917191,345額外容量-4MW 場(chǎng)景萬千瓦6728181,1982,242額外容量-7MW 場(chǎng)景萬千瓦1,4781,8002,6364,932原發(fā)電量吉瓦時(shí)8,0609,82014,38026,900額外電量-4MW吉瓦時(shí)29,55336,00752,72798,633

13、額外電量-7MW吉瓦時(shí)57,76370,377103,057192,783電量增幅-4MW6%8%11%21%電量增幅-7MW12%15%22%41%注：1）2022 年待改造容量對(duì)應(yīng) 2007 年全部風(fēng)電并網(wǎng)容量，2023-2025 年對(duì)應(yīng) 2008-2010 年新增的風(fēng)電并網(wǎng)容量；2）原發(fā)電量指改造前裝機(jī)按照 2000 小時(shí)計(jì)算得到的發(fā)電量；3）電量增幅以 2020 年風(fēng)電行業(yè)發(fā)電量（4,665 億千瓦時(shí)）為基數(shù)計(jì)算資料來源：國(guó)家能源局、預(yù)測(cè)光伏受制于上游大幅漲價(jià)，新增裝機(jī)不確定性上升央國(guó)企入局，光伏運(yùn)營(yíng)商集中度有望上升。從 2016-2020 年裝機(jī)變化趨勢(shì)來看，國(guó)內(nèi)光伏發(fā)電運(yùn)營(yíng)市場(chǎng)集中

14、度 CR3 由 10.7%降至 6.8%，CR5 由 13.9%降至 10.3%，主要原因是由于可再生能源補(bǔ)貼回收期大幅延長(zhǎng)，十三五末期民企光伏運(yùn)營(yíng)商陸續(xù)放慢擴(kuò)張節(jié)奏（以協(xié)鑫新能源、晶科科技為代表），電站資產(chǎn)陸續(xù)由民企向央企/國(guó)企轉(zhuǎn)讓，行業(yè)進(jìn)入格局重塑階段。隨著民企陸續(xù)退出，大型電力央企有望成為“十四五”光伏發(fā)電擴(kuò)張主力，將推動(dòng)光伏發(fā)電運(yùn)營(yíng)重新趨于集中，2021 年 CR3/CR5/CR10 同比均有所上升。圖表7： 光伏發(fā)電運(yùn)營(yíng)商裝機(jī)容量裝機(jī)容量/GWCAGR/%公司2016201720182019202020212025E18-2122-25E三峽能源-2.523.304.326.518.

15、4121.4135.1126.31正泰電器1.462.182.223.495.498.19-39.31-華電福新0.941.121.163.123.816.51-55.23-中國(guó)核電0.763.496.2420.84-35.19太陽能3.204.004.404.975.046.09-11.08-中廣核風(fēng)電-3.284.995.77-中國(guó)電力0.360.851.842.724.015.2234.0157.3959.74吉電股份0.501.181.371.703.314.3010.9038.2826.18晶科科技1.462.083.092.953.082.855.458.2917.58華能國(guó)際0.

16、100.630.961.382.513.3127.0051.5368.99京能清潔能源0.640.801.172.072.913.2112.4141.6540.20信義能源0.950.950.951.491.832.49-27.16-林洋能源0.881.301.451.481.601.60-5.22-中國(guó)電建0.590.890.941.201.291.45-13.10-國(guó)投電力0.130.160.480.721.031.349.9770.7265.09京運(yùn)通0.651.051.241.241.251.24-4.31-中廣核新能源0.200.210.400.871.091.14-52.66-龍?jiān)?/p>

17、電力0.190.190.190.190.441.1018.6455.03103.09大唐新能源0.170.170.170.221.051.08-57.57-協(xié)鑫新能源3.515.997.317.154.831.00-36.14-華潤(rùn)電力0.130.280.450.450.560.8228.7431.57143.02CR310.569.638.608.046.727.5412.97CR513.6712.9011.6511.3610.6011.5619.08CR1018.9117.8516.2217.7817.5818.6829.47注：2025E 列”-“表示十四五目標(biāo)未知或未作預(yù)測(cè)資料來源：上

18、述公司年報(bào)、國(guó)家能源局、預(yù)測(cè)成本端上漲，2021 年光伏新增裝機(jī)普遍不及預(yù)期，2022 年取決于價(jià)格向下拐點(diǎn)。根據(jù) Solarzoom 統(tǒng)計(jì)，2021 年以來，光伏中上游各環(huán)節(jié)（硅料、硅片、電池片、組件）價(jià)格整體呈上升趨勢(shì)。尤其是最上游硅料價(jià)格居高不下，壓制產(chǎn)業(yè)鏈整體利潤(rùn)率。對(duì)光伏運(yùn)營(yíng)商而言，當(dāng)前組件價(jià)格普遍在 1.93 元/瓦以上，項(xiàng)目全投資收益率貼近最低標(biāo)準(zhǔn)，招標(biāo)投產(chǎn)壓力大。部分光伏運(yùn)營(yíng)商 2021 年新增裝機(jī)不及預(yù)期，而 2022 年再次面臨保收益和增規(guī)模的平衡，若組件價(jià)格向下拐點(diǎn)如期出現(xiàn)在 Q3，則全年光伏新增規(guī)模仍可期待。圖表8： 2021 年以來多晶硅價(jià)格大幅上漲，并逐步向組件端傳

19、導(dǎo)(2014/5/30=100)200180160140120100806040200多晶硅 硅片電池片 組件201404201504201604201704201804201904202004202104202204注：2014 年 5 月 30 日=100資料來源：Solarzoom、分布式光伏增量顯著，看好工商業(yè)光伏前景。2022 年一季度國(guó)內(nèi)光伏新增裝機(jī)規(guī)模 12.9GW，其中分布式光伏 9GW，占比將近 70%，集中式 3.9GW，占比 30%。受電價(jià)上升、減碳需 求與能源轉(zhuǎn)型影響，工商業(yè)分布式光伏招標(biāo)體量明顯增加，并且參與方也在增多，央國(guó)企 的參與力度明顯提高。且工商業(yè)光伏商業(yè)模式

20、決定了對(duì)組件價(jià)格更高的接受度，預(yù)計(jì) 2022年工商業(yè)光伏有望成為光伏裝機(jī)增長(zhǎng)的主力。圖表9： 22Q1 光伏裝機(jī)情況占比圖表10： 22Q1 分布式光伏裝機(jī)情況占比分布式67%地面電站33%戶用工商業(yè)72%28%：光伏盒子、：光伏盒子、電價(jià)變化：全面平價(jià)時(shí)代，市場(chǎng)化與綠電交易帶來新彈性電價(jià)市場(chǎng)化深入。2021 年，煤價(jià)高企倒逼電力市場(chǎng)化改革，市場(chǎng)化交易電價(jià)較基準(zhǔn)電價(jià)浮動(dòng)范圍由-15%,+10%擴(kuò)大至-20%，+20%，高耗能用戶交易價(jià)格不受 20%限制。煤電市場(chǎng)化電價(jià)上漲主要系為了抵抗煤價(jià)高漲帶來的成本上升壓力，雖然電價(jià)（收入）增厚最多，但是到凈利潤(rùn)層面，該增厚會(huì)被燃料成本增長(zhǎng)抵消一部分。但對(duì)

21、于核電/水電/風(fēng)光，同等售電量下，由于鈾采購(gòu)成本相對(duì)穩(wěn)定、而水/風(fēng)/光為自然資源無燃料成本，市場(chǎng)化電價(jià)上漲帶來的收入增厚落實(shí)到利潤(rùn)層面幾乎只需要扣除稅金。因此對(duì)于風(fēng)光電而言，參與市場(chǎng)化交易和綠電交易帶來的溢價(jià)更直接地體現(xiàn)在運(yùn)營(yíng)商利潤(rùn)層面，是未來綠電運(yùn)營(yíng)商業(yè)績(jī)彈性的主要來源。圖表11： 各類電源現(xiàn)行電價(jià)定價(jià)機(jī)制電源種類電價(jià)煤電原則上全部參與市場(chǎng)化交易，上網(wǎng)電價(jià)=各省基準(zhǔn)電價(jià)*（1+浮動(dòng)比例），浮動(dòng)區(qū)間-20%.+20%，高耗能用戶不受 20%浮動(dòng)限制核電計(jì)劃電價(jià)、市場(chǎng)化電價(jià)（市場(chǎng)化電價(jià)定價(jià)機(jī)制與煤電基本相同）燃機(jī)單一制電價(jià)與兩部制電價(jià)并存留省內(nèi)消納水電電量對(duì)應(yīng)省內(nèi)市場(chǎng)化電價(jià)和非市場(chǎng)化電價(jià)兩部制電

22、價(jià)抽水蓄能水電外送消納電量中，合同內(nèi)電量一般為跨省跨區(qū)送電的協(xié)商電價(jià)，合同外的超發(fā)電量可能參考落地省份的市場(chǎng)化交易電價(jià)或者取兩省平均市場(chǎng)化交易電價(jià)定價(jià)風(fēng)電/光伏補(bǔ)貼項(xiàng)目：基準(zhǔn)電價(jià)+補(bǔ)貼 平價(jià)項(xiàng)目：基準(zhǔn)電價(jià)或指導(dǎo)價(jià)綠電交易電價(jià)：市場(chǎng)交易決定資料來源：國(guó)家發(fā)改委、風(fēng)光全面平價(jià)時(shí)代開啟我國(guó)風(fēng)光定價(jià)機(jī)制主要經(jīng)歷了五個(gè)階段的發(fā)展：1）風(fēng)電產(chǎn)業(yè)起步階段，價(jià)格主要參照火電； 2）風(fēng)電開啟商業(yè)化發(fā)展，經(jīng)歷還本付息電價(jià)和經(jīng)營(yíng)期電價(jià)兩個(gè)階段；3）風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)由國(guó)務(wù)院價(jià)格主管部門分地區(qū)測(cè)算，大型并網(wǎng)光伏示范電站建設(shè)開啟，國(guó)家核準(zhǔn)電價(jià)。同時(shí)，風(fēng)光特許權(quán)招標(biāo)項(xiàng)目陸續(xù)開啟，按中標(biāo)價(jià)格上網(wǎng)；4）將陸風(fēng)/集中式光伏分為四/三

23、類資源區(qū)，分資源區(qū)制定標(biāo)桿電價(jià)。20092018 年風(fēng)光分資源區(qū)標(biāo)桿電價(jià)均經(jīng)歷四次下調(diào)。2014年起，近海風(fēng)電/潮間帶風(fēng)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)為每千瓦時(shí) 0.85/0.75 元。對(duì)于分布式光伏，實(shí)施全電量補(bǔ)貼，“全額上網(wǎng)”項(xiàng)目電價(jià)執(zhí)行標(biāo)桿電價(jià)。5）標(biāo)桿電價(jià)變?yōu)橹笇?dǎo)價(jià)，國(guó)補(bǔ)繼續(xù)退坡。平價(jià)試點(diǎn)正式開啟，2021 年除戶用光伏外，新建陸上風(fēng)電和光伏項(xiàng)目平價(jià)上網(wǎng)；2022年新建海上風(fēng)電項(xiàng)目平價(jià)上網(wǎng)。圖表12： 各年陸風(fēng)分資源區(qū)標(biāo)桿電價(jià)（元/千瓦時(shí)）標(biāo)桿電價(jià)開始執(zhí)行年份2009201520162018*2018I 類資源區(qū)0.510.490.470.440.40II 類資源區(qū)0.540.520.500.470.

24、45III 類資源區(qū)0.580.560.540.510.49IV 類資源區(qū)0.610.610.600.580.57注：2018*的標(biāo)桿電價(jià)系 2015 年制定的，2016 年國(guó)家發(fā)改委下調(diào) 2018 年標(biāo)桿電價(jià)資料來源：國(guó)家發(fā)改委、圖表13： 各年集中式光伏分資源區(qū)標(biāo)桿電價(jià)（元/千瓦時(shí)）標(biāo)桿電價(jià)開始執(zhí)行年份2013201620172018*2018I 類資源區(qū)0.900.800.650.550.50II 類資源區(qū)0.950.880.750.650.60III 類資源區(qū)1.000.980.850.750.70注：1）2016 年以前西藏自治區(qū)光伏電站標(biāo)桿電價(jià)另行制定，2016 年西藏自治區(qū)光伏電

25、站標(biāo)桿電價(jià)定為 1.05 元/千瓦時(shí)；2）2018*的標(biāo)桿電價(jià)系 2015 年制定的，2016 年國(guó)家發(fā)改委下調(diào) 2018 年標(biāo)桿電價(jià)資料來源：國(guó)家發(fā)改委、標(biāo)桿電價(jià)變?yōu)橹笇?dǎo)價(jià)，延續(xù)下降趨勢(shì)，集中式風(fēng)光競(jìng)爭(zhēng)化格局開啟。風(fēng)光標(biāo)桿電價(jià)改為指導(dǎo)價(jià)，指導(dǎo)價(jià)繼續(xù)下行。2019/2020 年陸風(fēng) IIV 類資源區(qū)指導(dǎo)價(jià)調(diào)整為每千瓦時(shí) 0.34/0.29元、0.39/0.34 元、0.43/0.38 元、0.52/0.47 元（含稅、下同），較 2018 年標(biāo)桿電價(jià)平均低 0.05/0.1 元/千瓦時(shí)；2019/2020 年集中式光伏 IIII 類資源區(qū)指導(dǎo)價(jià)調(diào)整為每千瓦 0.4/0.35、0.45/0.40

26、、0.55/0.49 元，較 2018 年標(biāo)桿電價(jià)平均低 0.1-0.15/0.2 元/千瓦時(shí)。集中式風(fēng)光新增項(xiàng)目由市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)定價(jià)，不高于指導(dǎo)價(jià)。分布式光伏區(qū)分戶用和工商業(yè)式，執(zhí)行不同補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)。對(duì)于納入 2019/2020 年財(cái)政補(bǔ)貼規(guī)模，采用“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式的工商業(yè)分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目，全發(fā)電量補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)調(diào)整為每千瓦時(shí) 0.10/0.05 元；“全額上網(wǎng)”模式的工商業(yè)分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目，按所在資源區(qū)集中式光伏電站指導(dǎo)價(jià)執(zhí)行。能源主管部門統(tǒng)一實(shí)行市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)方式配置的工商業(yè)分布式項(xiàng)目，市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)形成的價(jià)格不得超過所在資源區(qū)指導(dǎo)價(jià)，且補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)不得超過每千瓦時(shí) 0.10/0.05元。納入 2019/

27、2020 年財(cái)政補(bǔ)貼規(guī)模，采用“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式和“全額上網(wǎng)”模式的戶用分布式光伏全發(fā)電量補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)調(diào)整為每千瓦時(shí) 0.18/0.08 元。2021 年，新建戶用分布式光伏項(xiàng)目國(guó)家財(cái)政補(bǔ)貼預(yù)算額度為 5 億元。圖表14： “自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”分布式光伏全電量補(bǔ)貼（元/千瓦時(shí)）時(shí)間全電量補(bǔ)貼2013 年 9 月 1 日 0.422018 年 1 月 1 日 0.372018 年 5 月 31 日 0.32注：以上補(bǔ)貼均含稅資料來源：國(guó)家發(fā)改委、逐步進(jìn)入平價(jià)時(shí)代。風(fēng)光建設(shè)成本持續(xù)下行，平價(jià)上網(wǎng)條件日漸完備。2019 年國(guó)家發(fā)改委發(fā)文推進(jìn)風(fēng)光無補(bǔ)貼平價(jià)上網(wǎng)。平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目雖然沒有國(guó)家補(bǔ)貼，仍可

28、以享受地方補(bǔ)貼，且投資環(huán)境改善。其限發(fā)電量可以核定為優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃，從而參與發(fā)電權(quán)交易，同時(shí)，可獲得可再生能源綠色電力證書，通過出售綠證獲得收益。根據(jù)發(fā)改辦能源2019594 號(hào)/發(fā)改辦能源2020588 號(hào)文件，2019 年第一批/2020 年風(fēng)光發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目裝機(jī)容量達(dá)到 2076/4444.73 萬千瓦。自 2021 年起，新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項(xiàng)目和新核準(zhǔn)陸上風(fēng)電項(xiàng)目全面平價(jià)上網(wǎng)，同時(shí)為支持產(chǎn)業(yè)加快發(fā)展，明確 2021 年新建項(xiàng)目不再通過競(jìng)爭(zhēng)性方式形成具體上網(wǎng)電價(jià)，直接執(zhí)行當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電基準(zhǔn)價(jià)。且 2021 年起新核準(zhǔn)海上風(fēng)電項(xiàng)目由當(dāng)?shù)厥〖?jí)價(jià)格主管部門制定，具備條件的可通

29、過競(jìng)爭(zhēng)性配置方式形成。風(fēng)光電參與市場(chǎng)化比例上升，但折價(jià)幅度收窄2021 年風(fēng)光電參與市場(chǎng)化比例同比提升，但折價(jià)幅度相比往年大幅縮小。2021 年 5 月，國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局發(fā)布關(guān)于進(jìn)一步做好電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)工作的通知，新增上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北等 6 省市為第二批電力現(xiàn)貨試點(diǎn)。鼓勵(lì)新能源項(xiàng)目與電網(wǎng)企業(yè)、用戶、售電公司通過簽訂長(zhǎng)周期（如 20 年及以上）差價(jià)合約參與電力市場(chǎng)，引導(dǎo)新能源項(xiàng)目 10%的預(yù)計(jì)當(dāng)期電量通過市場(chǎng)化交易競(jìng)爭(zhēng)上網(wǎng)，市場(chǎng)化交易部分可不計(jì)入全生命周期保障收購(gòu)小時(shí)數(shù)。以三家第一梯隊(duì)運(yùn)營(yíng)商（龍?jiān)措娏?、三峽能源、節(jié)能風(fēng)電）為例，2021 年風(fēng)光發(fā)電參與市場(chǎng)化交易的比

30、例同比有所上升；但三家公司平均上網(wǎng)電價(jià)并未因市場(chǎng)化交易擴(kuò)大而大幅下降，其中龍?jiān)措娏εc節(jié)能風(fēng)電受益于市場(chǎng)化交易價(jià)格同比上升，最終的上網(wǎng)電價(jià)同比也有所上升。圖表15： 2021 年三家綠電運(yùn)營(yíng)商市場(chǎng)化交易比例同比均上升圖表16： 其中龍?jiān)措娏εc節(jié)能風(fēng)電的平均上網(wǎng)電價(jià)同比上升(%)4334.13333531.5329.2831.2529.563129.7827.7729.234543413937353331292725龍?jiān)措娏?三峽能源節(jié)能風(fēng)電20172018201920202021(%)510490470450430410390龍?jiān)措娏?三峽能源（風(fēng)電）節(jié)能風(fēng)電484482482487489469

31、46045645044040641140440339620172018201920202021：電網(wǎng)消納能力提升或儲(chǔ)能配置增加后，風(fēng)光市場(chǎng)電溢價(jià)或更為可觀。目前風(fēng)光電參與市場(chǎng)化交易主要有三類情況：1）發(fā)電小時(shí)數(shù)超過電網(wǎng)保障收納的部分，通常為折價(jià)參與交易； 2）各省電網(wǎng)公司強(qiáng)制某一比例參與，通常折價(jià)幅度較??；3）因電網(wǎng)消納能力受限而運(yùn)營(yíng)商為避免限電而參與，通產(chǎn)折價(jià)幅度較大。對(duì)于前兩種情況而言，綠電運(yùn)營(yíng)商受益于整體市場(chǎng)化交易價(jià)格的上漲，折價(jià)幅度收窄較為明顯；而對(duì)于第三種情況而言，隨著電網(wǎng)消納能力的提升或者項(xiàng)目?jī)?chǔ)能配置增加，客觀因素導(dǎo)致的限電現(xiàn)象有望減少，從而降低折價(jià)比例的較大的市場(chǎng)化交易電量。綠電

32、交易有望量?jī)r(jià)齊升，兩類運(yùn)營(yíng)商獲高彈性綠電交易試點(diǎn)啟動(dòng)，創(chuàng)造額外溢價(jià)。根據(jù) 2021 年 9 月 9 日新華社報(bào)道，2021 年 9 月 7 日，我國(guó)綠電交易試點(diǎn)正式啟動(dòng)，首批綠電交易成交電量 79.35 億千瓦時(shí)，較當(dāng)?shù)仉娏χ虚L(zhǎng)期交易價(jià)格溢價(jià) 0.030.05 元/千瓦時(shí)。除首批集中交易以外，綠電分月交易量也呈現(xiàn)上升趨勢(shì)，2022 年 1-5 月，全國(guó)綠電交易規(guī)模合計(jì) 57.1 億千瓦時(shí)（中電聯(lián)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)）。綠電交易為新能源另辟市場(chǎng)，充分體現(xiàn)了電力環(huán)境價(jià)值，交易溢價(jià)進(jìn)一步促進(jìn)新能源發(fā)電側(cè)的壯大。同時(shí)，大量高耗能行業(yè)購(gòu)買綠電，以控制碳排放，順應(yīng)“雙碳”目標(biāo)。圖表17： 2022 年 3-5 月綠電

33、月度交易量大幅上升圖表18： 江蘇/廣東/廣西三省綠電交易均有 10-20%的溢價(jià)19.315.716.42.53.13.41.21.82.6(億千瓦時(shí)) 25全國(guó)綠電月度交易量(元/兆瓦時(shí))交易均價(jià)：江蘇交易均價(jià)：廣東交易均價(jià)：廣西溢價(jià)：江蘇（右）(%)520 溢價(jià)：廣東（右）溢價(jià)：廣西（右） 252051050020154901548010470105460450520210920211020211120211220220120220220220320220420220504404300年度交易 202202 202203 202204 202205 202206 202207：中電聯(lián)、注

34、：年度交易為 2022 年度，其余為各月單獨(dú)交易，江蘇和廣東既有年度交易又有月度交易，廣西僅從 5 月后有月度交易：中電聯(lián)、碳價(jià)決定綠電溢價(jià)，預(yù)計(jì) 2022/2025 年增收 42/217 億元。我們認(rèn)為綠電交易機(jī)制最大意義之一，在于區(qū)分風(fēng)光發(fā)電的環(huán)境屬性和將低碳價(jià)值顯性化。未來綠電交易價(jià)格是否溢價(jià)以及溢價(jià)幅度將取決于碳配額和綠證的價(jià)值，碳價(jià)或成為綠電溢價(jià)的重要參考指標(biāo)。相比煤電，風(fēng)光減碳量約為 912 克/千瓦時(shí)。以全國(guó)平均的風(fēng)光發(fā)電指導(dǎo)價(jià)均值 0.3669 元/千瓦時(shí)為基準(zhǔn)，10%/20%的綠電溢價(jià)對(duì)應(yīng)碳價(jià)約為 40/80 元/噸。假設(shè)綠電溢價(jià) 20%、綠電交易比例 30%，我們預(yù)計(jì) 20

35、22/2025 年平價(jià)風(fēng)光項(xiàng)目溢價(jià)收入合計(jì) 42/217 億元。由于溢價(jià)收入無需重復(fù)計(jì)算折舊與費(fèi)用，僅需支付部分與交易相關(guān)的支出和稅費(fèi)，綠電交易帶來的溢價(jià)將享受較高的凈利率水平。圖表19： 各類發(fā)電技術(shù)的全生命周期度電碳排放單位：克/千瓦時(shí)全生命周期碳排放最大值考慮機(jī)會(huì)成本后的碳排放最大值屋頂光伏發(fā)電15-34340.8-15.815.8大型光伏電站10-29297.85-26.926.9光熱發(fā)電8.5-24.324.36.43-25.225.2陸上風(fēng)電7.0-10.810.84.8-8.68.6海上風(fēng)電9-17176.8-14.814.8地?zé)岚l(fā)電15.1-555529-7979水電17-22

36、2261-109109波浪能發(fā)電21.721.726-3838潮汐能發(fā)電10-202014-3636核電9-707078-178178生物質(zhì)發(fā)電43-1,7301,73086-1,7881,788天然氣發(fā)電+CCSU179-405405230-481481煤電+CCSU230-935935282-1,0111,011注：機(jī)會(huì)成本包括電源建設(shè)時(shí)長(zhǎng)、戰(zhàn)爭(zhēng)與核泄露風(fēng)險(xiǎn)、土地和植被碳貯存損失的碳排放資料來源：100% Clean, Renewable Energy and Storage for Everything、交易緩解消納矛盾，預(yù)計(jì) 2022/2025 年回補(bǔ) 18/96 億元。綠電交易鼓勵(lì)簽

37、訂 5-10 年購(gòu)電長(zhǎng)協(xié)，順序優(yōu)先于計(jì)劃發(fā)電和市場(chǎng)電交易，我們認(rèn)為此舉將豐富市場(chǎng)化消納手段。綠電交易對(duì)手方需求穩(wěn)定，有助于緩和棄電率上升的矛盾。2021 年全國(guó)棄風(fēng)/光率為 3.05%/2.03%（全國(guó)新能源消納監(jiān)測(cè)預(yù)警中心），風(fēng)光發(fā)電潛在損失電量合計(jì) 274 億千瓦時(shí)；假設(shè)棄風(fēng)/光率保持不變，我們預(yù)計(jì) 2022/2025 年潛在損失電量或?qū)⑦_(dá)到 323/537 億千瓦時(shí)，平價(jià)風(fēng)光項(xiàng)目對(duì)應(yīng) 49/263 億千瓦時(shí)。因參與綠電交易后無法再享受綠電補(bǔ)貼，平價(jià)風(fēng)光發(fā)電項(xiàng)目將成為供給主體。平價(jià)項(xiàng)目參與綠電交易完全消納后，不考慮溢價(jià)，2022/2025 年有望回補(bǔ)的電量收入分別為 18/96 億元。圖表

38、20： 風(fēng)光發(fā)電行業(yè)綠電交易測(cè)算2022E2023E2024E2025E行業(yè)并網(wǎng)容量萬千瓦76,00491,204108,794128,094行業(yè)發(fā)電量?jī)|千瓦時(shí)11,71314,10916,74319,703行業(yè)棄風(fēng)率%2.7%2.7%2.7%2.7%平價(jià)項(xiàng)目平均上網(wǎng)電價(jià)元/千瓦時(shí)0.36690.36690.36690.3669潛在損失電量?jī)|千瓦時(shí)323388458537新增平價(jià)電量?jī)|千瓦時(shí)1,8874,2836,9179,877平價(jià)項(xiàng)目損失電量?jī)|千瓦時(shí)49114184263回補(bǔ)收入億元18426896綠電交易溢價(jià)%20%20%20%20%綠電交易比例%30%30%30%30%溢價(jià)收入億元42

39、94152217資料來源：國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局、預(yù)測(cè)圖表21： 風(fēng)電行業(yè)綠電交易測(cè)算2022E2023E2024E2025E行業(yè)并網(wǎng)容量萬千瓦37,84844,04851,13858,938行業(yè)利用小時(shí)數(shù)小時(shí)2,1322,2002,2002,200行業(yè)發(fā)電量?jī)|千瓦時(shí)7,4618,91810,36611,987行業(yè)棄風(fēng)率%3.053.053.053.05平價(jià)項(xiàng)目平均上網(wǎng)電價(jià)元/千瓦時(shí)0.36690.36690.36690.3669潛在損失電量?jī)|千瓦時(shí)235280326377新增平價(jià)電量?jī)|千瓦時(shí)9052,3623,8105,431平價(jià)項(xiàng)目損失電量?jī)|千瓦時(shí)2874120171回補(bǔ)收入億元10274

40、463綠電交易溢價(jià)%20%20%20%20%綠電交易比例%30%30%30%30%溢價(jià)收入億元205284120注：平價(jià)風(fēng)電項(xiàng)目 2021 年開始并網(wǎng)資料來源：國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局、預(yù)測(cè)圖表22： 光伏發(fā)電行業(yè)綠電交易測(cè)算2022E2023E2024E2025E行業(yè)并網(wǎng)容量萬千瓦38,15647,15657,65669,156行業(yè)利用小時(shí)數(shù)小時(shí)1,3011,2811,2811,281行業(yè)發(fā)電量?jī)|千瓦時(shí)4,2525,1916,3787,716行業(yè)棄光率%2.032.032.032.03平價(jià)項(xiàng)目平均上網(wǎng)電價(jià)元/千瓦時(shí)0.36690.36690.36690.3669潛在損失電量?jī)|千瓦時(shí)881081

41、32160新增平價(jià)電量?jī)|千瓦時(shí)9821,9213,1084,446平價(jià)項(xiàng)目損失電量?jī)|千瓦時(shí)20406492回補(bǔ)收入億元7152434綠電交易溢價(jià)%20%20%20%20%綠電交易比例%30%30%30%30%溢價(jià)收入億元22426898注：平價(jià)光伏發(fā)電項(xiàng)目 2021 年開始并網(wǎng)資料來源：國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局、預(yù)測(cè)行業(yè)整體業(yè)績(jī)?cè)龇邢蓿珒深愡\(yùn)營(yíng)商或享受更高彈性。相比于溢價(jià)收入和回補(bǔ)收入，我們認(rèn)為綠電交易更大的價(jià)值在于完善新能源發(fā)電的市場(chǎng)化機(jī)制，助力風(fēng)光裝機(jī)規(guī)?？焖僭鲩L(zhǎng)。盡管全行業(yè)視角下收入/利潤(rùn)增幅有限，但對(duì)于兩類綠電運(yùn)營(yíng)商而言，我們認(rèn)為會(huì)帶來高于行業(yè)整體水平的業(yè)績(jī)彈性。第一類是平價(jià)項(xiàng)目裝機(jī)

42、規(guī)?？焖僭鲩L(zhǎng)的龍頭運(yùn)營(yíng)商，有望獲取更多的綠電交易機(jī)會(huì)；第二類是平價(jià)項(xiàng)目區(qū)域集中在高棄電地區(qū)的運(yùn)營(yíng)商，等待省間綠電交易機(jī)制打開后，有望通過綠電交易改善資產(chǎn)質(zhì)量。估值修復(fù)：裝機(jī)增長(zhǎng)決定，業(yè)績(jī)彈性區(qū)分2022 年以來 A/H 股綠電運(yùn)營(yíng)商估值中樞回落A 股、H 股、美股的綠電運(yùn)營(yíng)商的估值存在明顯差異，呈現(xiàn) A 股美股H 股的特點(diǎn)。放眼全球，2022 年 1-6 月的平均 PE（TTM）估值中樞 A 股（21 倍）美股（19 倍）H 股（7倍）。我們認(rèn)為，全球綠電運(yùn)營(yíng)商估值差異的原因主要有：1）度電成本和財(cái)務(wù)費(fèi)用的差異帶來高凈利率導(dǎo)致 A 股運(yùn)營(yíng)商盈利能力強(qiáng)于美股運(yùn)營(yíng)商，存在估值溢價(jià)；2）美股綠電運(yùn)營(yíng)

43、商標(biāo)的稀缺，資金相對(duì)集中，拔高龍頭公司新紀(jì)元能源的估值；3）港股運(yùn)營(yíng)商經(jīng)營(yíng)時(shí)間長(zhǎng)、應(yīng)收綠電補(bǔ)貼規(guī)模大，而港股投資者對(duì)于補(bǔ)貼的態(tài)度更為悲觀，進(jìn)一步影響港股綠電運(yùn)營(yíng)商估值。圖表23： 2022 年以來 A/H/美股綠電運(yùn)營(yíng)商PE 估值對(duì)比圖表24： 2022 年以來 A/H/美股綠電運(yùn)營(yíng)商PB 估值對(duì)比(x) 2523211917151311975A股 H股 美股(x) 2.32.11.91.71.51.31.10.90.70.5A股 H股 美股01/2022 02/2022 03/2022 04/2022 05/2022 06/2022 07/202201/2022 02/2022 03/202

44、2 04/2022 05/2022 06/2022 07/2022注：采取相關(guān)標(biāo)的 PE-TTM 中位數(shù)：Wind、Bloomberg、注：采取相關(guān)標(biāo)的 PB-MRQ 中位數(shù)資料來源：Wind、Bloomberg、圖表25： 2022 年以來 A/H/美股綠電運(yùn)營(yíng)商PS 估值對(duì)比圖表26： 2022 年以來 A/H/美股綠電運(yùn)營(yíng)商EV/EBITDA 估值對(duì)比(x) 4.0A股 H股 美股(x) 17A股 H股 美股3.5163.0152.5142.0131.5121.0110.501/2022 02/2022 03/2022 04/2022 05/2022 06/2022 07/2022100

45、1/2022 02/2022 03/2022 04/2022 05/2022 06/2022 07/2022注：采取相關(guān)標(biāo)的 PS-TTM 中位數(shù)：Wind、Bloomberg、注：采取相關(guān)標(biāo)的 EV/EBITDA 中位數(shù)資料來源：Wind、Bloomberg、2022 年以來 A/H 股綠電運(yùn)營(yíng)商估值有所回落，主要有三點(diǎn)原因：1）市場(chǎng)對(duì)于盈利能力下滑的擔(dān)憂，短期因素包括 1-5 月國(guó)內(nèi)風(fēng)資源同比下降、光伏組件高價(jià)擠壓新投產(chǎn)項(xiàng)目收益水平，中長(zhǎng)期因素包括“十四五”中后期新項(xiàng)目競(jìng)價(jià)的不確定性；2）A 股市場(chǎng)標(biāo)的稀缺性進(jìn)一步弱化，2022 年以來龍?jiān)措娏ΑV宇發(fā)展等頭部運(yùn)營(yíng)商陸續(xù)在 A 股上市，國(guó)電

46、電力、京能電力、皖能電力、長(zhǎng)源電力、建投能源等傳統(tǒng)火電企業(yè)也陸續(xù)發(fā)布新能源戰(zhàn)略，市場(chǎng)可選擇標(biāo)的增加；3）應(yīng)收綠電補(bǔ)貼仍未完全解決，今年累計(jì)已發(fā)放三批的可再生能源補(bǔ)貼（500/500/399億元），頭兩批發(fā)放對(duì)象主要是五大電力央企，而存量未解決補(bǔ)貼規(guī)模仍有約 3,000 億元左右。圖表27： 2019-2022 年風(fēng)光發(fā)電小時(shí)數(shù)同比變化圖表28： 2006 年至今 A/H 股綠電運(yùn)營(yíng)商標(biāo)的數(shù)量變化(%) 風(fēng)電光伏(十億元)總市值公司數(shù)量（右）700642(家)10)(20)(30)600500400300200100050091631914404161412 12108

47、642002/201904/201906/201908/201910/201912/201902/202004/202006/202008/202010/202012/202002/202104/202106/202108/202110/202112/202102/202204/20222006-20102011-20152016-20202021-2025E資料來源：中電聯(lián)、資料來源：Wind、裝機(jī)增長(zhǎng)決定，把握上游價(jià)格拐點(diǎn)前的配置機(jī)會(huì)綠電運(yùn)營(yíng)在成長(zhǎng)期理應(yīng)獲得更高溢價(jià)。在 2003-05 年，火電股作為成長(zhǎng)股時(shí)期 A 股P/B 估值相對(duì)大盤出現(xiàn)溢價(jià)?；痣娫诔砷L(zhǎng)階段，溢價(jià)來自于下游需求迅速增長(zhǎng)

48、、裝機(jī)規(guī)?？焖偕仙c原材料供需平衡三方面。從成長(zhǎng)性來看，當(dāng)前主要綠電運(yùn)營(yíng)商隱含 2022-2025 年裝機(jī)CAGR 33%，成長(zhǎng)性遠(yuǎn)高于 2003-05 年火電的裝機(jī)增速（13%），應(yīng)當(dāng)享受更高的估值溢價(jià)。圖表29： 2000-2010 年火電裝機(jī)容量和發(fā)電量幾乎一路上行圖表30： 2000-2010 年火電板塊 PB vs A 股整體 PB(萬千瓦、億千瓦時(shí)）火電裝機(jī)容量（萬千瓦）火電發(fā)電量（億千瓦時(shí)）火電指數(shù)對(duì)上證A股估值折價(jià)火電指數(shù)PB（右）(x)容量YoY（右）80,000 電量YoY（右）70,00060,00050,00040,00030,00020,00010,000200020

49、0120022003200420052006030%25%20%15%10%5%0%-5%80%70%60%50%40%30%20%10%0%-10%2000200020012001200220022003200320042004200520052006200620072007200820082009200920102010-20% 上證A股PB（右）876543210(1)(2)2007200820092010資料來源：國(guó)家統(tǒng)計(jì)局、資料來源：Wind、圖表31： A/H 股主要綠電運(yùn)營(yíng)商裝機(jī)增速圖表32： A/H 股主要綠電運(yùn)營(yíng)商 PB vs 滬深 300/恒生指數(shù)(%)18-2122-25

50、E63.058.843.237.541.233.332.431.432.922.626.6 27.721.7 21.223.528.7 26.023.512.67.4706050403020100(x) 3.02.52.01.51.00.5(%) 100A股綠電相對(duì)溢價(jià)（右） A股綠電H股綠電相對(duì)溢價(jià)（右）H股綠電806040200(20)(40)合龍三計(jì)源峽電能力源華華中京吉節(jié)國(guó)潤(rùn)能國(guó)能電能投電國(guó)電清股風(fēng)電力際力潔份電力能源0.0(60)注：22-25E 均為華泰預(yù)測(cè)資料來源：公司公告、預(yù)測(cè)01/202102/202103/202104/202105/202106/202107/202108

51、/202109/202110/202111/202112/202101/202202/202203/202204/202205/202206/202207/2022注：A 股相對(duì)滬深 300 的 PB 溢價(jià)，H 股相對(duì)恒生指數(shù)的 PB 溢價(jià)資料來源：Wind、上游價(jià)格拐點(diǎn)前的配置機(jī)會(huì)?？紤]到光伏上游價(jià)格高位震蕩、海上風(fēng)電平價(jià)項(xiàng)目收益率不高，市場(chǎng)對(duì)綠電運(yùn)營(yíng)裝機(jī)增長(zhǎng)有所擔(dān)憂，部分壓制了綠電運(yùn)營(yíng)板塊的相對(duì)估值水平。但從中長(zhǎng)期角度來看，中國(guó)“雙碳”目標(biāo)不會(huì)改變，建立以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)路徑勢(shì)在必行。因此，我們認(rèn)為，在組件價(jià)格有望迎來向下拐點(diǎn)、海上風(fēng)電平價(jià)加速推進(jìn)的預(yù)期下，綠電運(yùn)營(yíng)板塊仍具備配置

52、價(jià)值。業(yè)績(jī)彈性區(qū)分，優(yōu)選具備核心競(jìng)爭(zhēng)力的頭部運(yùn)營(yíng)商綠電運(yùn)營(yíng)商的競(jìng)爭(zhēng)力最終體現(xiàn)在中長(zhǎng)期業(yè)績(jī)彈性與持續(xù)性。三維度評(píng)價(jià)：1）運(yùn)營(yíng)能力，發(fā)電量最為直觀，綜合體現(xiàn)開發(fā)/投資/建設(shè)/運(yùn)維實(shí)力；2）盈利能力，對(duì)風(fēng)電而言資源區(qū)域運(yùn)營(yíng)效率融資成本，對(duì)光伏而言融資成本與電價(jià)是關(guān)鍵；3）融資能力，保障競(jìng)爭(zhēng)力的可持續(xù)性，杠桿是內(nèi)在約束，央/國(guó)企融資成本壁壘牢固。競(jìng)爭(zhēng)力最終體現(xiàn)在運(yùn)營(yíng)商中長(zhǎng)期的業(yè)績(jī)彈性與持續(xù)性。我們認(rèn)為三類綠電運(yùn)營(yíng)商有望體現(xiàn)出屬性：1）裝機(jī)規(guī)?？焖僭鲩L(zhǎng)的綠電運(yùn)營(yíng)商龍頭，包括三峽能源、龍?jiān)措娏Γ?）傳統(tǒng)能源轉(zhuǎn)型標(biāo)的，包括華電國(guó)際、國(guó)電電力；3）占據(jù)優(yōu)質(zhì)資源的區(qū)域型運(yùn)營(yíng)商，包括福能股份、中閩能源。頭部運(yùn)營(yíng)商

53、有望在 22-24 年保持利潤(rùn)高增速。根據(jù)華泰預(yù)測(cè)，三峽能源與龍?jiān)措娏?22-24年歸母凈利潤(rùn) CAGR 均將好于 19-21 年，主要得益于新增裝機(jī)提速。國(guó)電電力加速轉(zhuǎn)型新能源，預(yù)計(jì) 22-24 年歸母凈利潤(rùn) CAGR 與 19-21 年基本持平，且絕對(duì)值處于相對(duì)較高水平。華電國(guó)際因火電貢獻(xiàn)高基數(shù)的原因，22-24 年歸母凈利潤(rùn) CAGR 相對(duì)不高。福能股份與中閩能源均受益于福建省海上風(fēng)電優(yōu)質(zhì)項(xiàng)目的并網(wǎng)，歸母凈利潤(rùn)有望實(shí)現(xiàn)高速增長(zhǎng)。圖表33： 重點(diǎn)推薦標(biāo)的歸母凈利潤(rùn) CAGR 對(duì)比（歷史與展望）CAGR：19-21CAGR：22-24E71.471.457.038.7 36.837.234.

54、027.7 28.120.714.717.212.46.5(%) 80706050403020100龍?jiān)措娏θ龒{能源國(guó)電電力華電國(guó)際福能股份中閩能源中閩能源（資產(chǎn)注入）注：1）國(guó)電電力與華電國(guó)際 2021 年因火電虧損，CAGR 分別為 19-20、21-24E；2）中閩能源資產(chǎn)注入標(biāo)的為平海灣海上風(fēng)電三期項(xiàng)目，已于 2021 年底投產(chǎn)，大股東福建省投資集團(tuán)已在公告中承諾擇機(jī)注入資料來源：預(yù)測(cè)就歸母凈利潤(rùn)的增厚效應(yīng)而言，風(fēng)電“以大代小”逐年遞減，綠電交易溢價(jià)逐年遞增。我們選取龍?jiān)措娏?、三峽能源兩家公司，裝機(jī)結(jié)構(gòu)中絕大部分為風(fēng)光發(fā)電，且 22-24 年新增平價(jià)風(fēng)光裝機(jī)規(guī)模較大。從風(fēng)電“以大代小”

55、的額外裝機(jī)和綠電交易溢價(jià)兩個(gè)維度進(jìn)行敏感性分析后，我們發(fā)現(xiàn)：1）“以大代小”對(duì)歸母凈利潤(rùn)的增厚效應(yīng)逐年遞減，通過改造每新增 1GW ， 22-24 年龍?jiān)措娏w母凈利潤(rùn)增厚 2.73/2.55/2.32% 、三峽能源可增厚 4.80/3.82/3.21%；2）綠電交易溢價(jià)對(duì)歸母凈利潤(rùn)的增厚效應(yīng)逐年遞增，在 30%交易比例下每溢價(jià) 5%，22-24 年龍?jiān)措娏w母凈利潤(rùn)增厚 0.86/1.38/1.88%、三峽能源可增厚 0.60/1.28/1.73%。圖表34： 龍?jiān)措娏?2022-2024E 歸母凈利潤(rùn)增厚比例：“以大代小”與綠電交易溢價(jià)的敏感性測(cè)算2022E 增厚%-5%0%5%10%15

56、%20%0-0.860.000.861.722.583.4411.872.733.594.455.326.1824.615.476.337.198.058.9137.348.209.069.9210.7811.64410.0710.9411.8012.6613.5214.38512.8113.6714.5315.3916.2517.112023E 增厚%-5%0%5%10%15%20%0-1.380.001.382.764.145.5211.172.553.935.306.688.0623.715.096.477.859.2310.6136.267.649.0210.4011.7813.164

57、8.8110.1911.5612.9414.3215.70511.3512.7314.1115.4916.8718.252024E 增厚%-5%0%5%10%15%20%0-1.880.001.883.765.657.5310.442.324.206.087.979.8522.764.646.528.4110.2912.1735.086.968.8510.7312.6114.4947.409.2911.1713.0514.9316.8159.7311.6113.4915.3717.2519.13注：縱軸為風(fēng)電“以大代小”額外裝機(jī)規(guī)模（單位：GW），橫軸為綠電交易溢價(jià)率，假設(shè)僅有平價(jià)項(xiàng)目參與綠電

58、交易，且交易電量比例為 30%資料來源：公司公告、預(yù)測(cè)圖表35： 三峽能源 2022-2024E 歸母凈利潤(rùn)增厚比例：“以大代小”與綠電交易溢價(jià)的敏感性測(cè)算2022E 增厚%-5%0%5%10%15%20%0-0.600.000.601.201.802.4014.204.805.406.016.617.2129.019.6110.2110.8111.4112.01313.8114.4115.0115.6116.2116.81418.6119.2119.8120.4221.0221.62523.4224.0224.6225.2225.8226.422023E 增厚%-5%0%5%10%15%20

59、%0-1.280.001.282.563.845.1112.543.825.106.387.668.9426.377.658.9210.2011.4812.76310.1911.4712.7514.0315.3016.58414.0115.2916.5717.8519.1320.41517.8419.1120.3921.6722.9524.232024E 增厚%-5%0%5%10%15%20%0-1.730.001.733.465.196.9211.473.214.946.678.4010.1324.686.418.149.8711.6013.3337.889.6211.3513.0814.8

60、116.54411.0912.8214.5516.2818.0119.75514.2916.0317.7619.4921.2222.95注：縱軸為風(fēng)電“以大代小”額外裝機(jī)規(guī)模（單位：GW），橫軸為綠電交易溢價(jià)率，假設(shè)僅有平價(jià)項(xiàng)目參與綠電交易，且交易電量比例為 30%資料來源：公司公告、預(yù)測(cè)重點(diǎn)推薦標(biāo)的三峽能源（600905 CH，買入，目標(biāo)價(jià)：8.12 元）風(fēng)光項(xiàng)目?jī)?chǔ)備豐富，維持買入評(píng)級(jí)。截至 21 年末公司投產(chǎn)裝機(jī) 22.90GW，其中海上風(fēng)電4.58GW/陸上風(fēng)電 9.69GW/光伏 8.41GW，全年新增 3.24/2.15/1.91GW。截至 22 年 4 月末公司平價(jià)海上風(fēng)電已開工