新能源行業(yè)專題研究報(bào)告

新能源行業(yè)專題研究報(bào)告1.投資聚焦新能源運(yùn)營商乘電力市場化改革東風(fēng)，核電、綠電有望跟隨火電價格上漲，綠電交易試點(diǎn)完成后各省綠電交易發(fā)展方興未艾，十四五期間超300%的新能源裝機(jī)增長空間為轉(zhuǎn)型運(yùn)營商不斷注入增長性。研究背景2022年初以來，受美聯(lián)儲加息預(yù)期影響，以成長風(fēng)格為標(biāo)簽的新能源賽道出現(xiàn)大幅回調(diào)。成長股回調(diào)幅度在某種程度上與基金持倉比例相關(guān)，前期新能源行業(yè)的翹楚—光伏、風(fēng)電、鋰電行業(yè)2022年平均累計(jì)跌幅達(dá)10.96%、10.83%、15.31%。在全球不確定性加劇情況下，成長股的估值體系受到壓制。不同于市場的觀點(diǎn)市場普遍認(rèn)為綠電運(yùn)營商主要靠資本開支驅(qū)動，忽略了存量資產(chǎn)的盈利變化。當(dāng)前市場主流觀點(diǎn)是預(yù)計(jì)十四五期間核電每年新增開工6-8臺機(jī)組，但忽略了當(dāng)下綠色電力市場化交易的起點(diǎn)，電力市場化改革背景下，核電價格跟隨火電價格上漲，同時綠電的環(huán)境價值逐漸展現(xiàn)，綠電需求側(cè)和供給側(cè)通路成功打通，水到渠成之下，正是綠電新基建估值和價值的雙重起點(diǎn)。核心邏輯新基建是2022年主要投資方向。兩會提出要推進(jìn)風(fēng)光大基地建設(shè)，穩(wěn)增長背景下，1月社融大幅增長，新能源作為新基建重要方向獲得資金支撐。融資成本下降。央行在2021年11月推出碳減排支持工具，按貸款本金60%支持，1年期利率1.75%，當(dāng)前已經(jīng)開始實(shí)施。運(yùn)營商受市場交易風(fēng)格變化沖擊較弱。強(qiáng)加息預(yù)期下，納指下跌，對成長股估值體系產(chǎn)生沖擊，綠電運(yùn)營商持倉比例較低，受交易風(fēng)格變化影響較小。供給釋放推進(jìn)成本端持續(xù)優(yōu)化。硅料產(chǎn)能陸續(xù)釋放，風(fēng)電大型化持續(xù)推進(jìn)，疊加各環(huán)節(jié)積極擴(kuò)產(chǎn)，供給緊張狀況緩解，產(chǎn)業(yè)鏈利潤將向下游傳遞，光伏、風(fēng)電成本下降，運(yùn)營商成本端持續(xù)優(yōu)化。收入端支撐力度強(qiáng)，進(jìn)入電價上漲周期。上網(wǎng)電價對標(biāo)火電電價，邊際上由煤價決定電價水平，能耗雙控下煤價處于高位較難下降，電力需求保持旺盛，尤其是綠電需求，支撐交易電價上行。2.電價上漲提振綠電運(yùn)營商業(yè)績2.1.外盤高企和進(jìn)口銳減支撐煤價根據(jù)2021年電力工業(yè)統(tǒng)計(jì)快報(bào)，2021年中國火電發(fā)電量56463億千瓦時，占總發(fā)電量的67.4%。火電承擔(dān)著調(diào)峰和保供的重任，將在未來很長一段時間內(nèi)仍為中國主要發(fā)電來源。2021年受疫情恢復(fù)和外貿(mào)出口繁榮驅(qū)動，中國全社會用電量激增10.3%。疊加

“雙碳政策”執(zhí)行導(dǎo)致的國內(nèi)動力煤產(chǎn)量不升反降，從2021年9月上旬開始，中國動力煤價格一路高歌猛進(jìn)，最高漲至2593元/噸，年內(nèi)最高漲幅超229%。近期煤價企穩(wěn)反彈，意味著當(dāng)前是減碳與保供的平衡點(diǎn)。根據(jù)中國往年煤炭進(jìn)口量變化，在夏季用電高峰之后，中國每月煤炭進(jìn)口量會逐月遞減，但自2021年5月以來，煤炭月進(jìn)口量呈現(xiàn)上升趨勢，電煤供需偏緊，各火電廠電煤庫存逐月下降。2021年中國煤炭進(jìn)口量2.05億噸，創(chuàng)下2017年以來的新高，約占中國電煤消耗總量的12%。動力煤進(jìn)口量高點(diǎn)已現(xiàn)，2022年中國煤炭進(jìn)口量預(yù)計(jì)將會減少。受俄烏沖突和全球雙碳政策引導(dǎo)，海外煤價今年將維持高位，增大國內(nèi)動力煤進(jìn)口市場邊際價格。2021年，俄動力煤占中國總進(jìn)口的39.64%，是第一大來源，但僅占中國電煤消費(fèi)量的1.45%。根據(jù)百川孚盈數(shù)據(jù)，當(dāng)前俄羅斯動力煤價（Q>5500）為639元/噸。中國動力煤價格處于全球最低水平，海外高煤價將提升中國煤炭進(jìn)口成本。截至2022年2月16日，秦皇島山西產(chǎn)動力煤市場價格1000元/噸，廣州港印尼煤價1155元/噸，澳大利亞紐卡斯?fàn)杽恿γ含F(xiàn)貨價1495元/噸，南非煤理查德動力煤現(xiàn)貨價1431元/噸，歐洲ARA港動力煤現(xiàn)貨價1238元/噸，中國煤價處于全球低位。2022年電力供需趨于平衡。根據(jù)對2022年度全國電力供需形式的測算，預(yù)計(jì)2022年全社會用電量8.7-8.8萬億千瓦時，同比增長5-6%，政府工作報(bào)告給出2022年GDP增速目標(biāo)5.5%，用電量增速往往略高于GDP增速，且各季度用電量增速總體呈逐季上升態(tài)勢。2.2.動力煤國家調(diào)控空間有限2022年2月24日，國家發(fā)改委發(fā)布關(guān)于進(jìn)一步完善煤炭市場價格形成機(jī)制的通知，明確提出引導(dǎo)動力煤價格在合理區(qū)間運(yùn)行，完善煤、電價格傳導(dǎo)機(jī)制，保障能源安全穩(wěn)定供應(yīng)，推動煤、電上下游協(xié)調(diào)高質(zhì)量發(fā)展。文件明確指出秦皇島港下水煤5500千卡中長期交易含稅價格在每噸570-770元之間較為合理，秦皇島港一月份平倉長協(xié)價在725元/噸左右（較指導(dǎo)區(qū)間下限570元/噸存在20%下跌空間），完全符合政策要求。在2021年年中限電出現(xiàn)后，2021年7、8月煤炭保供政策開始執(zhí)行，動力煤價格一路從2593元/噸下降至最低790元/噸，但供給端已經(jīng)得到充分釋放，后續(xù)供給端繼續(xù)放松空間減弱。我們認(rèn)為這次煤炭長協(xié)政策主要是為了壓住煤價再次上漲的勢頭，提高動力煤交易長協(xié)履約率，煤價仍有較強(qiáng)支撐，但由于供給端的限制，以及穩(wěn)增長下用電需求的剛性，煤價調(diào)控空間非常有限。2.3.多個外輸電大省遭遇發(fā)用電增速剪刀差中國東南沿海省份經(jīng)濟(jì)相對發(fā)達(dá)，各類型工業(yè)、商業(yè)規(guī)模龐大，用電量相對較大。因此所有沿海省份均處于本省電力無法滿足本省電力需求的情況。在之前電力供應(yīng)相對寬松的階段，西南水電、西北風(fēng)電、光伏成本相對更低，東西互補(bǔ)屬于一種合理的經(jīng)濟(jì)分工。如2021年江蘇省、山東省、廣東省、浙江省外輸電占比分別高達(dá)18.57%、21.33%、22.26%、27.13%。但在2021年煤價飆升階段，東部各省發(fā)電量緊跟用電量增速，而西部傳統(tǒng)外輸大省發(fā)電量遠(yuǎn)不及其本省用電量增速，從而產(chǎn)生了發(fā)、用電增速的剪刀差，外輸電量占比陡然下降，邊際供給不足造成的供需失衡成為了東部省份電煤成本能夠順利傳導(dǎo)至電價的另一重要原因。2.4.電力市場化改革讓電煤成本順利傳導(dǎo)2021年10月11日，國家發(fā)改委下發(fā)國家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知指出“燃煤發(fā)電電量原則上全部進(jìn)入電力市場，通過市場交易在“基準(zhǔn)價+上下浮動”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價”、“將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍擴(kuò)大為上下浮動原則上均不超過20%”、“高耗能企業(yè)市場交易電價、電力現(xiàn)貨價格不受20%幅度限制”。電力市場化改革促使動力煤成本順利傳導(dǎo)。通知出臺后，各省立即出臺相關(guān)政策響應(yīng)。江蘇、福建、廣東等多個經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)的省份當(dāng)月燃煤電價市場化交易從折價狀態(tài)立馬切換至上浮，其中江蘇省上浮幅度即到達(dá)20%。僅2021年10月單月，江蘇省集中競價電價從平價狀態(tài)389元/MWh上浮20%至469元/MWh，江蘇省市場化交易電價由此開啟上浮20%的時代。2.5.火電企業(yè)正處于盈虧平衡狀態(tài)大部分火電企業(yè)仍處于微虧狀態(tài)運(yùn)營。根據(jù)火電企業(yè)的典型指標(biāo)，通過對1000MW的超超臨界火電機(jī)組盈利進(jìn)行測算，結(jié)果顯示，當(dāng)動力煤價格處于900元/噸左右，機(jī)組處于盈虧平衡狀態(tài)。但由于超超臨界機(jī)組作為新機(jī)組，其效率更高、度電耗煤更低，因此凈利率相對較高；而火電企業(yè)資產(chǎn)中不乏運(yùn)行超過20年的老舊機(jī)組，人工、運(yùn)維費(fèi)用和高耗煤對企業(yè)現(xiàn)金流拖累較大。并且在能耗雙控向碳排放總量控制轉(zhuǎn)變過程中，由于發(fā)電領(lǐng)域中火電碳排放量最高，利用小時數(shù)受到壓制，高煤價、低利用小時數(shù)造成了火電企業(yè)盈利大幅縮減。如火電頭部公司華能國際和華電國際

1月份發(fā)布公告，2021年歸母凈利潤分別預(yù)虧98-117億元、45-53億元。3.新能源運(yùn)營商乘市場化改革之風(fēng)3.1.交易風(fēng)格變化對運(yùn)營商沖擊較弱2022年初以來，以成長風(fēng)格為標(biāo)簽的新能源賽道遭受大幅度回調(diào)。強(qiáng)加息預(yù)期下，納指下跌，對成長股估值體系產(chǎn)生沖擊，。前期新能源行業(yè)的翹楚—光伏、風(fēng)電、鋰電行業(yè)2022年平均累計(jì)跌幅達(dá)10.96%、10.83%、15.31%。市場交易風(fēng)格的切換，個股的回撤幅度在某種程度上與基金持倉比例、賽道擁擠相關(guān)。綠電運(yùn)營商2021年Q4基金持倉比例仍然處于低位，或?yàn)榫怙L(fēng)格下的優(yōu)選方向，適合2022年上半年穩(wěn)增長、偏絕對收益的投資主線。截止2021Q4，運(yùn)營商基金平均持倉1.96%，遠(yuǎn)低于光伏、風(fēng)電、鋰電行業(yè)的6.10%、4.95%、7.6%。除去基金持倉比例較高的三峽能源（8.42%）和華能國際（5.52%），綠電運(yùn)營商基金平均持倉比例僅為1.05%。3.2.綠電交易已具備強(qiáng)政策基礎(chǔ)2022年1月21日，國家發(fā)改委聯(lián)合其他六部門發(fā)布促進(jìn)綠色消費(fèi)實(shí)施方案，從需求側(cè)進(jìn)一步激發(fā)全社會綠色電力消費(fèi)潛力。2022年1月28日，發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見指出“到2025年，全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成，跨省跨區(qū)資源市場化配置和綠色電力交易規(guī)模顯著提高，有利于新能源、儲能等發(fā)展的市場交易和價格機(jī)制初步形成”、“到2030年，全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成，新能源全面參與市場交易”。綠電交易并非政策強(qiáng)制推行，更確切的說法是需求側(cè)和供給側(cè)共同發(fā)展下的水到渠成。近年來，越來越多的國內(nèi)外企業(yè)購買綠電需求迫切，如寶馬汽車、巴斯夫等跨國企業(yè)提出在未來十幾年內(nèi)實(shí)現(xiàn)100%綠色電力生產(chǎn)的目標(biāo)，首鋼等傳統(tǒng)工業(yè)企業(yè)期待用綠電生產(chǎn)推動轉(zhuǎn)型升級，中國許多出口型企業(yè)也希望用綠電生產(chǎn)來增強(qiáng)產(chǎn)品的國際競爭力。綠電是滿足企業(yè)綠色轉(zhuǎn)型的剛需，綠電交易是大勢所趨。廣大企業(yè)希望建立長效機(jī)制，愿意持續(xù)購買體現(xiàn)環(huán)境價值的綠電，同時獲得權(quán)威的綠電認(rèn)證。2021年作為云計(jì)算行業(yè)的代表阿里云購買了累計(jì)269GWh的綠色電力用以開展業(yè)務(wù)。騰訊更是披露其在2022年將消費(fèi)502GWh的綠色電力。3.3.各省市綠電交易方興未艾繼國家改革委、國家能源局批復(fù)綠色電力交易試點(diǎn)工作方案后，2021年9月7日，綠色電力交易試點(diǎn)啟動會在北京召開，這是啟動的首次綠色電力交易，共17個省份259家市場主體參與，達(dá)成交易電量79.35億千瓦時，成交價格較當(dāng)?shù)仉娏χ虚L期交易價格增加3-5分/千瓦時，之后各省市陸續(xù)加入到綠電交易的大軍中來。當(dāng)前國內(nèi)綠電市場聚焦于引導(dǎo)未納入國家可再生能源補(bǔ)助政策范圍的綠電開展市場化交易。用長遠(yuǎn)眼光來看，啟用綠色債券解決補(bǔ)貼拖欠存在諸多壁壘和資金來源困難，目前實(shí)施進(jìn)度較為緩慢，而通過啟動綠證和碳排放交易為新能源運(yùn)營商提供穩(wěn)定收入來源，符合當(dāng)前政策指引，并具有極強(qiáng)可操作性。3.4.綠電交易將充分展現(xiàn)綠電的環(huán)境價值過去的電力市場化交易只體現(xiàn)了電能價值，即便有新能源電力參與，環(huán)境價值也是被掩蓋的。綠電交易在機(jī)制上的重大創(chuàng)新，核心就在于充分發(fā)揮市場作用，在交易價格上全面反映綠色電力的電能價值和環(huán)境價值。我們認(rèn)為未來綠電交易和綠證將同時存在，運(yùn)營商擇優(yōu)進(jìn)行交易，綠電環(huán)境價值相較火電溢價在0.05元/kWh以上。根據(jù)綠證認(rèn)購平臺數(shù)據(jù)，當(dāng)前無補(bǔ)貼風(fēng)電光伏綠證平均成交價在50元/個左右，一個綠證對應(yīng)1000kWh的綠色電力，意味著當(dāng)前綠證交易存在約0.05元/kWh的環(huán)境溢價。同時參考全國碳交易市場當(dāng)前價格，綠電的碳減排價值約為0.04元/kWh（按每度火電排放800克CO2粗略測算）。江蘇、廣東作為中國經(jīng)濟(jì)最為發(fā)達(dá)的兩個省份，其綠電消費(fèi)需求也尤為強(qiáng)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(zhǔn)電價溢價0.072元/kWh、0.061元/kWh。2022年2月25日，由南方區(qū)域（廣東、廣西、云南、貴州、海南）各電力交易機(jī)構(gòu)聯(lián)合編制的南方區(qū)域綠色電力交易規(guī)則（試行）明確指出：綠電交易的售電主體主要是符合綠證發(fā)放條件的風(fēng)電、光伏等發(fā)電企業(yè)，根據(jù)需要，范圍可逐步擴(kuò)大到符合條件的水電。綠色電力價格由電能量價格和環(huán)境溢價組成，交易價格通過市場化方式形成。按照保障收益的原則，參考綠色電力供需情況，合理設(shè)置綠色電力交易價格的上、下限。我們認(rèn)為上限應(yīng)為基準(zhǔn)價上浮20%，下限為綠證溢價0.05元/度加上市場化火電價格。綠色電力在交易組織、執(zhí)行和結(jié)算方面的優(yōu)先地位。綠電直接交易安排在其他電力中長期交易之前組織開展，交易結(jié)算按照“月結(jié)年清”的原則優(yōu)先于其他發(fā)電計(jì)劃和市場化交易結(jié)算，這意味著供需緊張時期，綠電溢價更容易產(chǎn)生。3.5.新能源建設(shè)是十四五規(guī)劃投資主線國家發(fā)展改革委、國家能源局明確了第一批約1億千瓦大型風(fēng)電光伏基地項(xiàng)目50個，總規(guī)模97.05GW。截至2021年底，第一批大型風(fēng)電光伏基地項(xiàng)目已開工約75GW，其余項(xiàng)目將在2022年一季度開工。第二批新能源大基地項(xiàng)目已在2021年12月15日上報(bào)，國家能源局印發(fā)以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點(diǎn)的大型風(fēng)電光伏基地規(guī)劃布局方案，到2030年共規(guī)劃新建風(fēng)光大基地455GW，其中沙漠基地284GW，采煤沉陷區(qū)37GW，其他沙漠和隔壁基地134GW，規(guī)劃十四五建設(shè)200GW，十五五建設(shè)255GW。2022年政府工作報(bào)告中也明確提出要加快推進(jìn)風(fēng)光大基地建設(shè)，這些大型基地項(xiàng)目將是新基建最具確定性的投資方向。各電力央企集團(tuán)是新能源建設(shè)的主力軍，華能、華電、大唐、國家能源集團(tuán)十四五期間規(guī)劃新增新能源裝機(jī)均超70GW。電力上市公司十四五期間新能源裝機(jī)平均增長空間超340%，低基數(shù)、高成長性使得新能源成為傳統(tǒng)電力運(yùn)營商實(shí)現(xiàn)轉(zhuǎn)型和保持增長的最重要推動力，新能源裝機(jī)為運(yùn)營商不斷注入成長性。為實(shí)現(xiàn)新能源裝機(jī)規(guī)模的不斷增長，運(yùn)營商需保持在健康財(cái)務(wù)狀況下的高強(qiáng)度的資本開支，我們對綠電運(yùn)營商財(cái)務(wù)狀況進(jìn)行了橫向?qū)Ρ?，央企運(yùn)營商普遍擁有更強(qiáng)的資本開支能力，這個優(yōu)勢將在未來新能源建設(shè)加速下，拉開與民企之間的差距。3.6.碳減排工具進(jìn)一步降低綠電貸款成本當(dāng)前中國運(yùn)營商部分超長期貸款（接近五年或五年以上）的利率水平在5%-6.5%之間，略高于央行公布的五年期LPR利率3.75%和五年期貸款基準(zhǔn)利率4.9%。2021年11月8日，人民銀行宣布推出碳減排工具這一結(jié)構(gòu)性貨幣政策工具，完成對可再生能源行業(yè)的定向降準(zhǔn)，對金融機(jī)構(gòu)向碳減排重點(diǎn)領(lǐng)域內(nèi)相關(guān)企業(yè)發(fā)放的符合條件的碳減排貸款，按貸款本金的60%提供資金支持，利率為1.75%。碳減排支持工具是再貸款的一種，與支小再貸款和PSL相類似，定向降低了相關(guān)綠色貸款的利率，同時綠色貸款中存在的利差提高了銀行向運(yùn)營商貸款的意愿。兼具“寬信用”和“寬貨幣”，未來新能源運(yùn)營商電站開發(fā)貸款難度和利率進(jìn)一步降低。根據(jù)主要銀行碳減排貸款發(fā)放數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，自碳減排工具實(shí)施以來，總貸款金額達(dá)2212億元，加權(quán)平均利率4.0%。運(yùn)營商長期借款中超4%利率借款部分擁有了替代選項(xiàng)，實(shí)實(shí)在在地減少了運(yùn)營商的貸款成本。以三峽能源為例，公司測算如果以浮動利率計(jì)算的借款利率下降50個基點(diǎn)，而其他因素保持不變，公司的凈利潤會增加約2.6億元。3.7.補(bǔ)貼拖欠不會再惡化基本面根據(jù)財(cái)政部印發(fā)的可再生能源電價附加有關(guān)會計(jì)處理規(guī)定，可再生能源電價補(bǔ)貼款計(jì)入“主營業(yè)務(wù)收入”和“應(yīng)收賬款”項(xiàng)目，即未發(fā)放的補(bǔ)貼款也被計(jì)入每年的業(yè)績當(dāng)中。對于純新能源運(yùn)營商來說，其應(yīng)收補(bǔ)貼款占應(yīng)收賬款比例的90%以上，其中部分運(yùn)營商累計(jì)應(yīng)收補(bǔ)貼額甚至超過其2020年全年的營業(yè)收入。存量風(fēng)電、光伏項(xiàng)目拖欠補(bǔ)貼或達(dá)4000億，對擁有大量存量電站的運(yùn)營商財(cái)務(wù)狀況產(chǎn)生了強(qiáng)烈沖擊。如果當(dāng)前補(bǔ)貼款全額發(fā)放，將可以實(shí)現(xiàn)以下效果：項(xiàng)目IRR提高：成本回收期的變短直接推動了項(xiàng)目IRR的提高?，F(xiàn)金流向好轉(zhuǎn)：新能源電站運(yùn)營產(chǎn)生的額外補(bǔ)貼疊加基準(zhǔn)上網(wǎng)收益能夠覆蓋電站的運(yùn)維費(fèi)用，同時能夠抹去運(yùn)營商的應(yīng)收賬款減值風(fēng)險，新能源運(yùn)營商充分釋放業(yè)績增長性。補(bǔ)貼作為新項(xiàng)目資本金加速開發(fā)力度：按照單個項(xiàng)目開發(fā)資本金占比30%，單個項(xiàng)目杠桿率可達(dá)3倍以上，4000億補(bǔ)貼款能夠撬動1.2萬億的項(xiàng)目投資，按照當(dāng)前光伏4元/W、風(fēng)電6元/W建設(shè)成本的中位數(shù)5元/W進(jìn)行計(jì)算，可以支持240GW風(fēng)光項(xiàng)目建設(shè)。即使補(bǔ)貼款仍然維續(xù)延遲發(fā)放，綠電運(yùn)營商能夠通過將應(yīng)收賬款委托給集團(tuán)中的財(cái)務(wù)或信托公司發(fā)行債務(wù)融資工具，或者通過ABS、綠色債券收回部分現(xiàn)金流，甚至可以通過出讓補(bǔ)貼回收權(quán)用以支撐新項(xiàng)目的開發(fā)。未來補(bǔ)貼問題的解決是必然，新建平價項(xiàng)目不存在新的補(bǔ)貼拖欠，在補(bǔ)貼問題上運(yùn)營商不存在風(fēng)險敞口繼續(xù)擴(kuò)大的問題。4.重點(diǎn)公司分析4.1.中國核電：加速向綜合綠電運(yùn)營商轉(zhuǎn)型中國核電是國內(nèi)核電領(lǐng)域龍頭公司，擁有控股機(jī)組24臺，核電裝機(jī)容量22.5GW。并且快速推進(jìn)風(fēng)電、光伏項(xiàng)目開發(fā)，已擁有新能源裝機(jī)8.9GW，其中風(fēng)電2.6GW、光伏6.3GW。公司保持著優(yōu)異的經(jīng)營能力和穩(wěn)定的盈利能力，并正在從單一核電運(yùn)營商，向綜合綠電運(yùn)營商快速轉(zhuǎn)型。第三代核電機(jī)組持續(xù)投入商運(yùn)，營收、利潤雙增長。2021年前三季度，公司實(shí)現(xiàn)營收461.21億元，同比增長21.70%；實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤65.07億元，同比大幅增長29.73%。毛利率穩(wěn)中有進(jìn)，凈利率走出低谷持續(xù)回升。受益于老機(jī)組折舊持續(xù)減少和市場化電價上調(diào)，公司毛利率從2016年的41%穩(wěn)步上升至2021年前三季度的44.78%。隨著公司老舊項(xiàng)目貸款趨近到期，財(cái)務(wù)費(fèi)用在2019年見頂后回落，推動公司凈利率從2019年的18.25%觸底反彈至2021年前三季度的24.94%。公司鈾燃料有國內(nèi)鈾礦、國外鈾礦、國際現(xiàn)貨等多個來源、用長期協(xié)議確保燃料供應(yīng)，燃料成本幾乎不受國際鈾價波動影響。累計(jì)200堆年的運(yùn)行管理實(shí)踐，費(fèi)用率下降趨勢明顯。2021年前三季度公司管理費(fèi)用率下降至3.09%，為歷史最低值。銷售費(fèi)用不是公司重要開支，占比小于0.2%。2021年前三季度公司研發(fā)費(fèi)用率達(dá)1.72%，公司在第四代核電機(jī)組（高溫氣冷堆）上有著豐富的技術(shù)儲備和項(xiàng)目資源。機(jī)組運(yùn)營水平和效率處于全球領(lǐng)先水平。2021年公司核電機(jī)組利用小時數(shù)達(dá)7871小時，同比增加250小時，接近火電機(jī)組利用小時數(shù)的兩倍。2021年19臺機(jī)組WANO

綜合指數(shù)滿分，WANO綜合指數(shù)平均值高達(dá)98.92，公司核電機(jī)組管理水平、運(yùn)行效率達(dá)到全球第一。連續(xù)六年保持每股派息適度增長并將延續(xù)下去。上市以來，公司每年億現(xiàn)金分紅分配的利潤均占當(dāng)年可分配利潤的37%以上，2020年股息率為2.2%。公司仍將保持分紅不低于30%的目標(biāo)，并隨著盈利能力的不斷提升，股息率有望得到持續(xù)增長。我們認(rèn)為公司發(fā)展邏輯正在發(fā)生變化，相對于市場對公司的傳統(tǒng)認(rèn)知，擁有比較大的預(yù)期差，主要體現(xiàn)在公司盈利能力的快速提升、業(yè)務(wù)的全面拓展，以及向綜合綠電運(yùn)營商轉(zhuǎn)型帶來的估值體系重構(gòu)。煤炭價格強(qiáng)支撐和電力需求偏緊共振，市場電溢價提振公司凈利潤。根據(jù)浙江發(fā)改委2022年浙江省電力市場化交易方案，秦山一期、二期、三期和方家山核電站全年市場化交易電量占其年發(fā)電量的50%、50%、40%和50%，三門核電站則為10%。根據(jù)2022年江蘇、福建電價市場化交易政策，2022年公司電力市場化交易占比有望突破50%，核電上網(wǎng)電價將跟隨火電上漲，為公司增厚利潤。敏捷端業(yè)務(wù)將成為公司第三增長點(diǎn)。公司正在積極布局多個方向，通過投資開展先進(jìn)光伏電池、儲能、氫燃料電池等業(yè)務(wù)，將國內(nèi)高新技術(shù)轉(zhuǎn)換成為產(chǎn)業(yè)公司切入高端制造行業(yè)。公司核電機(jī)組存在供汽改造的潛力，供汽、供暖業(yè)務(wù)將帶來額外收益。2月23日國內(nèi)首個核能供汽工程在江蘇田灣核電開工，預(yù)計(jì)2023年底投產(chǎn)供汽，可以每年供480萬噸蒸汽至連云港石化產(chǎn)業(yè)基地使用。2021年底，公司在浙江海鹽依靠秦山核電機(jī)組開展南方核能供暖。供汽、供暖業(yè)務(wù)拓展核能應(yīng)用領(lǐng)域，并有望帶來發(fā)電之外的經(jīng)濟(jì)收益。DCF估值體系改變?yōu)镻E估值。根據(jù)中國關(guān)于核能發(fā)展的十四五規(guī)劃