三峽能源研究報(bào)告

三峽能源研究報(bào)告1、引言：從龍?jiān)措娏Φ膹?fù)盤中尋找影響綠電估值的要素龍?jiān)措娏ψ鳛榫G電領(lǐng)軍企業(yè)之一，自2009年于H股上市至今（截至2022.06.27收盤），公司累計(jì)漲幅為+116.24%，而2009-2021年間公司凈利潤則由8.94億元增長至61.59億元，累計(jì)增幅為588.9%，因此公司股價(jià)漲幅落后于業(yè)績增幅。龍?jiān)措娏ι鲜械氖嗄?，貫穿了國?nèi)新能源發(fā)電行業(yè)由補(bǔ)貼時(shí)代逐步向平價(jià)時(shí)代邁進(jìn)的過程。盡管外界對于綠電標(biāo)的的觀點(diǎn)通常為“業(yè)績持續(xù)提升、估值中樞穩(wěn)定”，但實(shí)際情況卻并非如此，此期間內(nèi)龍?jiān)措娏乐邓揭琅f出現(xiàn)數(shù)次大幅波動(dòng)。在回顧過龍?jiān)措娏Φ陌l(fā)展過程后，我們發(fā)現(xiàn)對于新能源運(yùn)營商估值造成實(shí)質(zhì)性影響的因素可大致歸因?yàn)橐韵挛孱悾?、裝機(jī)量增速；2、消納問題；3、電價(jià)預(yù)期；4、裝機(jī)成本；5、補(bǔ)貼支付節(jié)奏放緩影響公司現(xiàn)金流。我們大致將公司上市以來的估值與股價(jià)的大幅波動(dòng)切分為六階段：

2010.12-2012.05下行（PB估值2.06x-1.10x，股價(jià)漲跌幅-33.7%）：裝機(jī)量維持快速增長，消納問題與補(bǔ)貼支付節(jié)奏放緩令公司經(jīng)營情況表現(xiàn)不佳。本階段公司股價(jià)呈現(xiàn)波動(dòng)下行態(tài)勢，與此同時(shí)恒生指數(shù)亦出現(xiàn)回調(diào)，公司走勢與大盤總體持平。經(jīng)營方面，此期間公司業(yè)績增速放緩，原因在于棄風(fēng)限電問題大面積涌現(xiàn)，公司2010-2012年期間風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)連續(xù)下滑，盡管期間公司保持年均2GW以上的裝機(jī)量增，但2012年公司凈利潤依舊同比下滑1.7%。同時(shí)在公司風(fēng)電發(fā)電量提升的情況下，增量新能源補(bǔ)貼款項(xiàng)未得到及時(shí)支付，應(yīng)收賬款余額持續(xù)擴(kuò)大。2012.11-2014.01上行（PB估值1.12x-2.09x，股價(jià)漲跌幅+110.4%）：消納情況轉(zhuǎn)好，裝機(jī)增速降低，補(bǔ)貼退坡進(jìn)程開始。公司與港股電力板塊大幅跑贏恒指；2013年全國棄風(fēng)率降低（同比-6.4pct），疊加大風(fēng)年影響，公司風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)同比提升126h，但因2013年所獲減排政府補(bǔ)助降低，致當(dāng)年凈利潤同比-21.0%。此外，2013年公司裝機(jī)增速放慢，新增裝機(jī)量為1.34GW，較2012年減少0.78GW。且2014年并未出現(xiàn)新增裝機(jī)量的大幅提升，至2014年初，公司估值提升過程結(jié)束。同時(shí)，國內(nèi)陸上風(fēng)電補(bǔ)貼退坡政策于2014年出臺，在對于成本端降低態(tài)勢不明確的情況下，外界或形成對于綠電行業(yè)盈利水平下滑的擔(dān)憂。2015.04-2016.02下行（PB估值1.92x-0.73x，股價(jià)漲跌幅-62.0%）：棄風(fēng)限電問題再度大面積浮現(xiàn)，業(yè)績維持穩(wěn)定增長，但對于其成長性的隱憂亦逐步提升。公司股價(jià)呈現(xiàn)單邊下行走勢，相較恒指的超額收益迅速轉(zhuǎn)負(fù)。其核心問題在于，2015年開始國內(nèi)棄風(fēng)限電問題又一次大面積浮現(xiàn)，雖然全年來風(fēng)量出現(xiàn)提升，但2015年公司風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)依舊降至歷史最低的1888h。同時(shí)公司業(yè)績增速大幅下滑，2015年公司凈利潤增速為+12.77%，同時(shí)消納問題的隱患令外界憂慮公司新建電站的收益率水平。2016.02-2017.03上行（PB估值0.73x-1.33x，股價(jià)漲跌幅+49.3%）：政策推動(dòng)與特高壓建設(shè)疊加作用，棄風(fēng)問題得到實(shí)質(zhì)性改善，公司風(fēng)電利用小時(shí)迎來拐點(diǎn)。本階段內(nèi)，盡管政策端補(bǔ)貼退坡政策已陸續(xù)出臺，但風(fēng)電成本端持續(xù)降低，令風(fēng)電實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)的指引逐步明確。本階段內(nèi)陸續(xù)出臺的關(guān)于有序放開發(fā)用電計(jì)劃的通知、關(guān)于實(shí)行可再生能源電力配額制的通知等政策令棄風(fēng)限電問題逐步得到解決，疊加國內(nèi)特高壓線路在2017年以后的大批量投產(chǎn)，全國棄風(fēng)率在2016年達(dá)到17.1%的高點(diǎn)后保持快速下降，棄風(fēng)問題開始得到實(shí)質(zhì)性改善。公司風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)亦于2016年迎來拐點(diǎn)，此后呈現(xiàn)中樞持續(xù)上移，由2016年的1901h提升至2021年的2366h。2018.07-2020.04下行（PB估值1.25x-0.55x，股價(jià)漲跌幅-56.0%）：電價(jià)調(diào)整+增速下滑+補(bǔ)貼拖欠問題加劇，行業(yè)基本面下行。公司估值總體呈現(xiàn)長期單邊下行態(tài)勢，原因可歸納為，1）電價(jià)下滑：2018年5月出臺風(fēng)電競價(jià)上網(wǎng)通知，多個(gè)省份陸上風(fēng)電執(zhí)行競價(jià)上網(wǎng)或推廣市場化交易，進(jìn)而出現(xiàn)折價(jià)上網(wǎng)的現(xiàn)象，導(dǎo)致電站收益率出現(xiàn)下滑；2）裝機(jī)量增長降速：2017年開始公司資本開支節(jié)奏變化，新增裝機(jī)量大幅縮減，公司業(yè)績增速下滑；3）新能源發(fā)電補(bǔ)貼拖欠問題加劇：綠電行業(yè)整體應(yīng)收賬款大幅提升，公司現(xiàn)金流情況亦出現(xiàn)惡化。4）裝機(jī)成本提升：2020年陸風(fēng)“搶裝潮”過程中，風(fēng)機(jī)大幅漲價(jià)，進(jìn)而壓制新建電站收益率。2020.05-2021.10上行（PB估值0.55x-2.34x，股價(jià)漲跌幅+464.9%）：1）基本面邊際改善：平價(jià)時(shí)代開啟，電價(jià)降幅通過裝機(jī)成本降低得以疏導(dǎo)，疊加平價(jià)時(shí)代綠電交易概念的引入，平價(jià)綠電漲價(jià)預(yù)期加深，綠電經(jīng)營基本面總體向好，板塊迎來整體性的估值修復(fù)；2）成長性：雙碳背景下，行業(yè)長期成長空間打開，綠電裝機(jī)量進(jìn)入快速提升通道；3）業(yè)績層面：2020年公司新增裝機(jī)量大幅提升，帶動(dòng)2021年業(yè)績出現(xiàn)大幅增長。龍?jiān)措娏ι鲜幸詠泶笾掳l(fā)生3次估值與業(yè)績共振下的戴維斯雙擊，此前2次出現(xiàn)大幅上漲后均出現(xiàn)長期調(diào)整，核心因素在于行情中驅(qū)動(dòng)公司估值提升的因素發(fā)生了明顯的邊際扭轉(zhuǎn)，如消納情況轉(zhuǎn)差、裝機(jī)增速下滑帶來業(yè)績增速下滑、補(bǔ)貼拖欠問題惡化等。而2020年5月以來的大幅上漲則體現(xiàn)為多重因素的全局性改善，疊加政策端發(fā)力催化，并且至今仍總體維持這一估值水平。我們總結(jié)發(fā)現(xiàn)：1）裝機(jī)增長：公司具備裝機(jī)量高增長與高資本開支的時(shí)期通常對應(yīng)較高的估值水平；

2）電價(jià)：電價(jià)上漲預(yù)期通常對于公司估值的催化較為明顯。3）消納：全國整體消納水平的變化對于估值的影響亦較大，但自2018年以來?xiàng)夛L(fēng)率已低位企穩(wěn)。站在當(dāng)前時(shí)點(diǎn)，我們認(rèn)為此前制約公司估值上漲的重要因素大多已發(fā)生實(shí)質(zhì)性正向扭轉(zhuǎn)或相對明確：

1）消納：政策層面約束疊加特高壓與靈活電源建設(shè)，消納問題已成為新能源發(fā)展的先決要素?；诖?，我們認(rèn)為國內(nèi)出現(xiàn)大范圍消納風(fēng)險(xiǎn)的概率較低；2）現(xiàn)金流：存量補(bǔ)貼拖欠問題有望由率先獲得清償，疊加平價(jià)電站裝機(jī)量的快速增長，現(xiàn)金流水平將逐步改善；

3）裝機(jī)增速：雙碳背景下，風(fēng)光大基地為綠電行業(yè)開拓量增空間，且項(xiàng)目核準(zhǔn)或備案節(jié)奏進(jìn)一步加快，行業(yè)裝機(jī)增速有望出現(xiàn)大幅提升。而電價(jià)、裝機(jī)成本、輔助服務(wù)成本等方面則為當(dāng)前綠電行業(yè)內(nèi)尚未完全明朗或變數(shù)猶存的因素：4）電價(jià)：一方面因?yàn)檠a(bǔ)貼的退坡，新建電站的上網(wǎng)電價(jià)相較于補(bǔ)貼電站而言出現(xiàn)大幅下滑，另一方面因新能源逐步加大市場化交易比例，疊加以往多次電改時(shí)期對于電價(jià)的讓利，因此在部分電力消納能力較弱或新能源消納條件較差的區(qū)域，上網(wǎng)電價(jià)存在邊際上的不確定性，但伴隨2021年以來缺電問題的出現(xiàn)，我們預(yù)計(jì)這一問題短期內(nèi)仍將處于邊際向好的態(tài)勢中；5）裝機(jī)成本：風(fēng)電、光伏的裝機(jī)成本主要由風(fēng)機(jī)、光伏組件構(gòu)成，二者因供需關(guān)系或者原材料價(jià)格上漲等問題出現(xiàn)價(jià)格上漲。當(dāng)前風(fēng)電裝機(jī)成本已維持至相對合理且穩(wěn)定的區(qū)間，而光伏組件價(jià)格高企則為制約光伏電站收益率提升的重要因素。6）輔助服務(wù)成本：隨著以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)逐步構(gòu)建，電源側(cè)出力波動(dòng)性將加大，靈活性電源調(diào)峰、調(diào)頻需求提升。但基于2021年12月頒布的電力輔助服務(wù)管理辦法，按照“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔(dān)”

的原則，輔助服務(wù)補(bǔ)償成本將逐步向用戶與電源側(cè)分?jǐn)倐鲗?dǎo)，體現(xiàn)為令電源側(cè)增配儲(chǔ)能系統(tǒng)或向其征收輔助服務(wù)費(fèi)用。2、三峽能源：三峽旗下綠電平臺，高速擴(kuò)張與高質(zhì)量發(fā)展2.1、公司概況：集團(tuán)核心綠電開發(fā)平臺，平價(jià)伊始登陸A股三峽集團(tuán)旗下專注于開展綠電開發(fā)建設(shè)上市平臺，平價(jià)時(shí)代伊始登陸A股完成大額募資。三峽新能源股份有限公司（600905.SH）發(fā)展沿革大致歸納為四階段：

公司設(shè)立：公司前身為水利總公司，其于1985年成立，原隸屬于水利部，1997年更名為水利投資公司，2年后無償規(guī)劃至國務(wù)院管理。并入三峽集團(tuán)并成為其新能源開發(fā)主體：2008年12月，公司與三峽集團(tuán)完成合并重組，完成并入成為三峽集團(tuán)全資子公司，實(shí)控人為國務(wù)院國資委，2010年更名為中國三峽新能源公司，定位為三峽集團(tuán)新能源產(chǎn)業(yè)戰(zhàn)略實(shí)施主體。上市前的準(zhǔn)備：2015-2018年，公司陸續(xù)完成重組改制、資產(chǎn)剝離、兩輪增資擴(kuò)股，引進(jìn)三峽資本、都城偉業(yè)、水電建咨詢等戰(zhàn)投。2019年公司正式變更為股份有限公司。上市至今：2021年6月，公司正式登陸上交所完成IPO募資227.13億元，主要募投方向?yàn)槎鄠€(gè)海上風(fēng)電項(xiàng)目的建設(shè)資本開支與補(bǔ)充流動(dòng)資金，截至2021年底，公司累計(jì)新能源裝機(jī)量達(dá)到22.68GW，成為國內(nèi)裝機(jī)規(guī)模僅次于龍?jiān)措娏Φ木G電上市企業(yè)。集團(tuán)內(nèi)部各子公司分工明確，同業(yè)競爭風(fēng)險(xiǎn)較低。公司母公司中國長江三峽集團(tuán)

（以下簡稱“三峽集團(tuán)”）旗下?lián)碛卸嗉译娏ζ髽I(yè)，如長江電力、三峽能源、湖北能源、三峽水利、三峽國際能源投資集團(tuán)、中國水利電力等。三峽集團(tuán)與三峽能源的避免同業(yè)競爭協(xié)議中明確承諾，三峽能源在集團(tuán)內(nèi)的定位為國內(nèi)除湖北省以外地區(qū)的新能源業(yè)務(wù)實(shí)施主體，同時(shí)不會(huì)新增常規(guī)水電業(yè)務(wù)的投資開發(fā)以及項(xiàng)目運(yùn)營。集團(tuán)內(nèi)部總體賦予其較為清晰的發(fā)展思路與良好的發(fā)展環(huán)境。2.2、經(jīng)營情況復(fù)盤：正處于業(yè)績體量與利潤水平的快速提升期盈利水平與業(yè)績體量共同提升，近三年內(nèi)業(yè)績增長顯著提速。十三五時(shí)期以來，公司經(jīng)營體量呈現(xiàn)大幅提升，2016-2021年?duì)I業(yè)總收入CAGR為+24.5%。同時(shí)公司盈利水平中樞持續(xù)上移，同期毛利率與凈利率分別提升5.8pct、6.6pct，帶動(dòng)同期歸母凈利潤C(jī)AGR為+29.8%。受益于新能源裝機(jī)量的快速增長，公司業(yè)績體量于2019-2021年間增長顯著，其中2021年歸母凈利潤同比+56.3%。2022Q1凈利率大幅攀升，源于高毛利海上風(fēng)電項(xiàng)目大批量投產(chǎn)與會(huì)計(jì)政策變更。而公司2022Q1毛利率、凈利率分別達(dá)到67.2%、44.4%，其中一方面源于海上風(fēng)電項(xiàng)目大規(guī)模投產(chǎn)帶來的盈利水平提升，另一方面則由于公司會(huì)計(jì)政策變更，試運(yùn)行期間不計(jì)提發(fā)電資產(chǎn)折舊，但銷售收入計(jì)入當(dāng)期損益，預(yù)計(jì)伴隨機(jī)組正式投運(yùn)，公司整體盈利水平或?qū)⒊霈F(xiàn)小幅回落。裝機(jī)量提升推動(dòng)發(fā)電量高速增長，海風(fēng)項(xiàng)目投產(chǎn)提升風(fēng)電總體利潤水平。過往5年為公司裝機(jī)量高速增長時(shí)期，總裝機(jī)量由2017年的7.57GW提升至2021年的22.90GW，CAGR為+31.9%，同期發(fā)電量由131.35億度增長至330.69億度，CAGR為+26.0%。此期間海上風(fēng)電裝機(jī)量提升，公司風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)大幅攀升，疊加海風(fēng)項(xiàng)目的高國補(bǔ)電價(jià)，風(fēng)電毛利率由54.9%提升至60.4%，為公司盈利水平提升的主要因素。截至2021年底公司裝機(jī)量同比+47%，或?qū)⒅?022年公司業(yè)績實(shí)現(xiàn)高速增長，其中2022Q1歸母凈利潤達(dá)到22.64億元，同比+51.5%。正處高資本開支時(shí)期，補(bǔ)貼拖欠問題解決與平價(jià)電站釋放現(xiàn)金流或?qū)⒕徑赓Y金壓力。電力行業(yè)重資產(chǎn)屬性較強(qiáng)，裝機(jī)量的高增通常對應(yīng)資本開支的大幅提升。公司處于資本開支高速增長時(shí)期，2020、2021年購建長期資產(chǎn)所支付的現(xiàn)金總量分別達(dá)到254.56、299.06億元，分別同比+78.3%、+17.5%。而因新能源發(fā)電補(bǔ)貼拖欠問題，公司2021年收現(xiàn)比同比-15.8pct，進(jìn)而拖累經(jīng)營凈現(xiàn)金流。但伴隨2022年中央政府性基金預(yù)算其他性支出大幅增長，補(bǔ)貼拖欠問題有望獲得一次性解決，疊加平價(jià)電站逐步投產(chǎn)，公司現(xiàn)金流有望出現(xiàn)顯著改善。3、電價(jià)端：市場化推進(jìn)，綠電交易為平價(jià)電站釋放紅利平價(jià)電站消除應(yīng)收賬款拖欠問題，疊加成本端下行趨勢，優(yōu)質(zhì)現(xiàn)金流資產(chǎn)屬性凸顯。新能源發(fā)電補(bǔ)貼時(shí)代中，綠電電站電價(jià)由可再生能源補(bǔ)貼與電網(wǎng)結(jié)算電費(fèi)兩部分構(gòu)成，而補(bǔ)貼支付節(jié)奏于2018年后出現(xiàn)明顯放緩，以致綠電企業(yè)現(xiàn)金流回款壓力加大。進(jìn)入平價(jià)時(shí)代，新建電站營收模式轉(zhuǎn)變?yōu)椤爱?dāng)月發(fā)電、次月由電網(wǎng)結(jié)算電費(fèi)”，電價(jià)按照各地燃煤發(fā)電基準(zhǔn)電價(jià)執(zhí)行或參與市場化交易形成上網(wǎng)電價(jià)，電費(fèi)拖欠風(fēng)險(xiǎn)幾近消除，疊加新能源裝機(jī)成本以及融資成本的下行，前期資本開支與運(yùn)營期財(cái)務(wù)費(fèi)用趨低，平價(jià)項(xiàng)目現(xiàn)金流情況相較于補(bǔ)貼電站大幅好轉(zhuǎn)。保障性與市場化項(xiàng)目的主要差異體現(xiàn)于是否提供配套并網(wǎng)條件，而非電價(jià)結(jié)算方式。以往補(bǔ)貼時(shí)代電站在上網(wǎng)模式上大體包含補(bǔ)貼電站與競價(jià)上網(wǎng)兩類模式。而進(jìn)入平價(jià)時(shí)代，上網(wǎng)模式轉(zhuǎn)變?yōu)榭剂窟\(yùn)營商是否為電網(wǎng)系統(tǒng)提供一定的配套并網(wǎng)條件，如靈活性電源、配套設(shè)施、送出線路等，并就此在并網(wǎng)條件上將平價(jià)綠電劃分為保障性與市場化兩類并網(wǎng)方式，弱化了對于上網(wǎng)電價(jià)的考核。常規(guī)中長期電價(jià)為市場化交易主體，定價(jià)對標(biāo)煤電市場電價(jià)，引入綠電作為單獨(dú)中長期交易框架。對于平價(jià)電站而言，上網(wǎng)電價(jià)結(jié)算方式可分為按項(xiàng)目指導(dǎo)電價(jià)執(zhí)行保量保價(jià)上網(wǎng)與市場化交易兩類，對于其是否進(jìn)行市場化交易，需取決于該電站所發(fā)電量是否高于當(dāng)?shù)卣螂娋W(wǎng)所劃定的基礎(chǔ)利用小時(shí)，若超出則需要執(zhí)行市場化交易，2020年國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)內(nèi)兩者合計(jì)完成1572億度，占當(dāng)年全國新能源發(fā)電量的21.6%，基于新能源將于2030年全面參與市場交易的指引，這一比例預(yù)計(jì)將持續(xù)提高。類別上，新能源市場化交易可大致劃分為三類：中長期協(xié)議交易（含發(fā)電權(quán)交易）：中長期交易為以往市場化交易主要部分，其定價(jià)機(jī)制將逐步引導(dǎo)向燃煤發(fā)電市場化電價(jià)對標(biāo)，并合理設(shè)定其交易價(jià)格下限，國網(wǎng)區(qū)域總成交量1535億度，占比為97.6%；

現(xiàn)貨交易：現(xiàn)貨則主要為省間交易，2020年國網(wǎng)區(qū)域新能源現(xiàn)貨成交電量為37億度，占比為2.4%；

綠電交易：作為一種獨(dú)立的中長期交易框架，其交易模式具備一定的獨(dú)立性，交易量正處于持續(xù)擴(kuò)大的過程中，自2022M1以來連續(xù)4月保持上升態(tài)勢，至2022M5單月交易總量已達(dá)19.3億度，且已于2022M3開始顯著放量。綠電交易框架獨(dú)立且明確執(zhí)行溢價(jià)交易，平價(jià)電站優(yōu)先參與綠電交易。關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見中提出，體現(xiàn)綠電在交易組織、電網(wǎng)調(diào)度等方面上的優(yōu)先地位，引導(dǎo)有需求用戶直接進(jìn)行綠電交易，電網(wǎng)優(yōu)先執(zhí)行綠電直接交易結(jié)果，意味著在交易規(guī)則逐步完善后，綠電交易規(guī)模將在逐步提高，或?qū)⒊蔀槭袌龌灰字髁?。綠電交易細(xì)則主要內(nèi)容則可歸納總結(jié)為以下四點(diǎn)：交易模式：可分為向電網(wǎng)企業(yè)購買與用戶向綠電企業(yè)直接購買，均為獨(dú)立的中長期交易框架，其中直接購買主要面向省內(nèi)市場，省間交易初期由電網(wǎng)企業(yè)匯總交易需求執(zhí)行統(tǒng)一交易；交易溢價(jià)：鼓勵(lì)高于核定的上網(wǎng)價(jià)格與電網(wǎng)企業(yè)收購價(jià)格，電價(jià)體現(xiàn)為

“能量價(jià)格+環(huán)境溢價(jià)”，能量價(jià)格為保障電站收益的合理價(jià)格，同時(shí)將所有收益分配給發(fā)電企業(yè)；供給側(cè)：優(yōu)先組織平價(jià)電站參與交易。補(bǔ)貼電站參與綠電交易時(shí)交易電量不領(lǐng)取補(bǔ)貼且不計(jì)入全周期合理利用小時(shí)數(shù)；需求側(cè)：其面向用戶主要包含行業(yè)龍頭企業(yè)、大型國企、跨國企業(yè)。其需求來源大致包含兩類：1）綠證需求：綠電交易完成時(shí)向用戶核發(fā)綠證，1個(gè)綠證對應(yīng)1MWh結(jié)算電量，部分出口企業(yè)為避免高額碳關(guān)稅、實(shí)現(xiàn)碳中和目標(biāo)等因素具備綠證需求；2）可再生能源配額：部分地區(qū)電力用戶或售電企業(yè)承擔(dān)可再生能源消納責(zé)任權(quán)重，在此剛性約束下提升綠電需求。平價(jià)電站供給有限阻礙此前綠電交易量大幅提升，靜待綠電交易放量為平價(jià)電站釋放紅利。具體綠電交易價(jià)格上，電網(wǎng)層面，2021年9月于國網(wǎng)和南網(wǎng)組織的綠電試點(diǎn)交易中，共出現(xiàn)約79億度成交量，多數(shù)地區(qū)綠電成交價(jià)格交當(dāng)?shù)仉娏χ虚L期交易價(jià)格溢價(jià)3-5分/度，而2022年1-4月全國綠電交易累計(jì)成交量為38.1億度，均為省內(nèi)電力直接交易；各地方層面，廣東、江蘇等地區(qū)此后陸續(xù)執(zhí)行多期綠電交易，均較各地燃煤基準(zhǔn)電價(jià)出現(xiàn)一定程度的溢價(jià)。而其成交量相比于其他新能源市場化交易量較小，其原因可大致歸納為：

供給有限，且供需空間錯(cuò)配：平價(jià)綠電項(xiàng)目裝機(jī)量有限，在國內(nèi)新能源供需存在空間錯(cuò)配且省間交易壁壘有待完全打通的情況下，供需在一定程度上難以相互匹配；

新能源消納責(zé)任強(qiáng)制性考核政策對于用電企業(yè)的懲罰措施有待完善明確。邊際上，伴隨國內(nèi)平價(jià)電站裝機(jī)放量，省間交易壁壘逐步打破等政策逐步落地，綠電交易有望加速推進(jìn)執(zhí)行。4、綠電基本面：平價(jià)上網(wǎng)進(jìn)行時(shí)，三峽增速優(yōu)勢或?qū)⑼癸@除綠電溢價(jià)帶來的收益增厚外，左右新能源電站收益率的主要因素可歸納為裝機(jī)成本、消納問題以及項(xiàng)目選位所帶來的資源稟賦與各地上網(wǎng)電價(jià)差異。對陸上電站，裝機(jī)成本在全國范圍內(nèi)差異較小，因此為行業(yè)β性問題，而對于海上風(fēng)電而言，其各個(gè)省份之間的裝機(jī)成本差異則相對明顯。消納與項(xiàng)目選位問題則有賴于公司自身在不同區(qū)域的區(qū)位資源優(yōu)勢，是否能在低限電、高稟賦以及具備適當(dāng)上網(wǎng)電價(jià)區(qū)域獲取項(xiàng)目資源，將成為平價(jià)時(shí)代下造成運(yùn)營商之間盈利水平差異的關(guān)鍵因素。優(yōu)質(zhì)項(xiàng)目為企業(yè)帶來更強(qiáng)的造血能力，配合資源拓展能力，保證其在裝機(jī)量高速增長時(shí)期，仍具備收益率提升能力，構(gòu)成造就運(yùn)營商α的核心因素。4.1、陸上電站：基本面向好量增為王，央企資源優(yōu)勢愈發(fā)突出行業(yè)層面：成本端風(fēng)電企穩(wěn)、光伏承壓，基本面向好量增為王發(fā)電成本降低為驅(qū)動(dòng)綠電滲透率提升的主要因素之一，風(fēng)電降本主要依賴?yán)眯侍嵘?、光伏降本主要依賴制造端降本?020年國內(nèi)新建陸上風(fēng)電、集中式光伏平準(zhǔn)化度電成本（簡稱“LCOE”）分別為0.2276、0.3035元/度，2010-2020年間LCOE分別累計(jì)下降52.6%、85.3%，CAGR分別為-7.2%、-17.4%。其中，10年間陸風(fēng)降本主要受風(fēng)能利用效率提升以及其他成本管控驅(qū)動(dòng)，風(fēng)電設(shè)備帶來的降本效果并不明顯，期間陸風(fēng)裝機(jī)成本振蕩下降14.1%，對應(yīng)CAGR為-1.5%；

同期光伏發(fā)電設(shè)備端的降本則更為明顯，制造端持續(xù)技術(shù)迭代降本，為驅(qū)動(dòng)光伏發(fā)電成本降低的主要因素，期間光伏裝機(jī)成本快速下降83.4%，對應(yīng)CAGR為-16.4%。平價(jià)時(shí)代以來，陸上風(fēng)電實(shí)現(xiàn)超預(yù)期降本，需求旺盛疊加硅料漲價(jià)推高組件價(jià)格。陸風(fēng)方面，風(fēng)電需求結(jié)構(gòu)以國內(nèi)綠電央企為主，疊加供需關(guān)系轉(zhuǎn)向?qū)捤?、與風(fēng)機(jī)大型化趨勢，裝機(jī)成本出現(xiàn)大幅下行，推動(dòng)風(fēng)電發(fā)電成本出現(xiàn)較大幅度下行；

光伏方面，光伏組件占光伏電站裝機(jī)成本的54%，其價(jià)格波動(dòng)對于光伏電站初始投資成本的影響較大，2021年以來組件需求提升疊加硅料價(jià)格大幅上漲，整體推高光伏組件價(jià)格，壓制新建電站收益率。長期維度內(nèi)，其技術(shù)迭代帶來的成本降低效果依舊明顯，而中短期維度內(nèi)行業(yè)應(yīng)當(dāng)重點(diǎn)關(guān)注硅料產(chǎn)能釋放以及組件環(huán)節(jié)供需關(guān)系環(huán)節(jié)帶來的生產(chǎn)成本降低，為新建光伏電站釋放利潤空間。消納問題自2017年以來逐年改善，總體向好但限電問題仍可能于三北地區(qū)不時(shí)浮現(xiàn)。消納層面，2017年以來國內(nèi)新能源消納情況顯著好轉(zhuǎn)，依托政策端發(fā)力、特高壓線路加速投產(chǎn)、調(diào)峰電源建設(shè)提速等因素，國內(nèi)新能源消納困境大幅緩解。全國棄風(fēng)率由2016年高點(diǎn)的17.1%下降至2021年的3.1%、棄光率由2017年的6.0%下降至2021年的2.0%。但時(shí)至今日，盡管棄風(fēng)率大幅降低，但三北地區(qū)新能源消納能力仍弱于國內(nèi)電力負(fù)荷側(cè)省份，其中西北地區(qū)如新疆、青海、甘肅、內(nèi)蒙古（蒙西），華北地區(qū)內(nèi)蒙古（蒙東）、河北等地，其棄風(fēng)率均高于全國平均水平，而東北三省的消納情況則相對較好?；诖?，我們對國內(nèi)可執(zhí)行陸上風(fēng)電與光伏電站建設(shè)的主要省份進(jìn)行了收益情況分析，主要假設(shè)包含：

資金結(jié)構(gòu)與融資成本：資金結(jié)構(gòu)為30%權(quán)益資金與70%債務(wù)融資，貸款利率為4.00%，還款年限15年；

裝機(jī)成本：陸上風(fēng)電風(fēng)機(jī)成本中樞為2000元/kW、其他裝機(jī)成本為3500元/kW，集中式光伏組件成本中樞為1900元/kW、其他裝機(jī)成本為2000元/kW；稅率：增值稅稅率13%，所得稅率15%，所得稅享受“三免三減半”政策，稅金及附加為每年?duì)I業(yè)收入的5%；折舊年限以及項(xiàng)目殘值：折舊年限均假設(shè)為20年、項(xiàng)目殘值率假設(shè)為10%；

儲(chǔ)能系統(tǒng)：儲(chǔ)能配置裝機(jī)容量為15%、2小時(shí)，單位儲(chǔ)能投資成本為1.50元/瓦時(shí)，充放電深度為80%，每年充放電次數(shù)360次。陸風(fēng)項(xiàng)目收益率全局向好，西北地區(qū)部分省份存在制約因素壓低項(xiàng)目收益率。陸上風(fēng)電憑借其產(chǎn)業(yè)鏈上游的快速降本，一定程度上對沖了電價(jià)補(bǔ)貼退坡帶來的不利影響，已成為運(yùn)營商提升自身盈利水平的重要路徑。經(jīng)過測算我們發(fā)現(xiàn)：1）除三華地區(qū)外，國內(nèi)陸上風(fēng)電盈利水平較高的省份主要集中于消納形勢相對穩(wěn)定的東北地區(qū)、華北地區(qū)的河北以及內(nèi)蒙古等省份；2）而西北地區(qū)如疆寧甘青等省份則受限于區(qū)域消納瓶頸與低上網(wǎng)電價(jià)等方面的影響，總體收益率水平受限，部分項(xiàng)目或徘徊于綠電央企開發(fā)收益率考核基準(zhǔn)線水平。光伏項(xiàng)目盈利受高企的組件價(jià)格壓制，東北地區(qū)項(xiàng)目盈利水平較高，西北部分省份收益率承壓。自國內(nèi)光伏電站實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)以來，光伏組件價(jià)格呈現(xiàn)底部上行態(tài)勢，新建平價(jià)光伏電站收益率隨即承壓?；跍y算分析收益率結(jié)構(gòu)性差異，光照資源優(yōu)良且電價(jià)水平高于全國平均的東北地區(qū)電站預(yù)計(jì)實(shí)現(xiàn)較高的收益率水平，而以疆寧青為代表的西北地區(qū)部分電站收益率水平處于央企開發(fā)基準(zhǔn)線之下。三峽能源：裝機(jī)體量位于央企第一梯隊(duì)，頭部優(yōu)勢或?qū)⒅鸩届柟倘龒{能源作為全國性綠電企業(yè)，其項(xiàng)目資源遍布全國主要資源區(qū)，風(fēng)光電站分別分布于國內(nèi)25、22個(gè)省份。從發(fā)電量占比角度，當(dāng)前公司于福建（海上風(fēng)電）、云南、廣東（海上風(fēng)電）、內(nèi)蒙古、江蘇（海上風(fēng)電）等風(fēng)電重點(diǎn)資源區(qū)具備較多的風(fēng)電資產(chǎn)占比，青海、吉林、山西、云南、陜西等光伏重點(diǎn)資源區(qū)為公司光伏資產(chǎn)占比優(yōu)勢相對較大的區(qū)域。內(nèi)陸風(fēng)光以基地項(xiàng)目建設(shè)為主，配置要求或?qū)⑻嵘^部綠電央企資源獲取能力。十四五時(shí)期陸風(fēng)、光伏建設(shè)將以內(nèi)陸多能互補(bǔ)的基地項(xiàng)目建設(shè)為主，而開發(fā)規(guī)模更大的二期大型基地項(xiàng)目對于運(yùn)營商的門檻要求可大致歸納為三點(diǎn)：1）配套消納能力：包含輸電線路與配套靈活性電源；2）并網(wǎng)時(shí)點(diǎn)限制：要求建設(shè)速度合理；3）集約整裝開發(fā)：單體項(xiàng)目規(guī)模不小于1GW，聯(lián)合體單位不超過2家。以上三點(diǎn)要求分別對運(yùn)營商的新能源配套靈活性電源、開發(fā)建設(shè)能力、資本規(guī)模均提出了較高要求。一期基地項(xiàng)目獲取比例大幅高于存量項(xiàng)目占比，體量優(yōu)勢或?qū)⑻嵘罄m(xù)內(nèi)陸項(xiàng)目資源獲取比例。三峽能源于首批97.05GW大型基地項(xiàng)目中獲得6.85GW項(xiàng)目資源，資源獲取占比約為7.06%，高于2021年底公司綠電裝機(jī)量占全國總裝機(jī)量的比重（約為3.57%）。公司所具備的規(guī)模效應(yīng)、項(xiàng)目建設(shè)能力、集團(tuán)背景與資產(chǎn)規(guī)模等為公司后續(xù)大量獲取二期大型基地項(xiàng)目資源的優(yōu)勢。平價(jià)時(shí)代伊始登陸A股，于平價(jià)元年實(shí)現(xiàn)裝機(jī)量高增。公司于2021年登陸A股，IPO募投金額主要用于公司海上風(fēng)電項(xiàng)目投資，幫助公司于2021年實(shí)現(xiàn)業(yè)內(nèi)上市公司中最高的新增裝機(jī)量，這一優(yōu)勢有望幫助公司于2022年實(shí)現(xiàn)業(yè)績高速增長。其單年度裝機(jī)量增速達(dá)到47.5%，位列主要上市綠電央企的第三位。4.2、海上風(fēng)電：三峽領(lǐng)軍海風(fēng)產(chǎn)業(yè)發(fā)展，平價(jià)伊始優(yōu)勢進(jìn)一步鞏固風(fēng)機(jī)大型化趨勢加成疊加搶裝潮退，降本速度有望快速提升。海上風(fēng)電為三峽能源著力布局的資源方向，相較于陸上風(fēng)電，其因施工難度、項(xiàng)目體量等因素而具備更高的總裝機(jī)成本與單位裝機(jī)成本，且因離岸距離較遠(yuǎn)，其風(fēng)場建安費(fèi)用、電纜線路成本占比亦較高。海上風(fēng)電相較于地面電站而言普遍具備更強(qiáng)的發(fā)電能力、靠近國內(nèi)負(fù)荷中心、較少占用土地資源等優(yōu)勢，因此各省陸續(xù)出臺“十四五”

時(shí)期裝機(jī)規(guī)劃以及有關(guān)促進(jìn)政策，推動(dòng)海上風(fēng)電裝機(jī)增長。在此過程中，受風(fēng)機(jī)大型化、海裝環(huán)節(jié)供需緊張程度緩解等因素推動(dòng)，海風(fēng)總體降本節(jié)奏在搶裝潮退后預(yù)計(jì)有所加快，將在“十四五”時(shí)期逐步實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。海上風(fēng)電開發(fā)難度總體呈現(xiàn)由北向南逐步提升的態(tài)勢。海上風(fēng)電的建設(shè)開發(fā)難度取決于區(qū)域水深、水文環(huán)境、海床地址條件、施工窗口期等方面：1）如山東、江蘇、上海等地區(qū)的沿海海域平均水深相對較淺、大陸架平緩且以軟土地基為主，因此海上施工難度相對較低，需增加結(jié)構(gòu)工程量以彌補(bǔ)承載能力即可；2）如福建、廣東等地區(qū)海域平均水深較深且沿海海床多為巖層，尤其以福建省海域的巖石居多，需采用嵌巖施工或新型的基礎(chǔ)型式，疊加水文環(huán)境易受臺風(fēng)影響而導(dǎo)致浪涌較大、施工窗口期縮短，故總體施工難度較高。風(fēng)能資源與產(chǎn)業(yè)資源同樣對于該區(qū)域海上風(fēng)電發(fā)展具有重要意義。1）風(fēng)能資源可歸納為海域風(fēng)速條件與可開發(fā)資源，風(fēng)速方面，中國臺灣海峽具備“狹管效應(yīng)”，風(fēng)速較高且風(fēng)向穩(wěn)定，廣東地區(qū)風(fēng)速條件亦較好，而風(fēng)速對于項(xiàng)目利用小時(shí)數(shù)的影響較大?？砷_發(fā)資源則主要由沿海海床狀況，沿海海岸線長度等方面因素決定；

2）產(chǎn)業(yè)資源主要為海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)鏈配套能力，包含零部件、整機(jī)、塔筒、基礎(chǔ)鋼結(jié)構(gòu)、海纜設(shè)備生產(chǎn)制造以及海上裝配能力等，這對于風(fēng)電場的整體成本管控與項(xiàng)目建設(shè)節(jié)奏具有較大的影響，進(jìn)而影響項(xiàng)目整體收益率，如江蘇、廣東、福建等地已具備較為完整的產(chǎn)業(yè)鏈。江蘇、廣東、山東等沿海省份的風(fēng)電產(chǎn)業(yè)鏈資源豐富。申萬風(fēng)電設(shè)備行業(yè)類的21家公司均涉獵海上風(fēng)電業(yè)務(wù)，其中在江蘇、廣東、山東、福建布局風(fēng)電產(chǎn)業(yè)

的公司分別有10、9、8、5家。目前江蘇省是國內(nèi)海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)鏈配套最完整、技術(shù)方案最豐富的省份，已形成整機(jī)、塔筒、基礎(chǔ)鋼結(jié)構(gòu)、海纜生產(chǎn)、海上升壓站制造等完整的產(chǎn)業(yè)鏈；廣東省正加快建設(shè)陽江海上風(fēng)電全產(chǎn)業(yè)鏈、粵東海工/運(yùn)維/配套組裝基地，規(guī)劃至25年全省海上風(fēng)電整機(jī)制造年產(chǎn)達(dá)到900臺；山東省受益于風(fēng)能資源豐富，多家能源央企及設(shè)備/裝備企業(yè)先后布局，風(fēng)電全產(chǎn)業(yè)鏈雛形已現(xiàn)。沿海各省結(jié)合自身沿海資源條件與產(chǎn)業(yè)鏈配套能力相繼出臺十四五海風(fēng)規(guī)劃，合計(jì)規(guī)劃新增約47.69GW海上風(fēng)電裝機(jī)。“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃中，共劃定出山東半島、長三角、閩南、粵東、北部灣等五大海上風(fēng)電基地群，由北向南重點(diǎn)包含遼寧、山東、江蘇、浙江、福建、廣東、廣西、海南等7個(gè)主要省份，而基于各省份的十四五海風(fēng)開發(fā)政策，我們初步估算7大省份十四五時(shí)期規(guī)劃新增裝機(jī)量約為47.69GW，規(guī)劃開工量約為75.05GW。因沿海風(fēng)速、海床施工條件、產(chǎn)業(yè)鏈配套能力、上網(wǎng)電價(jià)等方面的不同，沿海各省實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)節(jié)奏以及所實(shí)現(xiàn)的利潤水平將出現(xiàn)較大差異。廣東、福建、江蘇三省有望引領(lǐng)海上風(fēng)電項(xiàng)目平價(jià)勢頭?；诖?，我們對國內(nèi)海上風(fēng)電的主要建設(shè)省份海上風(fēng)電項(xiàng)目的平價(jià)節(jié)奏與收益情況進(jìn)行了梳理，主要假設(shè)包含：

資金結(jié)構(gòu)與融資成本：資金結(jié)構(gòu)為30%權(quán)益資金與70%債務(wù)融資，貸款利率為4.00%，還款年限18年；

稅率：增值稅稅率13%，所得稅率15%，所得稅享受“三免三減半”政策，稅金及附加為每年?duì)I業(yè)收入的5%；

折舊年限以及項(xiàng)目殘值：折舊年限均假設(shè)為25年、項(xiàng)目殘值率假設(shè)為10%。三峽能源海上風(fēng)電布局：引領(lǐng)過往海風(fēng)開發(fā)，平價(jià)伊始項(xiàng)目儲(chǔ)備充足公司為國內(nèi)海上風(fēng)電開發(fā)引領(lǐng)者，亦為公司提升盈利水平的重要途徑。截至2021年底，公司累計(jì)海上風(fēng)電裝機(jī)量為國內(nèi)電力企業(yè)中最高，達(dá)到