绿电行业研究：新能源运营商如何评估-绿电企业成长性如何判断-

1、绿电行业研究：新能源运营商如何评估_绿电企业成长性如何判断_1. 2021 年：绿电投资的元年1.1. 复盘 2021：绿电表现亮眼，投资价值被市场挖掘2021 年电力板块跑赢大盘，其中新能源运营表现亮眼。从 2021 年 1月 4 日至 2022 年 1 月 4 日，公用事业指数涨幅为 29.48%，在申万一级指数 31 个行业中排名第六。从细分 子行业看，新能源发电板块表现突出，风力发电和光伏发电两板块 2021 年涨幅分别为 80.6% 和 32.02%，火电板块全年涨幅也达到 39.3%，主要由于火电企业积极向新能源发电转型， 新能源装机目标规模大、动力足，从而带动板块估值修复。202

2、1 年电力板块各细分子行业 均跑赢沪深 300 指数。2021 年估值提升明显，绿电投资元年开启。通过比较过去 5 年电力板块与沪深 300 指 数涨跌幅，2017-2018 年电力板块经历较大幅度下跌，2019-2020 年表现平稳，2021 年随 着“双碳”政策的提出，新能源装机容量的大幅增长，新能源发电成长性、确定性得到印 证，电力板块估值提升明显，电力板块 PE（ttm）在过去一年从 17.15 倍提升至 29.3 倍，体现了市场对于新能源发电行业未来发展信心。1.2. 产业趋势叠加政策刺激，绿电投产高峰到来风光产业链发展趋于成熟，平价时代下政策补贴不确定性基本消除，电力运营商投资 绿

3、电意愿增强。陆上风电和光伏已进入平价时代，2021 年新增项目已取消补贴。陆上风电 方面，技术成熟叠加风机大型化趋势，过去几年单位成本下行趋势明显，从风电机组平均 单机容量来看，单机容量正逐步扩大。据 CWEA 披露，2019 年中国新增装机的风电机组平 均单机容量为 2454kW，同比增长 12.4%，主流的单机容量已完成从 2MW 级到 3.XMW 级 的转变。随着单机容量持续提升，我国风电 LCOE 呈明显下降趋势，据 IRENA 统计的数据， 2010-2019 年间，我国陆上风电 LCOE 由 0.463 元/kWh 下降至 0.328 元/kWh（按当年期末 美元兑人民币汇率进行换

4、算），对应我国燃煤标杆上网电价已实现平价。 HYPERLINK /SZ002202.html 风电建造成本中风机成本占比达到近 50%，风机价格趋势对风电 LCOE 存在较大影响。 2021 年由于补贴取消导致风机采购量有所下滑，设备端市场竞争加剧，全年风机价格下降 趋势明显，有望带来风电项目盈利能力增厚。据金风科技披露的数据，3MW 级风机单价已 从 2020 年 9 月的 3250 元/kW 降至 2021 年 9 月的 2410 元/kW；4MW 级风机单价已从 3163 元/kW 降至 2326 元/kW。在 2021 年以来风机价格大幅下降的大背景下，叠加风电公 开招标量回升，预计未

5、来短期内风机价格继续大幅下降的可能性较小，但长期来看下行趋 势不减。海上风电方面，2021 年为海上风电补贴最后一年，成本端下降趋势明显，实现平价指 日可待。据北极星电力网，海上风电场成本主要包括设备购臵费、建安费用、其他费用、 利息。海上风电造价由 2010 年的 23700 元/kW 左右逐步下降至 2020 年的 15700 元/kW 左 右，十年间降幅达到 33.76%。同时根据不同海域的海况、风速、利用小时数等方面的差异， 我国不同地区海上风电单位造价和度电成本差异较大，福建省海域虽由于海况条件较差， 单位造价相对较高，但其风速大幅领先于全国其他海域，具备高利用小时数，度电成本大 幅

6、低于其他地区，有望率先实现平价。根据 IRENA 数据统计，我国海上风电 LCOE 从 2010 年的 1.178 元/kWh 下降到 2020 年的 0.548 元/kWh（按当年期末美元兑人民币汇率进行换算），十年间度电成本下降 53%， 年均降幅 7.23%。 HYPERLINK /SH600905.html 参考 2021 年下半年海上风电风机投标价格，我们认为海上风电单位投资下降幅度有望 超预期：根据北极星风力发电网，2021 年 10 月中广核象山涂茨海上风机采购、华润电力 苍南 1#海上风机(含塔架)采购项目分别开标。其中，中广核项目平均报价约 4443 元/kW； 华润项目（含

7、塔筒）平均报价约 4563 元/kW。上述两项目均处浙江省，此前浙江省平均初 始投资工程造价约为 15500-16500 元/kW，若风机价格降至 4500 元/kW，则单位成本有望 下行至 12500-13500 元/kW。同时参考三峡能源于 12 月发布的海上风电项目投资决策公告， 三峡阳江五、六、七海上风电场项目规划装机容量各 1GW，动态投资金额分别为 140.53 亿元、137.61 亿元、133.56 亿元，单位装机建造成本已实现较大幅度下降。未来海上风电 风机价格有望加速下降，单位投资下降幅度有望超预期。光伏方面，受益于产业链上游各环节成本下降+效率提升，我国近十年光伏发电 LC

8、OE 持续快速下降。根据可再生能源署 IRENA 披露，2012-2019 年期间，用户侧光伏发电 LCOE 由 1.02 元/kWh 下降至 0.47 元/kWh，工商业侧光伏发电 LCOE 由 0.92 元/kWh 下降 至 0.45 元/kWh（按当年期末美元兑人民币汇率进行换算）。光伏发电经济性明显提升，竞 争力持续向好。根据中国光伏产业发展路线图（2020 年版）全投资模型下的估算，我 国地面光伏电站在 1500 小时等效利用小时数的 LCOE 为 0.24 元/kWh；目前分布式光伏主 要集中在山东、河北、河南等省份，大部分拥有在 1000 小时左右的等效利用小时数，2020 年估

9、算的 LCOE 为 0.31 元/kWh；同时根据中国光伏产业发展路线图（2020 年版）估算， 长期来看两种光伏电站的 LCOE 都有望持续下降，尤其利用小时数较低的电站降本空间更大。2021 年底光伏组件价格呈下降趋势，2022 有望迎来大规模投产。2021 年由于上游供 需紧张导致硅料价格出现大幅上涨，下游光伏项目收益率受到挤压，从 2021 年 11 月起上 游和组件价格出现小幅回落并保持，我们预计随着 2022 年产能逐步释放，光伏上游组件价 格有望回落，集中式光伏投产将加速，在 2021 年低基数以及政策推动背景下有望迎来高速 增长，同时项目收益率有望回归正常水平。 HYPERLI

10、NK /SZ000591.html 政策催化下增量空间广阔，进一步驱动电力企业新能源投资意愿。根 据国家能源局发布的关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见 稿），要求到 2021 年，全国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到 11%左右， 到 2025 年达到 16.5%左右。从装机容量规划来看，国务院印发了2030 年前碳达峰行动 方案通知，要求到 2030 年，风电、太阳能装机容量达到 12 亿 kW 以上（2020 年底仅 5.3 亿千瓦）。在产业降本趋势叠加政策驱动影响下，我国风电光伏累计装机容量稳步增长。从 2015-2020 年，我国风电、光伏装机

11、容量年复合增速分别达到 16.4%和 42.2%。受补贴政策影响， 2020 年为陆上风电和光伏新增项目补贴最后一年，风电光伏迎来抢装潮，从历史新能源发 电累计装机增长来看，2020 年风电装机容量实现大幅增长，增速达到 34%，2021 年 1-11 月风电光伏分别投产 23.9GW 和 34.5GW。海上风电四季度大规模投产将带动风电 2021 年全年装机容量提升。由于 2021 年是海 上风电补贴最后一年，四季度迎来海上风电抢装潮，据我们统计，2021 年我国共建设海上 风电项目 20.1GW，其中明确于 2021 年年底投产的项目达到 16.3GW，其中大部分于 11、 12 月并网发

12、电，海上风电的大规模并网为 2021 年全年风电装机规模增长带来较大贡献。1.3. 市场化电价上浮以及绿电交易为新能源运营带来“价升”空间绿电交易正式开启，为平价风光项目带来高溢价。早在 2016 年，国家能源局关于建 立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见中提出，不断完善促进可再生能源开发 利用的体制机制，建立可再生能源电力绿色证书交易机制，自此配额及绿证交易制度开始 发展。2021 年 9 月 7 日，发改委正式批复绿色电力交易试点工作方案，绿色电力交易 正式开市，由风电、光伏发电产生的绿电正式单独计价上线交易。据中国能源报披露，首 批绿色电力交易有 17 个省份的 259 家市场主体

13、参与，共达成交易电量 79.35 亿 kWh。首 批绿色电力成交价格较当地电力中长期交易价格增加 0.03-0.05 元/kWh，溢价幅度较大。 参与交易的主体近期以风电和光伏为主，未来有望逐步扩大到水电等其他可再生能源。 2021 年 11 月 11 日，在浙江电力交易中心的促成下，象山大唐新能源有限公司与浙江银泰 百货有限公司达成了绿电交易。这是浙江自今年 9 月份成功完成全国首次绿电交易试点任 务以来，首度开启绿电交易“日常模式”，未来绿电交易有望实现常态化。绿电交易有望提升新能源运营项目收益。绿电交易价格完全由发电企业与用户双边协 商、集中撮合等方式形成，完全市场化绿电产生的附加收益归

14、发电企业所有，向电网企业 购买且享有补贴的绿电，产生的附加收益用于对冲政府补贴，发电企业如自愿退出补贴参 与绿电交易，产生的附加收益归发电企业。因此，对于平价风电光伏项目，绿电交易机制 下带来的溢价有望增厚项目收益。根据江苏、广东出具的 2022 年电力年度交易结果，绿电交易价格随火电有所上浮，其 中江苏省 2022 年绿电交易成交 9.24 亿千瓦时，成交均价达到 0.463 元/kWh，相比于当地 燃煤发电上网基准价的 0.391 元/kWh 上涨 18.4%，广东 2022 年绿电交易成交 6.79 亿 kWh， 成交均价 0.514 元/kWh，相比于当地燃煤发电上网基准价的 0.45

15、3 元/kWh 上涨 13.5%。参 考上述两省份交易结果，预计 2022 年各省市绿电电价均会随火电电价出现一定上浮，有望 为新能源运营企业带来更高盈利空间。电力市场改革带来风光存量带补贴项目市场化电价提升空间。2021 年在煤价高涨背景 下火电成本端承压，业绩大幅亏损，在火电承压背景下电力市场化改革实现重大突破。 2021 年 10 月 11 日，发改委发布关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知， 电力体制改革迈出重要一步。本次政策出台一方面推动火电 100%市场化交易，另一方面拉 大煤电交易价格浮动范围，在一定程度上缓解火电企业经营压力：1）政策推动火电发电量实现 100%市场化

16、交易：从发电端看，燃煤发电量将实现 100% 市场化交易，通过市场交易在“基准价+上下浮动”的范围内形成上网电价。从用 户端看，除居民、农业、公益性事业外全部进入电力市场化交易，推动工商业全部 进入电力市场，取消工商业目录销售电价，工商业用户直接和发、售电企业购电成 为必然选择，用户与电网之间的关系从购售电关系转变为代理购电关系，真正实现 市场化交易。由于我国电力系统错综复杂，电网结构庞大相互制约，多年来电改进 程较为缓慢。此次煤电交易市场化的完全放开推动我国电改迈出重要一步，电价机 制实现根本性变革。火电市场化改革有望成为新的定价之“锚”，为未来核电、水 电等其他电源放开市场化交易打下基础。

17、2）煤电交易价格浮动范围扩大：政策提出将燃煤发电市场交易价格浮动范围从上浮不 超过 10%，下浮不超过 15%，扩大至上下浮动范围均不超过 20%，高耗能行业不 受 20%限制，电力现货价格不受限制。带补贴的风电和光伏项目在保障性电量以外的市场化交易部分有明显的折价，包括： 一是以扶持特定行业为目的的专场交易。扶持特定行业为目的的专场交易在可再生能 源富集省区较为普遍，要求可再生能源大幅降低电价与新兴产业用户进行交易，是各地可 再生能源降价幅度最大的交易。二是以降低电价为目的的打捆交易。打捆交易是可再生电源与火电等调节电源按照既 定比例进行打捆，普遍在可再生能源外送交易中使用，也在甘肃等省内电

18、力中长期交易中 使用。三是调峰辅助服务市场交易。可再生能源的波动性和逆调峰特性，引发了部分调峰辅 助服务需求，东北等地区的风光机组承担部分辅助服务费用。在火电电价上浮背景下，其他电源类型市场化电价同样随火电电价出现上浮。对于新 能源存量带补贴项目，根据绿电交易政策，存量带补贴项目如若参与绿电交易，则需通过 产生的附加收益用于对冲政府补贴，因此存量项目参与绿电交易较少。而存量项目主要通过市场化交易电量部分电价上浮，折价缩窄，从而带动项目盈利能力的提升。1.4. 展望 2022， 绿电行情如何演绎？“双碳”背景下持续看好 2022 年绿电板块投资行情，业绩高增标的有望更获市场青睐。 2021 年作

19、为“十四五”规划开局之年，绿电行业迎来板块性投资行情，随着进入“十四五” 时期的第二年，市场对于各电力企业判断和预期可能出现分化，公司长期发展前景以及中 短期业绩兑现能力将作为判断企业未来投资价值的核心要素，具备更高业绩成长性和确定 性的绿电企业有望更受市场青睐。我们提出绿电板块投资框架：1）从企业规模、企业盈利能力、资金实力三方面评估新 能源运营商质地；2）从“项目规划”、“项目竞配”以及“在建工程”三方面分析各电力企 业未来长中短期业绩成长性和确定性，筛选出兼具长期投资价值和短期业绩兑现能力强的 绿电标的。2. 立足当下，新能源运营商质地如何评估？2.1. 从装机容量看先发优势 HYPER

20、LINK /SH600011.html 从目前电力企业装机规模来看，截至 2021 年上半年，排名前 20 的企业基本以“五大 四小”发电集团下属电力上市平台为主，以华能国际领先，总装机容量达 114GW。 HYPERLINK /SH600905.html 从新能源装机容量看，龙源电力（H）是目前国内新能源运营绝对龙头，据公司公告， 截至 2021 年上半年装机容量已达到 23GW，其次，据各公司半年报，三峡能源、华润电力 （H）、大唐新能源（H）、华能国际累计装机容量均已超过 10GW。此外，部分大型发电集 团下属未上市电力企业同样拥有较大规模新能源装机容量，根据各企业官网、债券跟踪评 级报

21、告等披露的数据，中广核风电、华能新能源、黄河水电和华电福新几家大型未上市新 能源发电企业风电光伏累计装机容量已分别达到 16.72GW（截至 2021Q3）、14.63GW （截至 2020）、12.84GW（截至 2021）、9.4GW（截至 2020H1）。 HYPERLINK /SH600617.html 从风电光伏上市企业市占率角度看，截至 2021H1 我国累计风电、光伏装机容量分别 为 291.9GW 和 267.6GW，目前我国新能源运营行业装机容量较为分散。风电方面，龙源 电力风电装机容量市占率达 8%，光伏方面，装机容量市占率最高的三峡能源仅为 3%，大 部分企业市占率不足

22、1%。2.2. 从项目盈利能力看企业经营效率新能源运营企业项目盈利能力主要取决于：1）项目单位建造成本；2）上网电价与市 场化电量比例；3）企业成本管控能力；4）机组运行年限；5）项目建造融资成本；6）项 目所在地域风光资源禀赋等。 HYPERLINK /SH600021.html 我们以各新能源运营企业度电营收/单位千瓦营收和度电净利润/单位千瓦净利润分析其 项目盈利能力及经营效率。从度电营收/单位千瓦营收方面看，根据部分年报中已细分风电/ 光伏发电量及营业收入的企业披露，风电 2020 年各运营企业平均度电营收为 0.47 元/kWh， 各企业风电项目度电营收具有较大差异，上海电力、福能股

23、份、中闽能源度电营收较高， 分别达到 0.59、0.54、0.54 元/kWh，大部分企业度电营收低于 0.5 元/kWh。单位千瓦营收 方面，2020 年各企业风电项目每千瓦营收均值为 862.94 元/kW。光伏度电营收较风电更高，主要由于过去几年光伏补贴较高，降本幅度较大。我们统 计了已披露光伏板块发电量及营业收入的电力企业，2020 年各运营企业光伏度电收入均值 为 0.78 元/kWh，部分企业甚至高于 1 元/kWh。从单位千瓦营收看，2020 年光伏平均单位 千瓦营收为 976.93 元/kW，较 2019 年略有下降，主要由于补贴下滑。度电净利润/单位装机净利润差异较大，各企业

24、盈利能力受多方因素影响。我们统计了 部分企业度电净利润及单位装机净利润情况，由于大部分火电转型新能源企业未单独披露 新能源运营板块净利润，以及部分纯新能源运营企业未单独拆分披露风电/光伏净利润，因 此我们仅按新能源发电量中风电/光伏的占比进行区分，统计了部分纯绿电及火电转型新能 源企业的度电净利润和单位装机净利润（若过去几年风电发电量大于光伏发电量，则归为 以风电为主的运营商，反之则归为以光伏为主的运营商）。统计中仅中广核新能源（H）拆 分披露了风电和光伏板块净利润，因此对该企业风电/光伏的盈利能力进行分别计算。 HYPERLINK /SH600483.html 在以风电为主的新能源运营商中，

25、福能股份和中闽能源度电净利润及单位装机净利润 均实现领先，2020 年两家公司度电净利润分别达到 0.29 和 0.21 元/kWh，两家企业均地处 福建，风资源优渥、利用小时数高，且以重点发展海上风电为主。 HYPERLINK /SH601016.html 同时，老牌风电运营企业例如节能风电、龙源电力（H）以及大唐新能源（H）度电净 利润相对较低，部分归因于其老旧风机占比较高，由于老旧风机单机容量小、利用小时数 低，机组运营效率较差且维护费用高，在一定程度上拖累了企业整体盈利能力。根据国家 能源局于 12 月发布的风电场改造升级和退役管理办法，鼓励并网运行超过 15 年的风电 场改造升级和退

26、役，且运营期未满 20 年且累计发电量未超过改造前项目全生命周期补贴电 量的项目继续享受补贴。上述国内老牌风电运营商有望率先受益于老旧风电场改造政策， 由于早期风电项目所在地风资源优渥，老旧风机“以大代小”改造后将继续受益于优质风 资源，叠加装机容量和利用小时数的双重增长，未来项目运营效率及企业盈利能力有望提 升。 HYPERLINK /SZ000591.html 以光伏为主的运营商较少，我们统计了太阳能、中广核新能源（H）、晶科科技以及吉 电股份四家企业的新能源度电净利润和单位千瓦净利润。2020 年四家企业度电净利润分别 为 0.19、0.16、0.14 和 0.12 元/kWh；单位装机

27、净利润分别为 242.45、204.21、154.62 和 151.17 元/kW。资源禀赋是决定新能源运营项目盈利能力的重要因素，优质风光资源获取能力的高低 直接影响发电企业的盈利质量。总的来说，优质的海风资源利好东部沿岸地区省属能源平 台；风光大基地利好西部省属发电企业；央企的全国化布局在风电、光伏项目上均有优势。在陆上风电方面，风力发电极易受到地域资源影响。由于我国风能资源主要分布在 “三北”地区、东南部沿海地区以及青藏高原、云贵高原和华南山脊地区，因此风电产业 发展与地域联系较为紧密。分地区看，内蒙古以 37.86GW 的风电装机容量排名全国第一， 在全国范围内共有 9 个省市风电装机

28、超过 10GW。陆上风电未来仍为我国风力发电行业主 要发展方向，其中陆上风电发展重点地区主要分布在新疆、甘肃、蒙东、蒙西、吉林、河 北。因此，目前已深耕国内陆上风电资源丰富地区多年的新能源企业未来在项目获取方面 将具备一定先发优势。 HYPERLINK /SH600163.html 海上风电方面，沿海地区地理位臵优越，海陆风力资源丰富。根据海上风电产业发 展思路与对策建议，我国沿海省份平均风速在 6.5-10.0 m/s，平均风速较大，风向较为稳 定。海上风电资源优劣主要取决于其风速，在未来海上风电成本逐步降低过程中，风速对 风电盈利能力的影响将更为明显。福建省由于亚热带季风气候和“狭管效应”

29、的影响，风资源 丰富，近海海域风速远高于其他沿海省份，在利用小时数方面具有绝对优势。因此，福能 股份与中闽能源两家扎根于福建省的地方国企下属新能源发电平台将直接受益，有望成长 为国内海上风电领域优质企业。基于风能发电特有的地域优势，我们梳理了部分以风力发电业务为主的新能源发电企 业的业务情况。大部分开展风能业务的公司，其公司或项目所在位臵都位于风能资源较为 充裕的地区，地理位臵的优势更有利于公司发展相应业务。从优质风力资源的获取能力上 看，具备全国化布局的央企以及在部分地处资源优势区域的国企下属发电平台占据优势。 HYPERLINK /SZ000591.html 在光伏发电方面，我国光照资源地

30、区差异性较大。2020 年中国风能太阳能资源年景 公报披露，2020 年我国陆地表面平均年水平面总辐照量为 1490.8kWh/平方米，但资源 分布地区差异性较大，高原和少雨干燥地区太阳能资源更加丰富，平原、多雨高湿度地区 太阳能资源相对较少。根据地区来看我国甘肃西南部、内蒙古西部、青海西部、西藏中西 部等地区光照资源最丰富，年水平面总辐照量超过 1750kWh/平方米，西北、西南、内蒙等 大部分地区光照资源也较为丰富；华东、华中、华南地区光照资源相对匮乏。从光伏发电 利用小时数来看，我国东北和西北地区的利用小时数最高，2020 年分别为 1492 和 1407 小 时；华东与华中地区利用小时

31、数最低，分别仅有 986 和 959 小时，符合我国光资源分布特 点。2.3. 从资金实力看项目投产潜力新能源发电行业投资规模大，属于资金密集型行业。单个陆上风电或集中式光伏开发 项目通常需几个亿至十几亿的投资规模，海上风电项目投资规模则更大。新能源发电行业 的性质决定了发电企业需要具备强大的资金实力。根据北极星电力网披露的数据，目前我 国陆上风电平均初始投资成本约为 5000-7000 元/kW，光伏平均初始投资成本约 4000 元 /kW。海上风电建设成本较高，根据国家能源信息平台披露，当前重点省份海上风电工程造 价范围在 14000-18000 元/kW 之间。未来十年新能源发电迎来投产

32、高峰期，风电光伏的密 集投资建设对新能源运营企业的资金实力及现金流水平提出了较高要求。 HYPERLINK /SH601985.html 因此，资金实力为项目获取中的重要参考条件之一，我们将从公司经营活动现金流、 资产负债率水平以及融资成本三个方面分析各电力企业资金实力。从现金流方面看，拥有 央企/国企背景的大型火电企业具有高现金流水平。通过统计各拥有新能源装机的电力企业 经营活动现金流净额水平，国内大型电力企业普遍拥有较高现金流水平，排名前十企业 （除中国核电外）均为“五大四小”发电集团旗下电力上市平台，年经营活动现金流水平 基本保持在 100 亿元以上，但由于 2021 年下半年受到高煤价

33、影响成本大幅拉升，火电板块 出现较大程度亏损，影响了 2021 年全年现金流水平。从资产负债率看，由于电力行业普遍前期投入大，资产负债率普遍较高，国内大型火 电企业和新能源运营企业资产负债率保持在 60%-70%之间，规模较小的发电企业资产负债 率相对较低。从各企业融资成本水平看，我们以利息费用（含资本化）/带息债务公式为参考计算对 比各带有新能源装机的电力企业融资成本，通过计算结果得出国内大型火电企业以及纯新 能源运营企业融资成本基本保持在 3%-4%之间，具有央企或地方国企背景的电力企业融资 成本低且相差不大，2020 年央企及地方国企背景电力企业融资成本均值分别为 3.96%和 3.95

34、%，2021 年前三季度平均融资成本分别为 2.96%和 3.1%。民营新能源运营企业融资成本相对较高，经不完全统计，民营企业 2020 年及 2021 年前三季度融资成本均值分别为 6.63%和 5.75%。近年来电力企业融资成本略有下降趋势，由于电力企业负债率水平相对较高，企业净 利润对融资成本敏感性较强，资金成本下降有利于增强新投产项目盈利能力，一方面企业 投建新能源装机意愿增强，另一方面有助于改善公司负债压力以及流动性水平。3. 着眼未来，绿电企业成长性如何判断？我们完整梳理了新能源运营长期、中期、短期三层投资框架：从长期来看，新能源运营板块的投资关注点包括：（1）各企业中长期的风电、

35、光伏装 机容量规划情况直接体现其发展新能源的决心与意愿；（2）风电、光伏项目的盈利能力高 度依赖地区资源情况，因此企业能否获取优质资源是风电、光伏发电项目盈利能力高低的 决定因素；（3）新能源项目的初始投资规模较大，企业的融资能力与融资成本成为关键。 因此长期来看，以“五大四小”发电集团为代表的央企/国企下属发电平台，以及地处资源 优势区域的地方国企发电企业具备显著竞争优势。从中期来看，新能源运营的投资关注点是各企业项目拟建、筹建情况。从各企业 2021 年风电、光伏项目竞配情况来看，我国大型电力央企、国企相较于民企在项目拿单方面更 具优势。从短期来看，由于风电、光伏项目的投产周期较短，一般为

36、 0.5-2 年，因此，各公司投 资性现金流与“在建工程”数额对明年业绩影响大。我们采用“新能源在建工程/总市值” 指标来评估新能源运营企业短期业绩弹性。3.1. 从项目规划看长期发展潜力我们认为从长期看各新能源运营企业发展潜力主要取决于几个方面：1）“十四五”期 间装机规划；2）项目所在地资源禀赋；3）企业资金实力。 HYPERLINK /SH600886.html 装机规划直接表明了企业长期在新能源运营板块发展的战略与意愿。目前出具“十四 五”期间新能源装机规划的主要为国内“五大四小”发电集团，而“五大四小”发电集团 作为国内电力市场绝对龙头，也是我国风光装机规模的半壁江山。“五大四小”发

37、电集团包 括国家能源集团、中国华电、中国华能、国家电投、大唐集团以及华润电力、国投电力、 中广核集团、三峡集团，根据各集团官网披露的信息，截至 2020 年底，国家电投集团新能源装机规模最高，占全国装机比例达 11.33%；其次为国家能源集团，占全国装机比例达 8.94%。“五大四小”发电集团 2020 年新能源装机规模合计占比接近 50%，已占据国内新 能源发电的半壁江山。各大发电平台明确“十四五”时期新能源发展规划。“双碳”目标下，各发电平台陆续 出具新能源装机发展规划，体现了各企业发展新能源的决心和意愿。其中，以“五大四小” 发电集团为代表的央企/国企下属发电平台的新能源规划最为清晰明确

38、。“十四五”时期， “五大四小”发电集团大力投建清洁能源装机，计划于 2025 年或之前实现“碳达峰”。国 家能源集团和华能集团计划新增新能源装机最高，分别为 70-80GW、80GW，新增新能源 装机占比分别达 40%、50%以上；三峡集团也计划新能源装机容量实现 70-80GW；国家电 投和华电集团紧随其后，分别计划新增新能源装机 72GW、75GW，且计划将清洁能源装机 比重提升到 60%；华润电力计划新增 40GW 可再生能源装机，可再生能源装机占比提升至 50%以上；。粗略计算截至“十四五”末期“五大四小”发电集团有望共新增新能源装机 430GW 以上。3.2. 从“项目竞配”看中期

39、成长速度判断新能源运营企业“中期”成长性和确定性主要是对企业未来 2-3 年的分析。由于 风电光伏建设周期相对较短，光伏、陆上风电、海上风电的建设周期分别为半年、1 年以及 1.5-2 年，2021 年竞配的项目有望在 2022 年开工建设，于 2023 年投产开始实现业绩释放， 因此我们认为 2021 年的项目竞配情况反映了各企业的中期发展潜力。项目竞争配臵是对未 确定投资主体的风电、光伏电站项目，通过招标等竞争方式公开选择投资主体；或对已开 展前期工作且已确定投资主体的项目，通过竞争性比选、优选等竞争方式配臵年度建设规 模指标。截至目前，已有 18 个省份已陆续发布了 2021 年风电、光

40、伏竞争性配臵结果。我们对 已发布竞配结果的项目做了统计，统计中包含风光保障性项目以及市场化项目（风光大基 地项目不计入），在我们统计的 18 个省份中，2021 年风电共计完成竞标 41.2GW，光伏完 成竞标 91.1GW，风光一体化项目 46.7GW。同时，我们对获得竞配项目的开发企业做了股 权穿透，穿透原则为：1）若可穿透至上市公司，则最终归集与该上市公司；2）若往上无 法穿透到上市公司，则穿透到集团公司。从各省发布的项目竞配情况看，青海、广西 2021 年竞配项目装机容量超 30GW，分别 达到 32.2GW 和 31.1GW，有 7 个省份竞配装机容量超过 10GW。从企业获得竞配项

41、目情况看，“五大四小”发电集团具备绝对竞争力。从我们的不完全 统计结果来看，获得项目装机容量排名前十的企业均为央企，排名首位的国家能源集团 2021 年获得风电 478.5 万 kW、光伏 504.0 万 kW、风光一体化项目 875.0 万 kW，合计 1857.4 万 kW；国电投集团、大唐集团、华能集团、华电集团项目获得量仅次于国家能源 集团，均超过 10GW，风光一体化项目贡献明显。从竞配项目排名上看，竞配装机前十基 本为“五大四小”发电集团。除此之外，中能建、中电建两大电力建设集团也拥有较强资 源获取能力，分别获得竞配装机容量 797GW 和 605.8GW，跻身企业项目装机获取量排

42、名 前列。 HYPERLINK /SH600886.html 从上市公司层面看，我们对“五大四小”发电集团各项目归属平台进行了划分，除三 峡集团、华润电力、国投电力之外，大部分竞配项目在集团体内的占比较高。若根据电力 上市公司所获项目装机容量进行排名，华能国际、龙源电力、三峡能源、中国核电、中国 电力作为上市平台获取项目量最大，竞配项目所获装机容量分别为 5.53GW、4.44GW、 3.38GW、3.25GW 和 3.01GW，排名靠前上市公司大部分为“五大四小”发电集团下属上 市平台。 HYPERLINK /SH600089.html 除传统发电企业外，阳光能源、特变电工、晶科科技、金风科

43、技等风电、光伏设备制 造上市企业也开始布局运营端，在获取项目方面同样具备一定竞争力。从上述分析来看，大型发电企业在竞配过程中具备较大竞争力，主要由于大型发电企 业相对更符合各省项目竞配打分表中的竞争要求，参考 2021 年部分省份竞配打分表，企业 建设经验及投资能力、消纳能力、产业配套能力、前期准备完成度以及项目开发进度（明 确未来项目进度时间节点）为五大最为核心的考察方面，大型电力企业在资金、项目经验 等各方面相对具备更大优势。然而，项目竞配不一定能完全对应公司未来 2-3 年内的业绩增量，部分因素可能影响竞 配情况对企业中期发展潜力的判断：1）短期组件、风机等原材料价格上涨可能会导致开工

44、时间延后，例如 2021 年组件价格大幅上涨，导致全年光伏并网装机容量不及预期；2）消 纳问题可能导致并网时间延后，随着风光项目大批量建成投产并网，消纳问题亟待解决。3.3. 从“在建工程”看短期业绩确定性 HYPERLINK /SH601985.html 风光项目投产周期短，投资性现金流与“在建工程”数额对短期业绩影响大。由于风 电光伏项目的投产周期较短，且无燃料成本，因此，公司 2021 年的“在建工程”将较为确 定地对 2022 及 2023 年的业绩产生积极影响。此外，投资性现金流数额也能在一定程度上 反映公司在建发电项目的投入。从在建工程数额来看，截止 2021 年第三季度末，中国核

45、电、 华能国际和中国广核排名前三，均超过 500 亿。从投资性现金流来看，华能国际、三峡能 源和中国核电三季度投资性支出数额最多。我们将从几大维度对于各新能源运营企业“在建工程”情况进行分析：1）各企业“在 建工程/市值”指标反映各企业目前投资力度；2）各企业“新能源在建工程”以及“新能源 在建工程/市值”指标反映公司在新能源领域投资力度；3）核心标的新能源在建工程装机容 量。 HYPERLINK /SZ000767.html 首先，我们以“在建工程/市值”为指标，初步筛选出了 20家投资力度最大的公司。然 而，“在建工程”并不一定带来明年业绩的确定性成长，以下因素也会同时对公司明年业绩 产生

46、一定影响：1）若公司燃煤火电占比较高，高煤价背景下明年盈利能力预计较差；2） 若公司投资水电、核电等，整体建设周期较长，未必在短期内能投产。以排名第一的晋控 电力为例， 截至 2021H1，晋控电力有 94.9 亿元的在建工程期末余额，但其核心在建项目 为“漳泽发电 2*1000MW”的火电项目，新能源在建工程期末余额仅 1.1 亿元。 HYPERLINK /SH601016.html 为避免上述因素影响，我们重点关注新能源项目的在建工程，新能源在建工程规模最 大的 10 家公司分别为三峡能源、华能国际、节能风电、上海电力、深圳能源、大唐发电、 福能股份、粤电力 A、吉电股份、浙江新能。此外，

47、我们以 “新能源在建工程/总市值”作 为判断新能源运营企业短期业绩确定性的评估依据之一，将其各公司进行排序，得到排名 前 10 的公司分别为节能风电、华能国际、上海电力、深圳能源、粤电力 A、福能股份、三 峡能源、江苏新能、吉电股份、大唐发电。同时，我们对各电力企业新能源在建工程项目的装机容量进行拆分，上市企业在建新 能源装机以三峡能源、华能国际以及节能风电领先，分别为 6.9GW、4.8GW、2.3GW，7 家电力企业在建新能源装机超过 1GW。部分企业海上风电在建装机占比较高，对明年业绩影响较大。2021 年为海上风电补贴 最后一年，下半年迎来海上风电抢装潮。根据国家发改委 2019 年发

48、布的关于完善风电上 网电价政策的通知，对 2018 年底前已核准的海上风电项目，如在 2021 年底前全部机组完 成并网的，执行核准时的上网电价；2022 年及之后并网的海上风电项目将不再享有国家补 贴，按燃煤标杆电价上网。作为补贴的最后一年，今年各大发电企业加快海上风电项目建 设进程，出现大规模抢装。在上述新能源在建工程期末余额排名前十的企业中，有 8 家企 业 2021 年下半年有海上风电项目在建，其中三峡能源和华能国际装机量最高，分别达到 3.8GW 和 2.8GW，经统计在 2021 年底顺利全容量并网发电的装机规模分别为 2.8GW 和 3.05GW。由于大部分海风项目在 2021

49、年底顺利并网，涉及海风项目的各大公司明年有望 受益，业绩确定性较强。4. 重点公司分析【中国核电】国内核电龙头有望迎来“量价齐升”：到 2020 年底公司核电项目装机量达 20.21GW，据公司 2021 年半年报，2021 年福清 5 号、田湾 6 号两台机组投产，福清 6 号 机组有望于 2022 年初投产，三台机组投产后为公司新增 344 万 kW 装机；同时根据江苏省 2022 年电力市场年度交易结果，中国核电下属江苏核电有限公司年度市场交易量 160 亿 kWh，电价上浮近 20%，盈利能力大幅增强。新能源运营板块，公司于 2021 年年初收购 中核汇能，获得大量风光资产注入，据 2021 年中报以及公司十四