公用环保行业装机拐点显现绿电配置机会临近

证券研究报告证券研究报告公用环保装机拐点显现，绿电配置机会临近2023年9月21日│中国内地 专题研究把握装机增速拐点和补贴风险出清的配置机会2023上半年主要发电集团和上市公司的“十四五”规划完成率不高，50%40%。市场对绿电装机增长传统能源优势互补的α，推荐华能国际、华润电力、中国核电。2023-2025年风电光71GW/183GW。风电受益于上游大幅降价，新增装机预期较为稳定，央企领先优势明显；光伏成本端下行、2023年新增装机57%；2021-2022年累计64%20236家集团累计已完成规划目标的28%以上，仅国家电投集团规划完成率过半，其余集/中国核电电价变化：市场化木已成舟，交易溢价体现消纳成本和环境价值绿电参与市场化交易比例上升，三家样本公司2022/1H23市场化交易比例

分析师名录行业走势图平均达到49%，但平均上网电价未出现大幅下降。绿电交易供给瓶颈解除， 公用事业 发电补贴项目可基于经济性考量自主选择参与交易；能耗双控向碳排放双控转年绿电交易量同比+108%/+38%（关联碳价、一部分则隐含系统消纳成本（关联弃电率。应收补贴：压制绿电板块估值，潜在减值风险仍待出清2022年绿电补贴回收短暂加快，50家发电公司应收补贴周转天数持平于10310%1pct。针对应收补贴，202252%5%42%。存（存量补贴规模减少（预

(%) 沪深83(2)(6)(11)Sep-22 Jan-23 May-23 Sep-23资料来源：，重点推荐目标价期补贴收入降低）仍未排除。我们测算截止2022年末应收绿电补贴3,900~4,6002023年2031

股票名称 股票代

(当地币种)投资评级结果和回款低于预期。

中国核电 601985CH 8.67 买入资料来源：预测正文目录装机进展“十四五”后半程提速“五大六小”追赶规划目标 3“十四五”后半程绿电装机投产有望提速 3风电受益于上游大幅降价，新增装机预期较为稳定 4光伏运营市场趋于集中，央企份额显著上升 5“五大六小”发电集团规划已完成28%，期待后续加速投产 7电价变化：市场化木已成舟，交易溢价体现消纳成本和环境价值 9绿电市场化趋势不改，短期电价保持稳定 9绿电交易供给瓶颈解除，需求潜力仍待释放 9绿电参与交易实现的溢价体现消纳成本和环境价值 10应收补贴：压制绿电板块估值，潜在减值风险仍待出清 13绿电补贴回收短暂加快，但核查风险仍待出清 13绿电补贴应收规模即将达峰，专项融资有望加速解决拖欠问题 15重点推荐公司 18附录 20“五大六小”发电集团及旗下上市主体装机规模 20风电运营商历年装机 21光伏运营商历年装机 22风险提示 23“十四五”后半程绿电装机投产有望提速2023-202571GW、183GW。20236月末，国内风电/389/471GW202224/78GW；我们预计3年末风光装机有望达到3W（高于中电联预测的W65/150GW2023-2025CAGR5.4%、考虑到双碳目标下火电从基荷向兼顾调节转变、水电与核电增量有限，新增用电需求主要由风光电满足，我们测算2023-2025年风电/光伏年均新增装机抬升至71/183GW，较2021-2022年的/7W大幅提高，5年风光合计装机占比将达到%（2年为%，发电量占比将达到%（2年为%图表1：2023-2030年国内电力装机与发电量预测电源类型装机量/GWCAGR%占比%占比变化pct202120222023E2024E2025E2030E22-2526-302025203022-2526-30合计2,3782,5642,8503,1933,5615,13311.67.6火电1,2971,3321,3971,4571,5271,5744.60.642.930.7-9.1-12.2水电3914144234324475442.64.012.610.6-3.6-2.0核电5356586065102.0-0.30.2风电32936543050157996916.610.816.318.92.02.6光伏3073935437439431,94333.915.626.537.811.211.4发电量/TWh合计8,3968,6639,1439,64710,14612,6555.44.5火电5,6665,8536,0335,9765,9095,6640.3-0.858.244.8-9.3-13.5水电1,3401,2021,1861,3581,4811,6727.22.514.613.20.7-1.4核电408418438458484766.10.01.3风电6567629131,0691,2402,13617.611.54.7光伏3274285727861,0312,41534.118.68.9资料来源：中电联、预测618GW梳理国内各个省自治区2023-20252023年W云南甘肃规73/71/46GW图表2：各省“十四五”规划隐含风光装机增量618GW（2023-2025年）风电光伏风电光伏80706050403020100古 江资料来源：各省发改委与能源局、风电受益于上游大幅降价，新增装机预期较为稳定风电运营行业集中度呈缓慢下行趋势，央企领先优势明显。2016-2022年装机变化趋势CR323.4%19.2%，CR531.6%27.8%，CR1043.4%41.1%；风电运营行业集中度呈缓慢下行趋势，主要原因是国家“双碳”目20236月末风电装机排名前10的公司全部为央企，前25的公司中地方国企和民企数量分别仅有4家和3家。图表3：风电运营行业集中度呈缓慢下行势 图表4：2023年6月末风电装机规模前10公司全为央企(%)50454035302520151050

CR3 CR5 CR10434345434539404142393231293127 27 28272823232122201919181920162017201820192020202120221H232025E

(家201810181043001614121086420

装机规模前10 装机规模前25央企 地方国企 民企资料来源：国家能源局、中电联、公司公告、预测 资料来源：国家能源局、中电联、公司公告、图表5：风电运营行业央企的装机占比在80%~90%(%)央企 地方国企 民企6767878787786858584686858585858687879090807060504030201002016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 1H23 2025E资料来源：公司公告、预测风机价格下行推升新项目收益率，但资源储备是主要制约因素。在风机价格大幅走低的背景下，新投产的风电项目全投资收益率有望持续向好，部分项目因发电效率提升，实际收益率或超过原补贴项目。对于陆上风电而言，资源稀缺性是最大的制约因素，看好陆上风2022省陆续启动“十四五”海上风电招标，20232022年增长，而2024-2025年有望呈现加速投产的态势。图表6：4Q21至1Q23海上风机均价变化 图表7：2017年至1Q23风电招标统计4,4954,3924,191 4,1833,990 4,4954,3924,191 4,1833,990 3,9824,5004,4004,3004,2004,1004,0003,9003,8003,700

海上风电机组价格（含塔筒）4Q21 1Q22 2Q22 3Q22 4Q22 1Q23

(GW)1208750875025162235633192429510

海上风电 陆上风电2017 2018 2019 2020 2021 2022 1Q23资料来源：ChinaBiddingCenter、 资料来源：风电之音、“以大代小”政策正式落地，头部运营商更加受益。2023年6月，国家能源局发布《风15年或单台机组容量小于的风电场开展改造升级。改造升级原并网容量不占用新增消纳空间，鼓励新增并网容量通过市场化方式并网。风电场改造升级项目补贴电量的上网电价按改造前项目电价政策执行，其他电量的上网电价执行项目核准变更当年的电价政策。目前陆上风机单机容量主流为4MW1.77MW3.7倍。7-8米/2,000小时/年左右，而目前主流陆上风机在米/3,50075%23年开始启动23-25场景场景场景）6%/7%/8%（7MW。图表8：国内风电“以大代小”影响测算单位2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E待改造容量GW4.015.515.814.721.4额外容量-4MW场景22.425.826.324.435.6额外容量-7MW场景14.818.026.449.356.757.953.778.4原发电量亿千瓦时8198144269309316293428额外电量-4MW2963605279861,1341,1571,0741,568额外电量-7MW5787041,0311,9282,2172,2622,1003,065风电行业发电量亿千瓦时9,13510,69512,40414,19415,98517,77519,56621,356电量增幅-4MW%5.57.3电量增幅-7MW%13.613.912.710.714.42007年全部风电并网容量，2024-20302008-2014原发电量2000小时计算得到的发电量；3）电量增幅以当年风电行业发电量预测为基数计算资料来源：国家能源局、预测光伏运营市场趋于集中，央企份额显著上升国内光伏运营行业有望在“十四五”重新趋于集中2016-2022年装机变化趋势来看，CR39.4%由12.5%17.9%扩张主力，这也将推动光伏发电运营重新趋于集中，2025年CR3/CR5有望分别达到15.7%/22.8%2023610125的公司中地方国企和民企数量分别仅有3家和5家。图表9：国内光伏运营行业集中度有望上升 图表10：2023年6月末光伏装机规模前10公司仅有1家民企(%)4035302520151050

CR3 CR5 CR10353523201817161817181813121411 111011121699108778820162017201820192020202120221H232025E

(家2018918953101614121086420

装机规模前10 装机规模前25央企 地方国企 民企资料来源：国家能源局、中电联、公司公告、预测 资料来源：国家能源局、中电联、公司公告、图表11：2016年至2023年6月末光伏运营行业央企市场份额由38%提升至74%(%)央企 地方国企 民企272127212119104345145439769101111128773 7464705546384390807060504030201002016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

1H23 2025E资料来源：公司公告、预测年光伏新增装机有望超预期PVInfolink2022年10月，光伏中上游各环节（硅料、硅片、电池片、组件）价格整体呈上升趋势，尤其是最2022月以来，硅料和硅片产能202391.24元/2021/202240%/37%2023150GW、超过中国光伏行业协会（I）的预测（4W图表12：2021年7月以来多晶硅（致密料）价格走势 图表13：2021年7月以来单晶硅片价格走势(元35030025020015010050

多晶硅(致密料)

(元/片12108642

单晶硅片(210mm,160μm)21/0721/0821/0921/1021/0721/0821/0921/1021/1121/1222/0122/0222/0322/0422/0522/0622/0722/0822/0922/1022/1122/1223/0123/0223/0323/0423/0523/0623/0723/0821/0721/0821/0921/1021/1121/1222/0122/0222/0322/0422/0522/0622/0722/0822/0922/1022/1122/1223/0123/0223/0323/0423/0523/0623/0723/08资料来源：PVInfoLink、 资料来源：PVInfoLink、图表14：2021年7月以来单晶PERC电池片价格走势 图表15：2021年7月以来单面单晶PERC组件价格走势(元1.00.80.6

单晶PERC电池片(210mm,22.8%+)

(元2.52.01.51.0

单面单晶PERC组件(210mm)

0.521/0721/0821/0921/0721/0821/0921/1021/1121/1222/0122/0222/0322/0422/0522/0622/0722/0822/0922/1022/1122/1223/0123/0223/0323/0423/0523/0623/0723/0821/0721/0821/0921/1021/1121/1222/0122/0222/0322/0422/0522/0622/0722/0822/0922/1022/1122/1223/0123/0223/0323/0423/0523/0623/0723/08资料来源：PVInfoLink、 资料来源：PVInfoLink、“五大六小”发电集团规划已完成28%，期待后续加速投产“五大六小”是“十四五”绿电装机增长主力，但进度有所滞后。根据国内“五大六小”发电集团“十四五”规划统计，2021-2025560GW，57%2022国内装机的%1-2年累计新增W%年6月末，1家集团累计已完成规划目标的%以上（华泰预估，后续或将加速投产。图表16：2021-2025年11家集团绿电装机将合计新增约560GW 图表17：2023年6月末11家集团累计已完成规划目标的以上(GW)7081270812645351523985042732514317370578000

期末装机 累计新增装机累计份额（右） 新增份额（右2021 2022 1H23

(%)80706050403020100

(GW)80当期新增装机70当期新增装机70累计完成进度（右）73 281513266050403020100

2021 2022 1H23

(%)302520151050资料来源：“五大六小”发电集团社会责任报告、预测 资料来源：“五大六小”发电集团社会责任报告、50%。从发电集团视角看，截2023652%、处于行业领先地位，而国家能源集团（不低于%、中核集团（不低于%）紧随其后。从上市公司视角看，截至3年6月末，三峡能源的绿电规划完成率已达到%，其次是中国核电（%龙源电力（%图表18：绿电规划完成率：国家电投国家能源中核集团领先 图表19：绿电规划完成率：三峡能源中国核电龙源电力领先5235332952353329282725191915850403020100

截至2023年6月末绿电规划完成率

(%)4833 4833 3331 31272519 19161350403020

截止2023年6月末绿电规划完成率集集团团

华 中 能 广 集 核 团 集 团

华 国 华 润 家 电 集 开 集 团 发 团 投 团资集团

100三中龙节吉华湖华峡国源能电能北润能核电风股国能电源电力电份际源力

国 国 中投 电 国电 电 电力 力 力资料来源：“五大六小”发电集团社会责任报告、预测 资料来源：上述公司公告、电价变化：市场化木已成舟，交易溢价体现消纳成本和环境价值绿电市场化趋势不改，短期电价保持稳定。20231182023设，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，有效反映电力资源时空价值，不断扩大新能源参与市场化交易规模。以三家风电运营商（龙源电力、三峡能源、节能风电）为例，202220231-62020/2021年均有所上升；但三家公司2022年平均上网电价并未因市场化交易扩大而大幅下降，得益于电力交易价格整体上行；20231-6图表20：2020年至今三家绿电运营商市化交易比例呈上升趋势 图表21：1H23三家公司的平均上网电价有所回落(%)545354534943394533353141313230342930282955

龙源电力 三峡能源 节能风电

(元/MWh)514496484514496484482482487489481469469460450456440444423406411404 403396510

龙源电力 三峡能源（风电） 节能风电5045403530252017 2018 2019 2020 2021 2022 1H23

490470450430410390

2017 2018 2019 2020 2021 2022 1H23资料来源：公司公告、 资料来源：公司公告、电网消纳能力提升或储能配置增加后有助于稳定风光市场电溢价。目前风光电参与市场化因电网消纳能力受限而运营商为避免限电而参与，通常折价幅度较大。对于前两种情况而言，绿电运营商受益于整体市场化交易价格的上涨，折价幅度收窄较为明显；而对于第三种情况而言，随着电网消纳能力的提升或者项目储能配置增加，客观因素导致的限电现象有望减少，大幅折价的现象也有望减少。绿电交易供给瓶颈解除，需求潜力仍待释放2年风光整体发电量合计9（同比%而绿电交易电量6亿度（同比%、占比仅%，因只有新投产的平价项目参与交易。2023215日，国家发改委、财政部、国家能源局下发《关于享受中央政府补贴50%且不低于当地平均水平时，项目可优先获得绿电补贴。202290002022年绿电交易量。我们判断，政策将引导带补贴项目参与绿电交易，供给端瓶颈已然破除。图表22：2023年全国绿电月度交易量同均大幅增加 图表23：2022-2023年绿电交易规模同比大幅上升(亿千瓦时70605040302010202109202110202109202110202111202112202201202202202203202204202205202206202207202208202209202210202211202212202301202302202303202304202305202306202307

全国绿电月度交易量

(亿千瓦时300 国网同比（右） 南网同比（右）2608760-460

国网经营区 南网经营区2021 2022 2023

(%)300250200150100500(50)(100)资料来源：中电联、 资料来源：北京电力交易中心、国家统计局数据显示，2年全社会用电量为4（同比%，其中工业用电量6（同比%（用电量9万亿度（同比%。3年7月中央全面深化改革委员会审议通过《关于推动能耗双控逐我们判断，高耗能企业或是绿电交易最大的需求方，在交易供给大幅扩张以后，绿电购买力有望充分释放。图表24：高耗能企业或是绿电交易最大的求方 图表25：2022年绿证交易平台双边交易与均价(%) 用电量占比新基建29新基建29 新动能四大高耗能行业3028282827271614151213121433334453025201510502016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

(80张)张)(元绿证成交量 绿证购买均价（右）3529302931292128605040302010IT0IT售制 铝电造行冶公企业炼司业 和技术

化 有 学 色 原 金 料 属 制 加品 工业 业

/张4035302520151050资料来源：国家统计局、 注：一张绿证相当于1MWh绿电资料来源：北京电力交易中心、绿电参与交易实现的溢价体现消纳成本和环境价值20213-52.7分；2022年由于电力交易价格整体上涨，部分区域绿电交易的溢价接近煤电电价涨幅。我们认为新政策落地以后，短期来看绿电交易溢价或出现区域性差异，主要是省间交易壁垒未破、三北地区大量的绿电项目难以有效对接需求方；中长期来看，绿电交易溢价将回归到合理水平，其中一部分反映绿电的环境价值、一部分则隐含系统消纳成本。图表26：江苏广东两省绿电交易均有13-20%的溢价 图表27：绿电交易溢价来源包括环境溢价系统消纳成本交易均价：江苏交易均价：广东溢价：江苏（右） 溢价：广东（右）514530交易均价：江苏交易均价：广东溢价：江苏（右） 溢价：广东（右）51453046946318132017520500480460440

(%)252015105420

2022

02023资料来源：中电联、 资料来源：北京电力交易中心、2023/202518/142亿元大意义之一，在于区分风光发电的环境属性和将低碳价值显性化。未来绿电交易价格是否溢价以及溢价幅度将取决于碳配额和绿证的价值，碳价或成为绿电溢价的重要参考指标。912克/0.3669元/40/80元/20%2023/202518/142溢价收入无需重复计算折旧与费用，仅需支付部分与交易相关的支出和税费，绿电交易带来的溢价将享受较高的净利率水平。图表28：各类发电技术的全生命周期度电碳排放单位：克/千瓦时全生命周期碳排放最大值考虑机会成本后的碳排放最大值屋顶光伏发电15-34340.8-15.815.8大型光伏电站10-29297.85-26.926.9光热发电8.5-24.324.36.43-25.225.2陆上风电7.0-10.810.84.8-8.68.6海上风电9-17176.8-14.814.8地热发电15.1-555529-7979水电17-222261-109109波浪能发电21.721.726-3838潮汐能发电10-202014-3636核电9-707078-178178生物质发电43-1,7301,73086-1,7881,788天然气发电+CCSU179-405405230-481481煤电+CCSU230-935935282-1,0111,011注：机会成本包括电源建设时长、战争与核泄露风险、土地和植被碳贮存损失的碳排放资料来源：《100%Clean,RenewableEnergyandStorageforEverything》、2022/202534/84亿元5-10年购电长协，顺序优先于计划发电和市场电交易，我们认为此举将丰富市场化消纳手段。绿电交易2022年全国弃风全国新能源消纳监测预警中心，风光发电潜在损失电量合计9亿千瓦时；假设弃风2023/2025294/430亿千瓦时，平价风光项93/2292023/2025年34/84亿元。图表2920222023E2024E2025E行业并网容量GW7589731,2441,522行业发电量亿千瓦时11,90014,85518,55522,711行业弃电率%2.0%1.9%1.9%1.9%平价项目平均上网电价元/千瓦时0.36690.36690.36690.3669潜在损失电量亿千瓦时239294358430新增平价电量亿千瓦时2,0745,0298,72912,885平价项目损失电量亿千瓦时3893158229回补收入亿元14345884绿电交易溢价%20%20%20%20%绿电交易比例%2%5%10%15%溢价收入亿元31864142资料来源：国家发改委、国家能源局、预测应收补贴：压制绿电板块估值，潜在减值风险仍待出清绿电补贴回收短暂加快，但核查风险仍待出清绿电补贴拖延，导致绿电运营商应收账款增速超过收入增速。绿电运营商收入保持较快增0家发电公司合计收入GR达到（-2年2017642022103天，主要是应收绿电补贴累计规模的不断扩大；但2收周转天数同比持平。图表30：绿电运营商合计收入达到13%（2016-2022年） 图表31：绿电补贴拖欠导致应收账款周转数上升收入收入yoy（右）242115收入收入yoy（右）2421151210016,00014,00012,00010,0008,0006,0004,0002,00002016 2017 2018 2019 2020 2021

(%)2520151050

(亿元) 应收账款应收绿电补贴应收账款应收绿电补贴应收账款周转天右） 80736450002016 2017 2018 2019 2020 2021

(天)120100806040200注：50家发电企业合计值资料来源：、

注：50家发电企业合计值资料来源：、绿电补贴拖欠导致再投资的资金缺口，压制税前利润率。应收绿电补贴影响绿电运营商的资金利用效率，导致运营商需要通过外部融资的方式补足再投资的资金缺口。我们以中长4.2%2016-2021年应收绿电补贴的资金成本对税前利润的202120202021年火电大面积亏损、压制了部分绿电运营商的利润。还原应收绿电补贴的资金成本后，税前利润率1pp左右。图表32：2022年应收补贴隐含资金成本利润影响同比下降 图表33：应收绿电补贴的资金成本可增厚前利润率1pp左右(亿元140

(%)应收补贴隐含资金成本 相对于税前利润的比例（右）25

(亿元) 税前利润还原后的税前利润税前利润率（右）

(%)12010080

19 20

1,6001,4001,2001,000

还原后的税前利润率（右）15.412.3 12.2 12.0.611.611

2081589.060405 520 4 520

101050

8006004002000

11.9

11.4

02016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022注：50家发电企业合计值资料来源：、

注：50家发电企业合计值；还原应收绿电补贴隐含资金成本，税前利润增厚资料来源：、IRR的效果等同于补贴退坡25018.82250MW，折合平均投资额7.53元/W0.75元/KWh20220.3522元/KWh，0.3978元/KWh。我们测算项目全投资/IRR8.1%/12.5%。若1年/2IRR0.5/1.1pct，影响程度接近于补贴金额5%/10%IRR1.6/3.2pct8%/16%。图表34：测算绿电补贴回款延长与补贴退坡对全投资IRR的影响全投资IRR降幅01234500.00-0.48-1.10-1.61-1.99-2.29-5%-0.45-0.88-1.45-1.92-2.27-2.55-12%-1.09-1.45-1.95-2.37-2.67-2.92-18%-1.64-1.95-2.39-2.76-3.03-3.25-22%-2.01-2.28-2.68-3.02-3.27-3.48注：降幅单位pct，横轴为回款周期延长时间（年），纵轴为补贴退坡比例资料来源：三峡能源公司公告、预测图表35：测算绿电补贴回款延长与补贴退坡对资本金IRR的影响资本金IRR降幅01234500.00-1.60-3.19-4.32-5.07-5.64-8%-1.61-2.86-4.17-5.12-5.77-6.26-16%-3.16-4.10-5.17-5.95-6.49-6.90-22%-4.28-5.03-5.92-6.59-7.05-7.41-26%-5.02-5.65-6.43-7.03-7.44-7.76注：横轴为回款周期延长时间（年），纵轴为补贴退坡比例资料来源：三峡能源公司公告、预测补贴核查结果仍待完全落地，减值风险犹存。大部分上市公司并未对应收绿电补贴计提减值或计提比例较低，在我们的统计中，202252%5%以内的公42%（存量补贴规模减少）和补贴项目的资产减值风险（预期补贴收入降低）仍未排除。图表36：2022年有的公司未计提应收绿电补贴减值 图表37：2022年应收绿电补贴占净资产比例平均为17%(1%,5%]20% (5%,10%]4% 2%

(%)2520

应收绿电补贴占净资产比例2117211713101187(0,1%]22%10552%

02016 2017 2018 2019 2020 2021 2022注：50家发电企业合计值资料来源：、

注：50家发电企业合计值；还原应收绿电补贴隐含资金成本，税前利润增厚资料来源：、绿电补贴应收规模即将达峰，专项融资有望加速解决拖欠问题20223,900~4,600亿元2022年末全国享受可297GW472GW5020222,429亿元，绿8.4192GW绿电项目每W装机应收绿电补贴为71（前述均值的%3,900~4,600亿元。图表38：2016-2022年风光发电装机规模 图表39：我们测算全行业2022月末应收补贴约3,900~4,600亿元15810715810778235200631753030100316051124514272611106721463023351802022717006005004003002001000

陆上风电 海上风电 集中式光伏 分布式光伏2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

(亿元5,0004,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5001,0000

50家发电企业 全行业-下限 全行业-上限50家发电企业 全行业-下限 全行业-上限资料来源：、国家能源局、 资料来源：、预测20352038年完全退出补贴序列。2020年财政部、国家发改委、国家能源局联合印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若（6号命周期合理利用小时数和最长补贴年限。参考风光发电项目历史发电小时数，我们判断绝大部分带补贴的项目都将以全生命周期合理利用小时数的方式领完补贴。以陆上风电第四（3.6万小时（5.2万小时（2.2万小时为基础，2023伏最早于2035年结束补贴领取、海上风电最早于2038年结束补贴领取。图表40：预估陆上风电与集中式光伏在2035年、海上风电在2038年完全退出补贴序列(GW)带补贴项目的装机规模陆上风电 海上风电 集中式光伏500陆上风电 海上风电 集中式光伏450400350300250200150100502023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2031E2032E2033E2034E2035E2036E2037E2038E2039E02023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2031E2032E2033E2034E2035E2036E2037E2038E2039E注：经营期累计发电小时数达到全生命周期合理利用小时数后，风光发电项目不再享受绿电补贴；全生命周期合理利用小时数假3.65.22.22200小时/年、海上风电2860小时/年、光伏发电1281小时/年资料来源：国家发改委、财政部、国家能源局、预测年财政部、再生能源发展基金包括国家财政公共预算安排的专项资金和依法向电力用户征收的可再生能源电价附加收入；其中排（不含国务院投资主管部门安排的中央预算内基本建设专项资金；当前可再生能源8厘1.9分图表41：2006年以来可再生能源电价附加征收标准经历多次上调1.50.8 0.4 0.40.2 0.2(1.50.8 0.4 0.40.2 0.20.0

居民和农业 其他电力用

1.92006-2008年 2009-2011年 2012-2013年 2014-2015年 2016年以后资料来源：国家发改委、财政部、2023年前后达峰、2031年前后全部消化。我们测算，在当前可再生能源电价附加征收标准下，2022年全年有望新增电价附加收入3亿元（全社会用电量同比%，未来跟随全社会用电量同步增长（3年同比.%、往后年份同比增速逐渐收窄；我们测算3年新增绿电补贴有望达到4亿5520242031年完全消化应收绿电补贴。图表422023年前后达峰，2031(亿元)应收绿电补贴 电价附加收入缺口/盈余（右）5,000

(亿元)1,4000

4,302 4,264 4,12713738-55

3,897230

3,547351

3,061485

2,434627

7981,636

662

974

,001,000800600400200002032E(200)2032E资料来源：国家发改委、财政部、国家能源局、预测专项融资解决存量补贴具备经济可行性20228家公司设立原则是承担政策性业务，在财政拨款基础上，补贴资金缺口按照市场化原则通过专项融资解决，并与电网输配电业务隔离。我们认为当前绿电补贴的最大缺口仍然是来202420223,900~4,600算公司通过发行专项融资产品等方式清偿应收账款，该产品两种收益方式均具备经济可行2023-2035IRR5LPR4.2%12~13年绿电补贴盈余的所有权。图表43：我们测算发行专项融资产品隐含IRR为7.4~5.9%IRR=7.4% IRR=5.9%(亿元700IRR=7.4% IRR=5.9%6005004003002001000(100)(200)2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 20353,900~4,600亿元（2022年末应收绿电补贴），2023-2035年绿电补贴盈余的所有权资料来源：国家发改委、财政部、国家能源局、预测重点推荐公司把握装机增速拐点和补贴风险出清的配置机会。20212023上半年主要发电集团和上市公司的“十四五”规划完成率不高，市场对绿电运营装机增长有所担忧，叠加绿电补贴核查结果仍悬而未决，压制了绿电运营板块的估值水平。但从中长期角度来看，中国“双五”后半程绿电装机增长有望提速、绿电补贴属于阶段性问题且终将解决，绿电运营板块当前已具备配置价值。把握板块整体估值修复的β，推荐三峡能源、龙源电力；看好传统能源优势互补的α，推荐华能国际、华润电力、中国核电。图表44收盘价 目标价市值(百万)EPS(元)PE(倍)股票名称股票代码投资评级(当地币种)(当地币种)(当地币种)20222023E 2024E2025E20222023E 2024E2025E三峡能源600905CH买入4.827.12137,9660.250.310.380.4719.2815.5512.6810.26龙源电力916HK买入6.4211.5053,8120.770.891.111.357.656.625.314.36龙源电力001289CH买入19.0322.25159,5090.610.891.111.3531.2021.3817.1414.10华能国际600011CH买入8.2011.55128,724-0.470.900.991.09-17.459.118.287.52华能国际电力股份902HK买入3.955.2362,007-0.510.890.991.08-7.114.073.663.36华润电力836HK买入15.1829.3973,0231.463.113.343.7810.404.884.544.02中国核电601985CH买入7.408.67139,7360.480.510.540.6415.4214.5113.7011.5620230919日资料来源：Bloomberg，预测图表45：重点推荐公司最新观点股票名称 最新观点三峡能源(600905CH)龙源电力(916HK)龙源电力(001289CH)华能国际(600011CH)

1H23归母净利同比-10%，长期成长趋势不变三峡能源发布半年报，1H23137（yoy+13%），45（yoy-10%），44（yoy-11%）2Q2369（o+%q%1（o-%qq1%2-5年归母净利润/1/14（前值/1/13亿元0.31/0.38/0.47元，23-25CAGR=23%23PEG0.89x1.0xPEG7.12元（7.36231.0xPEG）。维持买入评级。风险提示：煤价涨幅超预期、利用小时数下滑、在建项目进度不及预期。报告发布日期：2023年08月30日点击下载全文：三峡能源(600905CH,买入):项目储备扩容，投产有望提速1H23归母净利同比+14%；维持盈利预测，调整目标价龙源电力发布业绩，1H23199亿元（同比-8%），50亿元（同比+14%）2Q23100亿元（同比-11%），归母净利26亿元（同比+26%），业绩增长主要得益于毛利率回升。1H23515MW125MW+390MW。维持盈利预测，我们预2023-2575/93/113（前值：75/93/113亿元）A22.25（20.5元）2325xPE，8x（前值：6x）H11.50元（15.2元），2312xPEPE11x。溢价反A/H股均维持“买入”评级。风险提示：来风不及预期；弃电率回升；煤价上升；补贴回款速度不及预期。报告发布日期：2023年08月29日点击下载全文：龙源电力(916HK,买入;001289CH,买入):2Q23盈利能力环比提升2Q23境内煤电开始兑现盈利，1H23新加坡业务利润贡献亮眼公司1H23营收/归母净利为1260.32/63.08亿元，同比+7.8%/+309.7%，其中归母净利位于业绩预告57.5-67.5亿元的上区间；2Q23营收/归母净利为607.63/40.58亿元,同比+17.7%/+297.7%；1H23业绩大增主要系境内煤电开始盈利以及新加坡贡献利润总额28.9亿元。考虑公司境外业务利润高增，上调公司2023-25年归母净利至142/156/171亿元（前值：117/129/141亿元）。预计公司23年新能源归母净利80.02亿元和火电板块归母权益568.06亿元，分别给予23EPE25.5x和PB1x（可比公司一致预期23EPE/PB15.6x/1.02x，公司溢价考虑新能源盈利能力更强及火风光一体化优势更佳；火电仍有一定燃煤成本压力），扣除永续债后预计公司总市值1813亿元，对应股价11.55元（前值：11.29元），“买入”。风险提示：煤价高于预期；市场化电价上涨/利用小时/风光新项目投产不及预期；计提资产减值风险。报告发布日期：2023年07月26日点击下载全文：华能国际(600011CH,买入):煤电盈利开始兑现，新加坡贡献亮眼股票名称 最新观点华能国际电力股份(902HK)华润电力(836HK)中国核电(601985CH)

2Q23境内煤电开始兑现盈利，1H23新加坡业务利润贡献亮眼1H23营收/1260.32/64.90亿元，同比+7.84%/+301.53%57.5-67.5亿元的上区间；1H23业绩大增主28.92023-25140/155/170（前值：89/109/114亿元）23BPS3.191.5x2023EPB3.65.23港币（前值：5.00港币）。“买入”评级。风险提示：煤价高于预期；市场化电价上涨/利用小时/风光新项目投产不及预期；计提资产减值风险。报告发布日期：2023年07月26日点击下载全文：华能国际电力股份(902HK,买入):煤电盈利开始兑现，新加坡贡献亮眼抗住人民币汇率波动压力，1H23归母净利同比+54%1H23，公司营收/归母净利同比+2%/+54%至515/67亿港币，核心利润中可再生能源/火电贡献分别为59.54/7.26亿港币，同比增长13%/151%，若剔除港币/人民币汇率同比-6.4%的负面影响，同比增速更高。考虑风电利用小时同比大幅增长和煤价快速下行，我们上调23-25年公司归母净利至150/161/182亿港币（前值：132/146/172亿港币）。参考火电/可再生能源2023EPB/PE一致预期0.8/15.8x，给予公司火电/可再生能源0.5/18.5x2023EPB/PE（归母权益/净利润：177/97亿港币），火电折价考虑可比公司中有新能源预期，新能源溢价考虑公司盈利能力较可比公司更优，总市值折价25%以反映新能源分拆上市的潜在影响，目标市值1414亿港币，目标价29.39港币（前值：25.44港币），维持“买入”。风险提示：1）煤价涨幅超预期；2）利用小时数低于预期；3）市场化电价低于预期；4）分拆上市落地情况与预期不符。报告发布日期：2023年08月22日点击下载全文：华润电力(836HK,买入):1H23绿电表现优异，火电实现扭亏1H23归母净利同比+11%；上调目标价中国核电发布半年报，1H23实现营收363亿元（yoy+5%），归母净利60亿元（yoy+11%），扣非净利59亿元（yoy+9%）。其中2Q23实现营收184亿元（yoy+5%，qoq+3%），归母净利30亿元（yoy+18%，qoq-0%）。小幅调整盈利预测，预计23-25年归母净利97/102/120亿元（前值95/105/122亿元），EPS0.51/0.54/0.64元。公司当前股价对应23-25年PE为14/13/11x，PB为1.4/1.3/1.2x。23年可比PE均值17x（一致预期），给予公司23年17xPE，目标价8.67元（前值8.00元，基于16x23EPE），维持买入评级。风险提示：项目投产不及预期；电价下行风险。报告发布日期：2023年08月30日点击下载全文：中国核电(601985CH,买入):核电运营稳健，新能源盈利大增资料来源：Bloomberg，预测附录“五大六小”发电集团及旗下上市主体装机规模图表46：“五大六小”发电集团及旗下上市主体绿电装机规模集团/公司 股票代码 风电装机/GW 光伏装机/GW 绿电装机/GW2020202120221H232020202120221H232020202120221H23国家电投集团-30.8838.2342.3142.8829.6141.1353.3054.8160.4979.3695.6197.69中国电力2380HK97.524.026.189.3714.4015.74黄河水电未上市4.304.894.944.947.698.369.349.3411.9913.2514.2814.28吉电股份000875CH2.522.853.633.833.314.305.445.745.837.159.079.57上海电力600021CH2.943.803.883.922.903.864.314.505.847.668.198.42国家能源集团-46.0449.9953.7354.071.698.6016.4018.3147.7358.5970.1372.38龙源电力916HK22.3023.6725.7725.900.441.102.983.3722.7524.7628.7529.27国电电力600795CH6.337.077.467.670.210.373.034.556.547.4410.4912.22华能集团-25.3029.1733.9334.346.469.1217.3519.8531.7538.2951.2854.19华能国际600011CH8.1310.5413.6314.042.513.316.288.7710.6513.8519.9022.81内蒙华电600863CH1.401.381.381.381.401.381.381.38华电集团-19.9222.7324.0624.064.986.7113.4913.4924.9029.4437.5537.55华电新能未上市18.2920.8722.0922.093.816.5112.8212.8222.1027.3734.9134.91大唐集团-19.0823.8226.7627.421.624.028.609.1220.7027.8535.3636.54大唐发电601991CH4.635.085.425.991.581.912.793.276.226.998.219.25大唐新能源1798HK11.1712.0012.6912.781.051.081.501.5512.2213.0714.1914.33中广核集团-16.9819.6824.7224.727.287.9810.1010.0924.2627.6634.8234.81中广核风电未上市14.5616.6822.2022.204.995.776.416.4119.5522.4528.6028.60中广核新能源1811HK2.963.854.424.421.084.054.995.615.60三峡集团-9.6615.1816.0917.017.1312.0513.4214.3316.7927.2329.5131.34三峡能源600905CH8.8814.2715.9216.766.518.4110.2810.9315.3922.6826.2027.70湖北能源000883CH0.770.841.041.120.541.562.092.341.322.403.123.46华润集团-10.4014.3415.5116.680.560.821.212.0110.9615.1616.7218.69华润电力836HK10.4014.3415.5116.680.560.821.212.0110.9615.1616.7218.69中核集团-1.762.644.215.043.496.248.329.415.258.8712.5314.45中国核电601985CH1.762.644.215.043.496.248.329.415.258.8712.5314.45中节能集团-4.014.244.274.354.568.248.569.589.80节能风电601016CH4.014.295.235.23----4.014.295.235.23太阳能000591CH4.244.274.354.564.244.274.354.56国家开发投资集团-52.981.031.341.702.463.173.574.655.44国投电力600886CH52.981.031.341.702.463.173.574.655.44注：1）发电集团半年度装机数据未披露、为华泰预估值；2）中广核新能源披露权益装机容量，导致部分年份子公司装机合计值高于集团装机资料来源：发电集团社会责任报告、上市公司公告、风电运营商历年装机图表47：风电运营商历年装机明细（单位：GW）上市公司股票代码20162017201820192020202120221H23龙源电力001289CH17.3718.4018.9220.0322.3023.6725.7725.90华电新能未上市6.817.167.9913.7818.2920.8722.09*22.09中广核风电未上市9.0010.0811.4712.8914.5616.6822.20*22.20三峡能源600905CH-4.865.266.128.8814.2715.9216.76华润电力836HK5.235.636.828.6910.4014.3415.5116.68华能国际600011CH2.404.585.145.908.1310.5413.6314.04大唐新能源1798HK8.358.658.849.5311.1712.0012.6912.78中国电建601669CH3.594.024.384.985.236.287.647.87国电电力600795CH4.635.655.876.066.337.077.467.67中国电力2380HK0.350.621.461.797.52新天绿能600956CH2.803.353.864.425.475.675.816.09金风科技002202CH4.154.714.715.255.495.626.20*6.20大唐发电601991CH2.062.192.743.274.635.085.425.99节能风电601016CH2.312.672.913.114.014.295.235.23京能清洁能源579HK2.262.352.352.402.804.115.075.17中国核电601985CH---0.261.762.644.215.04中广核新能源1811HK1.021.021.311.882.963.854.424.42上海电力600021CH0.801.091.922.152.943.803.883.92吉电股份000875CH01.702.522.853.633.83广宇发展000537CH---2.092.693.193.343.34协合新能源182HK0.762.392.863.113.343.313.143.19深圳能源000027CH---0.912.882.933.203.20国投电力600886CH0.680.991.101.452.98嘉泽新能601619CH--1.101.041.361.641.851.85福能股份600483CH0.640.660.710.851.101.811.811.81内蒙华电600863CH0.150.930.930.931.401.381.38*1.38江苏新能603693CH0.640.650.750.851.004湖北能源000883CH0.490.510.620.690.770.841.041.12中闽能源600163CH0.300.420.420.450.800.910.910.91山高新能源1250HK0.050.040.590.590.79CR3%23.4322.6821.2922.3319.5918.6219.1718.03CR5%31.5530.5129.3231.0427.2527.3327.7726.63CR10%43.4045.0543.0844.5839.4439.9741.0739.44全国合计GW148.17163.67184.27209.15281.53328.71365.44389.21注：*未披露数据、取前一期数值资料来源：上述公司公告、、预测光伏运营商历年装机图表48：光伏运营商历年装机明细（单位：GW）上市公司股票代码20162017201820192020202120221H23正泰电器601877CH1.495.498.1914.38*14.38华电新能未上市0.923.816.5112.82*12.82三峡能源600905CH-2.523.304.326.518.4110.2810.93中国核电601985CH---0.763.496.248.329.41中国电力2380HK0.360.851.842.724.02中广核风电未上市---3.284.995.776.41*6.41华能国际600011CH0.100.630.961.382.513.316.288.77太阳能000591CH2.182.683.213.834.244.274.354.56吉电股份000875CH0.501.181.371.703.314.305.445.74国电电力600795CH73.034.55上海电力600021CH0.461.262.212.742.903.864.314.50晶科科技601778CH1.462.083.092.953.082.853.604.07京能清洁能源579HK0.640.801.172.072.913.213.533.65山高新能源1250HK0.951.782.072.262.152.953.123.16信义能源3868HK0.950.950.951.491.832.493.013.31龙源电力916HK90.190.441.102.983.37大唐发电601991CH0.300.380.560.641.581.912.793.27中国电建601669CH0.590.890.941.201.291.452.722.85国投电力600886CH80.721.031.341.702.46湖北能源000883CH80.400.541.562.092.34华润电力836HK0.130.280.450.450.560.821.212.01大唐新能源1798HK70.221.051.081.501.55深圳能源000027CH0.440.810.971.061.061.361.361.37京运通601908CH0.651.01中广核新能源1811HK00.871.08林洋能源601222CH0.881.301.451.481.601.601.051.05广宇发展000537CH------0.860.86协鑫新能源451HK3.515.997.317.154.831.000.840.82CR3%9.388.657.937.496.707.549.548.10CR5%12.5411.9410.9710.8010.2811.4613.5011.96CR10%17.8617.0716.1017.5617.2618.3020.3218.23全国合计GW76.31129.42174.33204.18253.43306.54392.61470.67注：*未披露数据、取前一期数值资料来源：上述公司公告、、风险提示新增装机量不及预期。2023年风电/65/150GW、2023-2025年风电71/183GW2023-2025CAGR5.4%风电改造不及预期。23-25年可带来额外的风电装机容量不低于/20W（W场景）或/.W（W场景，风电全3%/3%/4%（4MW场景）6%/7%/8%（7MW场景。风电运营商也可能基于经济性考量或者因电网接入受限等原因，推迟老旧风电改造进度，则改造的额外容量可能低于我们的预测值。弃电率回升风险。2025占比将达到%（2年为%，发电量占比将达到%（22年为%，绿电消纳面临挑战。未来若需求持续降低且未出台保障风光消纳相应的政策，绿电运营商的发电业务可能会受到不利影响。电价下降风险。2021持续扩大。电力现货市场的逐步开展以及政策要求一般工商业用户须全部进入电力市场，促使全社会市场化交易电量的增加，新能源企业可能面临着电价进一步下降，收益下滑的风险。绿电交易收益低于预期2023/2025年平价风光项目参与绿电交易带来的溢价收18/142（20%）或交易比例低于我们的假设（%，则绿电交易收益可能会低于预期。应收补贴额高于预期20223,900~4,60050GW（8.4亿元。192GWGW（10.1亿元4,600亿元。绿电补贴核查结果和回款低于预期。我们认为绿电运营行业补贴是否计提减值是当前市场主要担心点之一，若核查结果全部落地后，有较大比例的存量补贴需要计提减值，可能会造成绿电运营商即期的利润减少和预期盈利能力的下滑。补贴回款周期的长短影响绿电运营商的利润率和现金流。补贴核查结果的落地不意味着补贴回款可以立即实现，还需要通过财政专项拨款或加大电价附加征收标准等方式扩充可再生能源补贴的资金来源。因此绿电补贴的回款周期仍存在一定的不确定性。免责声明分析师声明以往、现在或未来并无就其研究报告所提供的具体建议或所表迖的意见直接或间接收取任何报酬。一般声明及披露本报告由股份有限公司（已具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格，以下简称“本公司”）制作。本报告所载资料是仅供接收人的严格保密资料。本报告仅供本公司及其客户和其关联机构使用。本公司不因接收人收到本报告而视其为客户。本报告基于本公司认为可靠的、已公开的信息编制，但本公司及其关联机构(以下统称为“华泰”)对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本公司不是FINRA的注册会员，其研究分析师亦没有注册为FINRA的研究分析师/不具有FINRA分析师的注册资格。华泰力求报告内容客观、公正，但本报告所载的观点、结论和建议仅供参考，不构成购买或出售所述证券的要约或招揽。该等观点、建议并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对客户私人投资建议。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，华泰及作者均不承担任何法律责任。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。响所预测的回报。品等相关服务或向该公司招揽业务。报告意见及建议不一致的市场评论和/应当考虑到华泰及给因可得到、使用本报告的行为而使华泰违反或受制于当地法律或监管规则的机构或人员。本报告版权仅为本公司所有。未经本公司书面许可，任何机构或个人不得以翻版、复制、发表、引用或再次分发他人(无论整份或部分)等任何形式侵犯本公司版权。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并需在使用前获取独立的法律意见，以确定该引用、刊发符合当地适用法规的要求，同时注明出处为“”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。本公司保留追究相关责任的权利。所有本报告中使用的商标服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。中国香港本报告由股份有