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三峡能源深度：承载集团愿景，龙头优势扩张【国君能源运营】

国君能源运营 能源运营新周期 2023-03-20
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#三峡能源 3 个
#公司深度 12 个



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行业深度：

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本报告导读：

公司作为新能源运营龙头，承载集团战略愿景，引领海上风电，产业链优势地位明显，有望持续受益行业集中度提升、风光降本等行业新发展，实现快速扩张。

摘要：
维持“增持”评级，目标价7.75元。考虑公司新能源龙头优势，维持盈利预测，预计公司22~24年EPS分别为0.31/0.35/0.41元，综合PE和PB两种估值方法，上调目标价至7.75元，维持“增持”评级。

新能源龙头，筑造风光三峡，引领海上风电。公司作为三峡集团新能源平台，定位明确，围绕“风光三峡”和“海上风电引领者”战略目标，实现快速扩张，截至21年末，公司累计并网装机22.9 GW，陆风/海风/光伏分别为9.7/4.6/8.4 GW。市场认为当前行业内同质竞争激烈，项目收益率可能走低。我们认为，公司作为新能源运营龙头，引领海上风电，产业链优势地位赋能公司发展，竞争优势明显。

与众不同的信息与逻辑：21年公司新增陆风/海风/光伏装机占全国新增比例7.0%/19.2%/3.5%，占比较高，作为行业龙头有望受益于行业增长与集中度提升。公司凭借集团支持、产业链合作等优势，强化产业链议价权，实现应付账款、应付设备款等无息负债规模扩大，有助于强化长期竞争优势。公司承载集团新能源战略愿景，新能源开发有望提速（21年新增建设指标超16 GW），成长确定性较强。

催化剂：公司新能源项目核准及备案持续落地，带动装机增速超预期。公司在海风领域技术和先发优势明显，有望领先海风平价开发，争取项目规模。行业持续实现降本、绿电交易扩大，公司平价项目盈利或超预期。

风险提示：新能源装机低于预期，电价不及预期等。


1.核心结论：龙头地位明确，海风和产业链优势突出


维持“增持”评级，目标价7.75元，考虑到公司新能源龙头优势扩张，维持盈利预测，预计公司22~24年EPS分别为0.31/0.35/0.41元，综合PE和PB两种估值方法，上调目标价至7.75元，维持“增持”评级。


公司作为三峡集团新能源平台，定位明确，围绕“风光三峡”和“海上风电引领者”战略目标快速扩张，截至21年末，公司累计并网装机22.9 GW，陆风/海风/光伏分别为9.7/4.6/8.4 GW。市场认为当前行业内同质竞争激烈，项目收益率可能走低。我们认为，公司作为新能源运营龙头，引领海上风电，产业链优势地位赋能公司发展，竞争优势明显。


21年公司新增陆风/海风/光伏装机占全国新增比例7.0%/19.2%/3.5%，占比较高，作为行业龙头有望受益行业增长与集中度提升。公司凭借集团优势、产业链合作等优势，构建产业链议价权，实现应付账款、应付设备款等无息负债规模扩大，有助于获得长期竞争优势。承载集团新能源战略愿景，公司新能源发展有望提速（21年新增建设指标超16 GW），成长确定性较强。公司新能源项目核准备案持续落地，带动装机增速超预期。公司在海风领域技术和先发优势明显，有望领先海风平价开发，争取项目规模。行业持续实现降本、绿电交易扩大，公司平价项目盈利或超预期。

2. 盈利预测与估值

2.1. 盈利预测

1）装机：公司项目资源储备丰富，我们预计公司装机有望持续增长。假设公司2022~2024年：风电装机每年新增350万千瓦，其中海上风电每年新增50/100/100万千瓦；光伏装机分别新增300/400/500万千瓦。

2）电量：假设公司2022~2024年发电量分别为506/634/782亿千瓦时，对应同比增速分别为53.0%/25.2%/23.4%。

3）电价方面：短期高补贴电价海上风电抢装并网带动下，平均电价短期可能有所提升，预计随着平价项目增加，整体电价下行。假设公司2022~2024年：风电不含税平均上网电价分别为0.500/0.485/0.471元/千瓦时，对应同比增速分别为10.0%/-3.0% -3.0%；光伏不含税平均上网电价分别为0.506/0.469/0.445元/千瓦时，对应同比增速分别为-5.0%/-7.4%/-5.0%。

根据上述关键假设，我们对于公司各主营业务进行预测，预计公司2022~2024年的营业收入分别为249.32/300.70/359.18亿元，对应增速分别为61%/21%/19%。预计公司2022~2024年归母净利润分别为87.61/101.49/116.31亿元，对应增速分别为55%/16%/15%；EPS分别为0.31/0.35/0.41元。


2.2. 估值

公司为新能源发电公司，选取龙源电力、节能风电、新天绿能、芯能科技、太阳能作为行业可比公司。可比公司2022年平均市盈率为25倍，以此作为比较对应估值为7.75元；可比公司2022年平均市净率为2.8倍，以此作为比较对应估值为7.44元。综合PE和PB两种方法，考虑公司作为行业龙头增速及增长确定性较强，我们给予公司7.75元目标价，对应25倍PE，3.0倍PB，维持“增持”评级。



3. 筑造风光三峡，引领海上风电

3.1. 背靠三峡集团，打造新能源旗舰

公司前身为中国水利实业开发总公司，成立于1985年，直属于水利电力部；2008年，经重组成为三峡总公司（后更名三峡集团）全资子企业；2015 年经改制成为中国三峡新能源有限责任公司，此后完成股份制变更，于2021年在上交所主板上市，成为迄今国内电力行业历史规模最大IPO。


公司控股股东三峡集团直接持股49%，实际控制人为国务院国资委。三峡集团是全球最大的水电开发运营企业和中国最大的清洁能源集团，围绕清洁能源主业形成了工程建设与咨询、电力生产与运营、新能源开发与运营管理等八大业务板块。截至2021年末，集团可控装机1.09亿千瓦，其中清洁能源装机约1.05亿千瓦。集团规划进一步坚实大水电发展基础，加快风电、光伏等新能源发展力度和速度，力争2023年实现碳达峰，2040年实现碳中和。公司作为集团新能源业务旗舰平台，承载新能源发展愿景，有望实现持续快速增长。除大股东三峡集团外，公司部分重要股东具备产业背景。


3.2. 风光并举，经营业绩快速增长

公司围绕“风光三峡”和“海上风电引领者”的战略目标，主营风电光伏电站开发、投资和运营，兼具部分中小水电；围绕新能源主业，积极开展抽水蓄能、新型储能、氢能、光热等业务，协同发展。公司业务覆盖全国30个省、自治区和直辖市。


公司已筑成首个“风光三峡”，海上风电占比提升。公司2021年末装机容量22.9 GW，其中包括：海上风电4.6 GW（占比20.1%）；陆上风电9.7 GW（占比42.3%）；光伏8.4 GW（占比36.7%）；以及少量中小水电（占比0.9%）。在新能源行业快速发展背景下，公司积极开拓，2017~2021年公司装机从7.6 GW增至22.9 GW，CAGR 28.5%。公司风电光伏合计达22.7 GW，首个“风光三峡”装机目标已如期实现（三峡水电站22.5 GW）。

公司风光并举，带动发电量及业绩快速增长。2021年公司总发电量331亿千瓦时，同比+42.5%；2017~2021年CAGR 27.7%。2021年分电源看：风电发电量229亿千瓦时，同比+44.7%；光伏发电量95.0亿千瓦时，同比+42.9%。2021年公司营业收入155亿元，同比+36.9%；2017~2021年CAGR 24.5%。2021年公司归母净利润56.4亿，同比+56.3%；2017~2021年CAGR 29.8%。


主要受风电带动，公司毛利率稳步提升。2017~2021年，受益于海上风电装机占比提升等因素，公司风电业务毛利率从54.9%升至60.4%；公司光伏业务毛利率约在53.9%~55.5%范围波动。主要受风电带动，公司综合毛利率从2017年的54.0%提升至2021年的58.4%。

公司净利率和ROE有所回升。公司净利率从2019年的34.1%回升至2021年的39.3%。2017及2018年，公司进行股权融资，叠加净利率波动，ROE出现一定下滑；受益于公司新建项目投产等因素，2021年ROE回升至10.1%。随着公司海上风电大规模并网，公司ROE水平有望稳中有升。


4. 能源转型大势所趋，新能源龙头蓬勃发展

4.1. 能源转型下，新能源蓬勃发展

“双碳”目标下，能源转型大势所趋，新能源迎来蓬勃发展。我国整体呈现富煤贫油少气的资源禀赋，能源消费长期以煤炭为主，能源结构呈现高碳特征。近年来虽然煤炭消费在能源消费中占比持续下降，已经从2005年的72%降至2020年的57%，但占比仍较高。同时煤炭用于发电占比较高，2020年发电行业碳排放占国内碳排放总量的40%以上。2020年习总书记提出“双碳”目标，并在2020年气候雄心峰会明确：到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。我们认为，“双碳”目标下，能源转型大势所趋，电力行业减碳成为重要抓手，政策推动大力发展风光新能源，我国新能源装机规模有望持续高增。

我国风光资源丰富，可开发潜力巨大。根据国家气候中心《中国风能太阳能资源的技术可开发量评估》相关研究，我国100 m高度测算风电潜在技术可开发规模约109.5亿千瓦，其中陆上风电86.9亿千瓦，海上风电22.5亿千瓦；光伏发电潜在技术可开发规模约456亿千瓦，其中集中光伏418.8亿千瓦，分布式光伏37.3亿千瓦。风电、光伏可开发装机空间分别为2021年末累计装机的32倍和149倍，资源可开发空间巨大。分地区看，新疆、内蒙古等地资源非常丰富，风电可开发空间约为2021年末累计装机的25倍和67倍，光伏可开发空间约为2021年末累计装机的1600余倍和600余倍。


风光发电量占比较低，提升需求和空间巨大。近年风电及光伏发电量占比提升，截至2021年分别达到7.8%和3.9%，在能源转型趋势下未来提升空间巨大。根据国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》提出，到2025和2030年我国可再生能源消费占比将从2020年的15.9%上升至20%和25%。国家发改委等部门印发《“十四五”可再生能源发展规划》，目标到2025年，可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右，“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。根据以上主要规划，我们预计，“十四五”期间以风光为主要增量的可再生能源加速提升，到2025年风电及光伏发电总量占比有望进一步提升至17.4%，其中风电、光伏分别占比10.5%、6.9%。


能源转型下为实现电量目标，风光装机规模将更快增长。2021年作为“双碳”目标制定后的首年和“十四五”的开局之年，新增风电并网装机47.6 GW，风电累计装机328 GW，同比增长16.5%；其中陆上风电累计装机302 GW，海上风电累计装机26.4 GW。新增光伏并网装机54.8 GW，光伏累计装机306 GW，同比增长21%；其中集中光伏25.6 GW、分布式光伏29.3 GW。

展望“十四五”，我们预计在能源转型大背景下，为实现电量占比持续提升目标，在风光利用小时禀赋相对其他电源较低的情况下，新能源装机增速有望显著加快。我们预计到2025年末，我国新能源装机有望达到1125 GW，其中风电、光伏累计装机有望分别增至528、597 GW；对应“十四五”期间，风电、光伏CAGR分别约17%、19%。新能源装机占比有望增至36%以上。


4.2. 风光降本叠加绿色溢价，平价项目盈利或超预期
4.2.1. 成本端：产业链利润向运营端转移

新能源发电成本持续下降，行业进入平价时代。近年来，新增风电装机单机容量持续增加，大直径和大容量风机摊薄系统成本，同时提升发电效率和全生命周期发电量，从而降低单位造价和度电成本；光伏则致力于不断提升电池转换效率，在同等条件下提升单位面积功率和全生命周期发电量，从而降低降低单位造价和度电成本。在此背景下，2010~2020年，我国陆上风电及光伏发电成本不断下降，2020年陆上风电LCOE 0.033美元/千瓦时，2010~2020年年均降本7.5%；2020年光伏LCOE 0.044美元/千瓦时，2010~2020年年均降本17.6%。

与当前全国平均燃煤基准电价约0.36元/度相比，已经实现平价，甚至更具成本优势。2021年6月发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，明确2021年起对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目实行平价上网，2022年发布通知延续平价上网，并鼓励参与市场交易。


风电、光伏产业链持续降本优化，利润有望向运营端转移。风电方面，主要通过风机机组大型化、单体项目规模化，降低成本。CWEA统计，2018年至2020年中国年新增装机的风电机组平均功率从2.2 MW提升至2.7 MW。2021年平价上网以来，风机厂商大功率风机的销售容量及占比进一步提升，以金风科技为例，公司公告，2022上半年公司投标陆上机型单机功率超7 MW。此外，我国政策鼓励大型风电基地建设，国务院2020年12月发布《新时代的中国能源发展》明确，以风电规模化开发利用促进风电制造产业发展，而风光大基地开发使得集中式风电规模得到明显提升。

光伏方面，通过快速的技术迭代和升级，效率不断提升。CPIA统计，单晶PERC电池通过4~5年时间完成迭代并且效率不断提升，2021年市场占比达91%，成为市场主流。目前，转换效率更高的TOPCon及HJT等电池有望迎来发展，进一步推动光伏行业的效率提升。随着效率提升，其他条件不变，电池单位面积实现更大额定功率，根据相关研究，电池转换效率每提升 1%，可节约电池成本约 6%。此外多晶硅制备工艺降本、电池薄片化、降低辅材用量、产业链国产化及规模化等路径推动下，光伏未来仍存在较大降本空间。


短期风电光伏成本分化，长期降本趋势不改。根据金风科技数据，进入平价项目招标以来，风机价格大幅下降，2021年1月以来国内风机月度公开投标均价，从3081元/ KW降至2022年3月的1876元/ KW，带动风电初始投资成本下降，提升风电开发运营收益。受产业链上游供需紧张影响，光伏组件价格自2021年下半年以来涨幅较大，从1.7~1.8元/W的均价，上涨至2022年7月的2元/W左右，短期对光伏项目开发运营收益率带来不利影响。我们预计随着产业链各环节新建产能的逐步释放，光伏组件价格回归合理水平，带动光伏初始投资成本持续下降空间较大。我们认为新能源产业链的降本红利，有望持续向议价权更强的下游运营商转移。


4.2.2. 收入端：绿电有望体现环境溢价

政策推动绿电交易试点，交易规模有所提升。2021年9月7日，绿色电力交易开市。首批绿色电力交易达成交易电量79.4亿千瓦时。绿色电力成交价格较原本电力中长期交易价格增加0.03~0.05元/千瓦时。此后，部分省分及企业逐步开展相对常态化绿电交易，根据中电联对省内交易绿电统计，2022年1~6月省内绿电交易达77.6亿千瓦时，占省内交易电量0.39%，规模和占比持续提升。


绿电交易细则落地，奠定更大范围绿电交易基础。2022年1月，广州电力交易中心等印发《南方区域绿色电力交易规则（试行）》；5月，《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》发布，进一步明确交易主体和交易规则等细节，区分电能量价格与绿色环境权益价格。在全球碳中和共识和能源转型背景下，以及非水电可再生能源电力消纳责任权重、碳排放总量控制等政策要求下，绿电消费及认证的潜在需求空间可观。交易细则发布有望为日益增长的绿电需求提供广泛易得的交易途径，长期推动绿电交易规模扩大。

以碳价为锚，绿电环境溢价有望中长期维持。价格方面，我们认为绿电环境溢价主要受到碳价和电力减排需求影响。在欧盟等地区推进CBAM等过程中，国内碳市场定价有望趋近国际碳价的锚，国内碳价有望逐步提升；而绿电作为碳减排的等效替代，其“环境价值”与碳价存在联动，随着电力交易市场与碳市场对接，绿电电价有望提升。

市场担心，随着平价新能源增加，绿电供应充裕，减排需求减少，电价可能下降。但我们认为，即便考虑此因素，绿电环境溢价仍能保持较高水平。根据全国电网平均排放因子指标（表示全电网单位电量隐含的二氧化碳排放），随着全国电网排放因子逐步下降，用户使用绿电减排的需求和减排碳收益也会降低，从而降低绿电溢价。根据生态环境部2022年的《关于做好2022年企业温室气体排放报告管理相关重点工作的通知》，全国电网排放因子降至0.581 tCO2/MWh，未来随着清洁电力占比提升，该指标仍将持续下降。根据IEA等研究，在非化石能源占比降至32%条件下，2030年该指标将降至0.306 tCO2/MWh。

我们测算，若以碳价为锚对应绿电溢价，假设碳价从50元/吨逐年上涨到2030年100元/吨以上，假设全国电网排放因子从0.581 tCO2/MWh下降到2030年0.306 tCO2/MWh，则绿电溢价在2030年前将保持在至少3~5分/千瓦时。


项目盈利能力对初始建造成本及电价敏感性较高。以风电项目为例，我们进行敏感性分析，假设利用小时2200小时条件下，项目造价每降低100元/千瓦，全投资收益率提升约0.20~0.25 ppts；电价每上浮0.01元，全投资收益率提升约0.45 ppts。风光降本叠加电价绿色溢价，平价项目盈利能力有望提升。


4.3. 公司装机规模领先，布局良好资产优质

公司新能源装机规模位居行业前列。截至2021年末，公司并网风电、光伏合计22.7 GW，位居A&H上市公司第二，仅次于龙源电力。其中，累计风电装机14.3 GW，位居A&H上市公司第三；累计光伏装机8.4 GW，位居A&H上市公司第一。


公司新能源市场份额提升，引领海上风电。截至2021年末，公司风电累计装机14.3 GW，占全国市场份额的4.3%，同比提升1.2 ppts；其中海上风电累计装机4.6 GW，占全国市场份额的17.3%，同比提升2.5 ppts，公司已成为国内最大、全球第二的海上风电开发运营企业。光伏发电累计装机8.4 GW，占全国市场份额的2.7%，同比提升0.2 ppts。


公司装机布局广泛，主要集中在三北地区及部分沿海省份。公司新能源装机遍布全国 30 个省、自治区和直辖市，主要分布在资源较好的区域。根据公司2021年发电量数据，风电主要集中在三北地区及部分沿海省份，其中内蒙古风电发电量占公司风电的21.6%。光伏分布主要分部在西北和华北地区，其中青海及山西占比较高。


利用小时水平较高，资源较为优质。公司陆上风光装机布局良好，同时海上风电资源优质，2017至2021年，公司风电利用小时年均高于全国水平133小时；光伏利用小时年均高于全国水平249小时。近年来，公司风电设备平均利用小时持续提升，预计随着2021年公司新增海上风电装机并网出力，公司风电利用小时数有望继续增加。


公司资产运营能力较强。公司重视项目运营，2021 年公司累计建成9座省域集控中心，成立35个片区检修点，采用远程集控、无人值守、少人值守等方式进行电站运维，并大力推行集中化与智慧化管理，提高公司电站运营能力。当前新能源发电行业发展及变化较快，进入平价时代后，受存量和新增装机电价、当年在建装机规模占比、短期权益或债务融资等因素影响，加之不同企业项目要求回报率的阶段性差异，使得不同企业毛利率、净利率及ROE等指标可能存在一定波动。我们选取相对更贴近经营的指标——单位装机/员工人数。公司2020年及2021年人均管理装机规模分别为4.8 MW和5.1 MW，运营能力有所提升，且处于新能源运营同业公司中领先水平。通过人员对资产的高效运营管理，有望实现降本增效，提升公司盈利能力和核心竞争力。


4.4. 公司产业链优势凸显，受益行业集中度提升
4.4.1. 公司背靠三峡集团，产业链优势凸显

公司是三峡集团新能源运营的主力，项目资源获取实力较强。三峡集团是世界最大的水电开发企业以及国内最大的清洁能源集团，三峡能源作为三峡集团新能源运营的主力，截至2021年末新能源装机占集团比例约84%。三峡集团集中资源打造新能源核心平台，相较部分同行业集团旗下多家公司并进发展新能源的路线，公司在资源获取方面更具集团支持优势。在国家首批约1亿千瓦大型风电光伏基地项目中，公司获取685万千瓦基地项目，在单个上市公司中位居前列。2021年以来，三峡集团与青海、内蒙古、新疆、江苏、山东等省份签署能源相关战略合作协议，有望为公司后续的项目开发奠定基础。

背靠三峡集团，公司具备低成本融资优势。三峡集团拥有国家主权级信用评级，为公司提供信用和融资支撑。同时，公司自身拥有AAA级企业信用评级，2021年公司发行债券利率区间约为3.5%~4.0%。根据公司公告披露，公司目前贷款利率一般为LPR下浮50至75 bp，我们测算，低成本融资对项目资本金收益率提升明显。2021年公司平均有息负债成本约3.48%，处于同行业可比央企中较低水平。


公司有息负债率较低，具备融资拓展空间。随着公司利用财务杠杆加速项目开发，负债率有所提升，市场认为公司负债率较高，容易对项目开发形成制约。我们认为横向对比公司负债率处于中等偏低水平，更重要的是公司有息负债率较低，且较为稳定。我们认为公司实际有息负债率低于整体负债率，并低于行业可比公司有息负债率，在项目开发过程中，公司配合无息负债的使用，具备较大实际融资拓展空间，财务杠杆扩张优势明显。


集团产业支持、行业合作、龙头地位，共同提升公司产业链优势地位。公司无息负债，主要由应付账款、长期应付款（包括应付设备款等）、其他应付款（包括股权收购款、待支付费用等）等项目中无息部分构成。2019~2021年公司应付账款周转天数从619天提升至838天，应付账款占流动负债比例从32.1%提升至49.1%，相应公司对应付账款规模提升大于收入规模和负债规模的提升。综合来看，公司净经营周期（存货周转天数+应收账款周转天数-应付账款周转天数）处于较低水平，且呈现负向扩大趋势，优于行业可比公司。

2019~2021年公司长期应付款的规模同样有明显提升，周转天数从149天提升至397天，占非流动负债比例从9.5%提升至13.0%。其中主要为应付设备款（2021年会计政策调整，长期应付款中部分应付设备款计入租赁负债），2020~2021年，从88.7亿元增长至124.8亿元，占公司长期应付款比例分别为91.5%和93.7%。

我们认为在行业竞争激烈背景下，公司通过对各类应付款项账期等控制，实现资金高效运转和资金成本降低，实现产业链的优势地位强化，提升产业链议价能力，有助于公司获得长期竞争优势，尤其在海上风电及集中式大基地等大型项目中优势明显。


我们认为，以上产业链优势主要得益于：
1） 集团内产业支撑， 2021年末对集团的控股子公司上海勘测设计研究院的应付账款规模达22.7亿元。新能源开发前期资本投入密集，集团产业链相关企业，共同为公司项目开发提供支撑，减轻投资负担，加快公司项目开发。

2） 通过产业链参股等合作方式，如参股核心供应商，2021年末公司对参股的风机厂商金风科技的应付账款规模达21.2亿元。形成产业链链资源整合，提升项目开发所需资金、设备及建设等运转效率。

3） 公司作为央企新能源开发龙头企业，深耕行业积累了良好的合作关系和信誉，有利于产业链地位提升，相应形成各项应付款项占用。

4.4.2. 行业呈现集中趋势，公司项目储备充足，迎确定增长

当前行业具备以下特点，行业呈现龙头集中趋势，公司有望受益：
1）新能源运营进入平价阶段，项目盈利能力对成本敏感性提升，融资成本和项目成本控制重要性凸显。作为行业龙头，公司可凭借此优势，一方面可以“做竞争对手无法做的项目”，以更高的投资条件容忍度，扩大项目投资范围，从而在项目竞争中脱颖而出，提升装机规模，占据更大的市场份额；另一方面可以“以相同项目条件获得更好回报”，有望在相同资源、电价等条件下，以更大投资安全边际，获得更加稳健和丰厚的项目回报。

2）十四五规划以风光储一体化大基地项目为重点，单体项目规模量级提升，各省自上而下规划明确。时间维度上，短期资金投资强度大；空间维度上，项目开发范围更广。项目开发更需要运营商资金规模优势与全国范围内的资源储备、项目拓展的能力。公司作为龙头企业之一，凭借雄厚背景、项目滚动开发能力以及全国存量装机布局和运营经验，有望进一步提升市场份额。

3）项目配置政策更加规范化，对企业实力、产业经济配套、技术等方面要求明确，龙头企业开发优势凸显。

根据我们测算，新能源运营头部企业2021年市场占有率较2020年提升2.5%，随着未来行业进一步加速集中，到“十四五”末预计占比有望提升至近60%。作为头部集团的主力新能源发展平台受益明显。


根据三峡集团规划，“十四五”期间将新增新能源装机70~80GW，作为集团新能源业务重要的战略实施主体，公司计划“十四五”期间实现平均每年不低于5 GW新增新能源装机。2021年公司新增核准项目及在建项目装机规模较大，远超当年并网规模。公司资源储备丰富，根据三峡集团官网披露，目前三峡能源累计资源储备已超120 GW，其中海上风电超30 GW，陆上风电、光伏超90 GW。结合公司在建项目规模及储备项目资源，我们预计公司有望实现更高开发目标，拥有较强增长确定性。


4.5. 产业协同技术创新，助力公司行业先行

与上下游合作，实现产业协同。公司重视产业协同，公司主动深化上下游合作，采取参股及战略合作等方式，提升资源和技术储备，实现全产业链技术进步成本降低。公司参股金风科技等风机企业，亿利洁能等项目开发企业，以及福建福船等船舶装备制造企业等众多产业链企业，参股6家电力交易所，参与合作设立三峡招银等多个产业投资平台；与福能股份、明阳智能、中国电建等产业链企业开展战略合作；与西门子等国际相关企业保持良好合作。公司通过打通上下游产业链资源，充分享受产业链发展红利。


重视技术研发，布局抽蓄及储能，保持行业领先。技术创新是三峡能源持续发展的重要驱动力，产业链各环节的技术迭代推动新能源运营成本显著下降。公司瞄准行业发展前沿，依托项目落地优势参与技术研发，吸收利用高效光伏组件、大功率风机、轻型化叶片等创新成果，并不断完善新能源运维管理模式，借助人工智能、数字化等技术实现设备智能监测。

为应对新型电力系统建设中可能面临的新能源高比例接入和电网调节等问题，公司广泛布局抽水蓄能及积累新型储能技术，公司研究并示范应用了压缩空气储能、钠离子电池储能、新一代液流电池等新型储能技术，有望助力公司在新能源开发运营中保持行业领先地位。此外，三峡集团包括旗下三峡建工、长江电力、湖北能源等单位大量布局抽水蓄能等项目，有望在公司新能源项目获取及消纳等方面发挥协同作用。


5. 引领海上风电，未来可期
5.1. 海上风电发展正当时

全球海上风电装机增长迅速，中国已经成为全球海上风电增长主要动力。根据IRENA统计，截至2021年末，全球海上风电累计装机规模已经达到55.7 GW，中国成为全球海上风电的重要参与者和增长主力。中国海上风电连续三年领跑全球，补贴抢装潮推动2021年新增海风装机规模超过16.9 GW创历史新高（2021年底前并网海上风电享受国家可再生能源项目补贴，此后不再补贴），占全球新增占比高达约80%；截至2021年末我国海上风电装机容量达26.4 GW，跃居世界第一。

中国海风进入高速增长期。根据GWEA预测，全球2025年海上风电累计装机将达到约115 GW，2021至2025年CAGR 27%。结合GWEA预测及各省海上风电“十四五”规划，我们预计，我国2025年海上风电累计装机将达到约69 GW，2021至2025年CAGR 50%，高于全球海风及我国陆风增速；预计2025年末我国海上风电占风电比例将由十三五末约3.2%提升至约13%。


接力陆风，海上风电降本趋势明显，平价将至。根据IRENA统计，2011至2020年，我国陆上风电度电成本下降约54%，海上风电下降约53%，基本相当。进入2021年后陆上风电先进入平价阶段，风机单位装机成本大幅下降，随后四季度海上风电机组招标单价呈现快速下降的趋势。2021年我国新增海风装机平均单机功率提升至约5.6MW，而2021年以来整机商推出的海风风机功率普遍达10~16MW，伴随海风机组大型化、叶片轻量化、机组及外送技术和可靠性提升，带动建设成本下降和利用小时数提升，海上风电有望自2022年开始加速实现平价。

2021年10月，600多家风电企业共同发起“风电伙伴行动”目标，力争海上风电在2024年全面实现平价。随着投资成本下降带动海风平价项目经济性提升，海上风电后续建设有望加速，根据不完全统计，2022年上半年海上风机公开招标量达16GW以上，我们预计2023年国内海风开工将出现明显提速。


海上风电多位于用电负荷中心，消纳无忧、电价较高，绿电交易量价有望提升。我国海上风电资源多临近经济发达、用能需求旺盛的东部沿海省份，属于电网负荷中心，且电价相对较高，基本可就近充分消纳。海上风电是我国少有的资源区和消费区非逆向分布的资源，海上风电资源丰富的省份中广东、山东、江苏、浙江、河北是2021年我国前五大用电省份。同时这些沿海省份出口型企业、大型企业、跨国企业相对集中，其中广东、江苏、浙江、山东、上海、福建是2021年我国前六大出口省份。

在“双碳”和能源转型背景下，以上省份对于绿电需求相对旺盛，并且成本承受能力较强，愿意支付相对更高绿电环境溢价。目前江苏、浙江、广东等省份绿电交易规模和溢价居全国前列，江苏、浙江等省份提出十四五绿电交易目标，浙江国网提出到2025年浙江绿电交易规模达到新能源发电量10%；江苏省印发《促进绿色消费实施方案》明确到2025年，高耗能企业电力消费中绿色电力占比不低于30%。以上有助于未来海上风电实现良好项目回报。


沿海省份积极发展海上风电的，规划明确。在“双碳”政策推进下，山东、江苏、浙江等具备海上风电资源的省份，均明确提出“十四五”期间海上风电发展目标。根据各省披露的海上风电相关规划，预计到十四五末将新增海上风电装机达50GW以上，并且未来远期开发空间仍然广阔。


5.2. 公司作为海上风电“引领者”优势突出

公司作为集团海上风电“引领者”使命担当，先发布局与积累较深厚。2006年三峡集团由江入海，开展海上风电场建设的前期及施工技术研究，承担了国家“十一五”科技支撑计划海上风电课题研究。三峡集团作为我国海上风电先行者，不断积累技术，探索开发海上风电资源。公司作为集团海上风电“引领者”使命担当，成功建成国内首个商业化运营的近海风电项目——江苏响水21.5万千瓦海上风电场。此后三峡集团及公司将海上风电一直作为新能源业务的重要战略方向，与沿海多个省份签订战略合作协议，储备大量优质资源，凭借早期的技术积累和示范性项目，不断应用新的技术成果，拓展产业链深度合作，形成技术与资源的优势壁垒。逐步形成以福建、广东、江苏、山东等省份为重点区域的集中连片，规模化开发海上风电格局，打造诸多海上风电领先标杆项目。


厚积薄发，公司海上风电规模领先，存量海上风电项目优质。截至2021年末，公司海上风电累计并网4.6 GW，占全国市场份额的17.3%，21年新增海风并网容量3.2 GW，占全市场份额的19.2%。公司存量投产项目优质，根据三峡能源招股书披露的募投项目投资收益率测算，海风项目的平均内部IRR为8.6%，平均资本金IRR为13.2%，高于当前多数平价新能源发电项目。


海上风电拥有更高壁垒，行业格局稳定，公司引领者地位更加稳固。公司通过前瞻性布局，形成规模、技术、产业协同、开发运营经验等多方面领先优势，我们认为海上风电具备更高的壁垒，进而形成更稳定的格局，使得公司有望保持行业领先。

1）开发运营壁垒更高：海上风电是当前风电产业技术突破和产业整合的重点方向，相关设备技术更高、施工难度更大。这决定了项目开发和运营商，需要对产业进行更深入整合，对资源勘测、选址、设计、设备选型、施工、并网外送、后期运维等全流程需要全面掌握和深入产业协同，参与研发和应用各项最新技术，在此过程中形成更高开发运营壁垒。

2）资源壁垒更高：海上风电资源属性更强，项目前期测风、确定区位布局、设计施工方案尤为重要，耗时长难度高，使得公司天然在该区域项目资源拥有更强的粘性。前期大量项目开发落地及储备，更有助于已入场参与者构建资源壁垒，获取高资源质量项目形成连片开发，提升市场份额。

3）资金壁垒更高：海上风电单体项目规模大，单位造价高，相关配套成本高，初期投资成本更高，融资影响更大。当前海上风电国补取消，海上风电进入成本端平价过程中，对融资成本比陆上平价项目更加敏感。此外，海上风电开发运营风险较高，债务融资难度和风险回报要求高。总体来看，海上风电对资金实力和低成本融资能力要求更高。

公司在建及储备海上风电资源丰富，增长具备更强确定性。公司海上风电在建及储备项目规模较大，加之海上风电优势，形成比其他新能源运营商更稀缺和优质的增长路径。根据我们不完全统计，公司现有在建及储备项目到“十四五”末预计新增并网3.5GW以上，我们预计到十四五末，公司海上风电装机规模占全国比例有望保持在2020年及2021年平均水平。依托早期储备优质资源，集中连片规模化开发，采用大型风机和业内先进技术，公司海风项目具备较强盈利能力，未来有望率先实现全面平价，在项目竞争中获取更大份额。


6. 风险提示

政策风险：资源获取和开发受政策影响较大，相关政策可能致使行业竞争格局变化，装机规模增长和项目收益率受到影响。

电价降幅超预期风险：电力市场化推进，电价受政策及市场影响增加，可能出现降幅超预期风险。

项目建设进度不及预期：新能源项目开发及建设施工可能受政策审批、建设条件、建设成本等因素影响，可能存在项目建设进度不及预期风险。

电力需求和消纳风险：新能源发电受全社会用电量影响，可能存在需求波动风险；若新能源装机规模增长和电力需求、电网建设等进度不匹配，可能产生弃风弃光风险，影响公司发电效益。

其他风险：包括技术变革风险、风光资源波动风险等。

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