三峡能源专题研究报告从水电到风光，从江河到海洋

　　（报告出品方作者：平安证券，严家源、皮秀）一、承载三峡改革希冀，羽翼渐丰
　　1。1从水电到风光，承载三峡改革希冀的新能源之翼
　　公司控股股东三峡集团是以大型水电开发与运营为主的清洁能源企业。1993年经国务院批准成立中国长江三峡工程开发总公司，2009年9月27日更名为中国长江三峡集团公司。三峡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、流域梯级调度与综合管理、国际能源投资与承包、生态环保投资与运营、新能源开发与运营管理、资本运营与金融业务、资产管理与基地服务八大业务板块；业务遍布国内31个省、自治区和直辖市，以及全球四十多个国家和地区，是全球最大的水电开发运营企业；未来力图实现清洁能源和长江生态环保两翼齐飞。
　　1。2羽翼渐丰，部分指标仅次于长江电力
　　作为从葛洲坝、三峡起家的央企，水电站的建设和运营是三峡集团的立身之本，长江电力作为集团的水电运营平台，是推动集团经营发展的核心发动机。在未来发展方向上，一主两翼中的两翼之一即为新能源开发与运营。集团自2006年底即已开始风电投资建设、2007年实现首机投产，集合全集团之力孵化出公司这一新能源运营行业巨头。目前来看，公司所在的新能源之翼虽然尚显稚嫩，但与长江环保集团所在的环保之翼相比成熟度更高。2016至2020年，公司在集团总装机容量中的占比由9。5提升至17。9，在总发电量中的占比由3。7提升至7。1，在总营收和净利中的占比分别由6。7、7。1提升至10。2、8。7，增长趋势良好。截至2020年，公司在装机规模、净利润贡献度指标中仅次于老大哥长江电力，毛利率和净利率也接近于长电。
　　二、迅猛成长的后起之秀
　　2。1内部有限竞争，具备全国性布局优势
　　在2030碳达峰、2060碳中和的目标得以明确并强化后，从各地政府到各家企业，纷纷加码新能源，提出了各自的发展目标。华能明确提出到2025年新增新能源装机8000万千瓦以上；国电投宣布2023年国内碳达峰；国家能源集团先期提出确保实现新增新能源装机70008000万千瓦，之后更进一步加码；华电集团表示力争新增新能源装机7500万千瓦；中广核十四五规划年均新增投运400600万千瓦，到2025年在运装机超过5000万千瓦；公司控股股东三峡集团董事长在接受媒体采访时表示，未来5年新能源装机实现70008000万千瓦的水平，旗下的其他3家上市平台也开始切入风、光项目开发。
　　水电核心平台长江电力：在2020年业绩发布会上表示将开展金沙江下游干热河谷的风、光资源开发，打造水风光一体化清洁能源基地。
　　湖北区域平台湖北能源：除现有风、光项目外，2021年4月与恩施州政府签约，计划十四五至十五五期间实现投资规模约300亿元、新增装机规模300万千瓦以上，其中新能源投资120亿元。
　　配售电及综合能源平台三峡水利：十四五发展规划提出打造新能源开发运营平台，2021年7月与重庆市巫溪县政府签约，20212022年投资18亿元开发45万千瓦光伏。
　　公司在内部面临着三家兄弟公司的竞争压力，但我们认为这主要是三峡集团为实现3060目标而采用赛马机制进行多管齐下式跑马圈地、最大化下属各单位的经营地区资源优势的考量。此外，考虑到同业竞争的问题，3家兄弟单位大概率也将集中在现有电站辐射范围内开发风、光资源。湖北能源、三峡水利或分别负责湖北、重庆地区，长江电力或负责金沙江、长江流域以及海外资产，而公司在全国各地区的开发应不受限制，集团十四五70008000万千瓦装机目标中的大部分份额或由公司承担。
　　2。2迅猛成长，后发先至
　　2021年7月23日，平庄能源（ST平能）召开2021年第一次临时股东大会，审议通过了《关于公司与龙源电力集团股份有限公司换股吸收合并及重大资产出售及支付现金购买资产暨关联交易方案的议案》等一系列议案，标志着中国新能源第一股龙源电力通过换股吸收合并平庄能源回归A股、实现AH两地上市已进入最后流程。2002年中国电力体制改革启动，龙源电力作为原国家电力公司系统全部风电资产的承接单位，被划转并入拆分出的五大发电之一国电集团，此后逐步成长为世界风电之王，自2015年起持续保持世界第一大风电运营商地位。截至2020年底，龙源电力总装机容量2468万千瓦，其中风电2230万千瓦、光伏44万千瓦。回归A股后，公司现在的A股第一大新能源运营商地位大概率将被龙源替代。
　　此外，华能新能源和华电福新在2020年先后退市，黄河水电2019年底已完成增资引战，中广核风电2021年7月也开始在北交所挂牌增资引战，几大巨头后续或将陆续登陆国内资本市场。
　　在国内五大、五小发电央企旗下新能源主力平台中，以2020年底风光装机规模对比，公司仅次于龙源电力，略高于华能新能源、中广核风电、华电福新、大唐新能源；从全年风光发电量来看，公司仅高于大唐新能源，落后于其他4家，主要是因为公司在2020年新增装机近500万千瓦，远高于其他5家，新投产机组运行期较短、发电量有限。
　　虽然在装机规模、电量上落后于同业，但回顾公司的成长轨迹，可以发现其增长势头迅猛，十三五期间，公司装机容量、发电量的年均复合增速分别达到22。3、31。2，而其他5家中装机增速最高只有15。4（中广核风电）、电量增速最高只有20。7（华电福新）。2015年公司的装机、电量尚远低于其他5大新能源巨头，2020年就已跻身前列，就增速而言优势显著。
　　三、平价之后，风光近于水电
　　3。1政策加速，平价已至
　　风电和光伏发电作为可再生能源的代表，发展迅速，早已成为全国第三、第四大装机的电源类型，发电量占比分列第三、第五，十三五期间装机容量年均复合增速分别达到16。6、43。1，发电量年均增速达到20。2、45。9。风、光的快速发展离不开前期较高电价水平的刺激，在经历了早期的试验性发展后，其上网电价在2010年前后迅速实现了标杆化。
　　3。1。1风电：5次下调标杆指导电价
　　风电上网电价的标杆化始于2009年，当年7月20日，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906号），按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应标杆上网电价分别为0。51、0。54、0。58、0。61元千瓦时。此外，2014年6月5日，发改委发布了《关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2014〕1216号），对当时尚未开始大规模发展的海上风电，制定了标杆上网电价。通知规定，2017年以前投运的近海风电项目上网电价为0。85元千瓦时，潮间带风电项目上网电价为0。75元千瓦时。
　　在执行了5年后，风电标杆电价迎来首次下调，2014年底公布的《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格〔2014〕3008号）将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价降低2分千瓦时。一年后，《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格〔2015〕3044号）公布，再次将I、II、III类资源区风电标杆上网电价降低2分千瓦时，类资源区降低1分千瓦时。通知同时提前设定了2018年起的风电标杆电价，但又是在一年后，2016年12月26日发布的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格〔2016〕2729号），大幅下调2018年起的风电标杆上网电价，四类资源区的电价相比20162017年分别降低了7、5、5、3分千瓦时。
　　2018年5月18日，国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能〔2018〕47号），通知提出，从当日起，尚未印发2018年风电度建设方案的省（区、市）新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价；从2019年起，各省（区、市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价；申报电价为合理收益条件下测算出的20年固定上网电价。2019年5月21日，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），将标杆上网电价改为指导价，并一次性核定了2019、2020两年的陆上及海上风电指导电价。
　　3。1。2光伏发电：7次下调标杆指导电价
　　光伏发电标杆上网电价的制定始于2011年7月24日公布的《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2011〕1594号）。通知规定，对非招标太阳能光伏发电项目实行全国统一的标杆上网电价；2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产的光伏发电上网电价统一核定为1。15元千瓦时；2011年7月1日及以后核准的、2011年7月1日之前核准但2011年12月31日仍未投产的光伏发电项目，除西藏外上网电价均为1元千瓦时。
　　光伏标杆电价的首次下调在两年后，2013年8月26日国家发改委发布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格〔2013〕1638号），将全国分为三类太阳能资源区，规定IIII类资源区光伏电站标杆上网电价分别为0。90、0。95、1。00元千瓦时，即IIII类资源区上网电价分别降低10、5、0分千瓦时。通知同时明确了对分布式光伏发电的补贴政策，补贴标准为0。42元千瓦时。15和16年底，光伏与风电一同调整了标杆电价，两次降价的幅度也呈扩大态势，分别为10、7、2分千瓦时和15、13、13分千瓦时。但随着光伏装机的爆发式增长，加速降价也难以缓解日益沉重的补贴压力，政策的调整也愈发频繁。
　　2017年12月19日，发改委公布了《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》（发改价格规〔2017〕2196号），除了将集中式和分布式光伏电站的上网电价分别降低了10和5分千瓦时，还规定2019年起全部按投运时间执行对应的标杆电价，不再按备案时间执行上网电价。紧接着在半年之后，《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能源〔2018〕823号）公布。531新政一方面叫停了集中式电站的建设，另一方面也将集中式和分布式光伏电站的上网电价统一降低了5分千瓦时。
　　2019年4月28日，国家发改委发布《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2019〕761号），将标杆上网电价改为指导价，并核定了2019年6月30日以后指导电价。2020年3月31日，发布了《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2020〕511号），再次下调指导价。
　　3。1。32021年正式进入平价时代
　　2018年9月13日，国家能源局发布《关于加快推进风电、光伏发电平价上网有关工作的通知（征求意见稿）》；2019年1月7日，国家发改委、国家能源局正式联合发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号），要求开展平价上网项目和低价上网试点项目建设，推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目（平价上网项目）；在资源条件优良和市场消纳条件保障度高的地区，引导建设一批上网电价低于燃煤标杆上网电价的低价上网试点项目（低价上网项目）。2019年4月8日，国家能源局印发《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案（征求意见稿）》，接着在5月28日印发了《关于2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知》（国能发新能〔2019〕49号），向着平价上网的目标加速推进。2021年6月7日，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号），规定：
　　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，中央财政不再补贴，实行平价上网。2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。与4月份的征求意见稿相比，风、光上网电价不再基本要求低于当地煤电基准价，且去除了竞争性配置和市场化交易的要求。
　　3。2补贴造成的应收账款堰塞湖有望逐步回落
　　2006年1月20日印发的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格〔2006〕7号）中规定：可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式。政府指导价即通过招标确定的中标价格；可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等，通过向电力用户征收电价附加的方式解决。即电网和发电企业实时结算的电价部分为当地煤电标杆电价，其余部分需要等待可再生能源补贴到账后下发。因此在风电、光伏的上网电价结构中，煤电标杆电价同样占据了重要地位，超出煤电标杆电价的部分因为可再生能源补贴发放的延迟问题，造成运营企业产生了巨量的应收账款堰塞湖。
　　对比各年度期末应收账款余额和全年净利润、营业收入、经营净现金流以及期末净资产，可以发现巨量的应收账款对企业经营造成了巨大影响。同样以这6家公司为例：
　　期末应收账款当年净利润：6家公司在2020年度的比值均在300以上，最高的是大唐新能源，达到了8倍；20162020年均值也基本在3倍上下，大唐新能源超过7倍。
　　期末应收账款当年营业收入：除龙源电力和华电福新外，其他4家公司在2020年度的比值均在100以上，即期末应收账款大于全年营业收入；而20162020年均值也都接近于100。龙源电力和华电福新的比值较低，主要是因为其有一定体量的装机是火电，营收中没有补贴部分。
　　期末应收账款当年经营净现金流：6家公司在2020年度的比值在200上下，大唐新能源和华电福新超过2倍；20162020年均值基本在1倍以上，仅龙源电力略低于100。
　　期末应收账款期末净资产：6家公司在2020年度的比值在40上下，大唐新能源、华电福新、华能新能源超过40；20162020年均值在30上下。
　　2017年8月31日，国家能源局发布《关于公布风电平价上网示范项目的通知》，位于河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆5省、总规模70。7万千瓦的13个项目成为首批风电平价上网示范项目。2019年7月31日，13个项目中的中核汇能甘肃玉门黒崖子50MW平价风电示范项目并网，成为全国首个并网发电的平价风电示范项目。
　　而光伏的平价进程甚至快过风电。2018年12月29日，由公司联合阳光电源投资建设的三峡新能源格尔木500MW光伏领跑者项目并网发电，是国内一次性建成规模最大的光伏领跑者项目，也是国内首个大型平价上网光伏项目，项目平均电价0。316元千瓦时，低于0。3247元千瓦时的青海省火电脱硫标杆上网电价。2019年底，全国第一批光伏平价上网试点项目开始并网投产。
　　随着上网电价下调带来的新增补贴金额增长趋缓、存量补贴金额的稳步提升、平价项目的陆续投产，补贴造成的应收账款堰塞湖有望逐步回落。2021年中央政府性基金的收、支预算中，可再生能源电价附加收入及支出安排金额均低于2020年的预算数和执行数。
　　对比6家头部公司在2020年末和2019年末的应收账款情况，可以发现，有4家的期末应收账款增加值同比下降；仅华电福新和大唐新能源同比上升，其中华电福新部分原因在于2020年退市后整合集团内部资源、大量风光项目并表。平价上网减少了对补贴的依赖，风电、光伏将不再是报表好看、运营吃力的低质资产。
　　3。3风光盈利模式类似水电，利润率丰厚
　　对比水、火、核、风、光五大电源类型的生产流程，火、核两种电源类型在生产流程中需要消耗燃料（煤炭、天然气、核燃料等），而水、风、光是对水能、风能、太阳能的直接利用，目前除部分地区的水电需要支付水资源费（2017年12月1日起改为水资源税，计入税金及附加）外，并不需要对上游原材料进行付费。因此，水、风、光三种电源类型的盈利模式较为相似，成本端主要是固定资产折旧以及人员、运维等费用。
　　以公司为例，在2017年完成风机制造业务剥离后，20172019三年中固定资产折旧在营业成本中的占比基本在八成左右；随着运维管理的优化，2020年测算出的折旧占比进一步提升至约九成。而国内三大水电龙头企业长江电力、华能水电、雅砻江水电，其固定资产折旧在营业成本中的占比基本保持在六至七成，相比风电光伏主要是多出了水资源费和库区基金等费用。
　　对比6家头部新能源运营商和3家头部水电运营商的关键财务指标：
　　毛利率：2020年，6家新能源运营商毛利率均值为47。9，3家水电运营商均值为60。6；20162020年6家新能源
　　和3家水电企业的均值分别为46。9、60。0。剔除有一定规模火电资产的龙源电力和华电福新后，4家新能源运营商2020年毛利率均值为54。0，20162020年均值为52。6。
　　净利率：2020年，6家新能源运营商净利率均值为24。0，3家水电运营商均值为36。3；20162020年6家新能源和3家水电企业的均值分别为22。7、36。1。剔除有一定规模火电资产的龙源电力和华电福新后，4家新能源运营商2020年净利率均值为27。5，20162020年均值为25。5。
　　ROE：2020年，6家新能源运营商ROE均值为8。8，3家水电运营商均值为11。5；20162020年6家新能源和3家水电企业的均值分别为8。9、12。6。
　　ROA：2020年，6家新能源运营商ROA均值为3。1，3家水电运营商均值为5。2；20162020年6家新能源和3家水电企业的均值分别为2。9、5。1。由此可见，风电、光伏运营商的利润率水平接近于水电，大幅高于火电，甚至略高于同样有印钞机美誉的核电。随着补贴问题的逐步消解，风、光运营的丰厚利润将成为和水、核一样实实在在的强劲现金流。
　　四、破茧化蝶在即
　　4。12018年增资引战开启第一次飞跃
　　2017年9月18日，三峡集团作出《关于中国三峡新能源有限公司增资扩股引进战略投资者方案的批复》，同意公司通过产权交易所公开引进3至10家战略投资者，合计持股比例20至30。公司于2017年9月27日起在北京产权交易所公开披露中国三峡新能源有限公司增资项目信息。2018年3月30日完成增资协议签署确认，都城伟业、水电建咨询、三峡资本、珠海融朗、浙能资本、金石新能源、川投能源、招银成长分别以人民币2。1元单位注册资本的增资对价取得增资后公司30股权，合计募集资金117。46亿元。
　　战投的引入和资本金的增加一方面有效改善了公司的资产结构，2018年底公司净资产由2017年底的276亿元大幅增长至432亿元，资产负债率下降了10。2个百分点至49。3。另一方面也为公司的发展补充了急需的弹药，按照风、光项目通常要求的2030资本金比例，近120亿元的增资可撬动约400600亿元的投资，按照当时陆上风电和集中式光伏的造价水平，对应约500750万千瓦的新增装机。2019年公司净增加贷款124亿元，全年新增装机由2017、2018年的100万千瓦出头大幅增加至近200万千瓦；2020年净增加贷款205亿元，全年新增装机跃增至近500万千瓦。
　　4。22021年IPO助力第二次跨越
　　公司IPO实际募集资金225亿元，扣除用于补充流动资金的50亿元后，其余175亿元全部投向7个海上风电项目，包括广东阳江沙扒一期、二期，江苏如东H6、H10，福建漳浦D区、长乐A区，以及山东昌邑海洋牧场示范项目，合计装机容量250万千瓦，静态、动态投资额达到442、457亿元。如果不考虑募投资金的具体使用分配，在不计入补充流动资金50亿元的情况下，按照2030的资本金比例，175亿元可拉动583875亿元的投资；扣除7个海上风电457亿元的总投资额，还余下126418亿元的可投资额，参照2020年陆上风电和集中式光伏的造价水平，对应约250850万千瓦的新增装机。如果加上补充流动资金的50亿元，可拉动7501125亿元的投资，扣除7个海风项目后还剩下293668亿元的可投资额，对应约6001350万千瓦的新增装机。加上募投的7个海风项目250万千瓦，合计新增装机最大可达到约1600万千瓦，全部投产后相当于公司目前在运规模翻一番，第二次跨越式发展可期。五、风险提示
　　自然条件：风电、光伏发电情况与风力、光照等自然因素直接相关，若项目所在地自然条件发生不利变化，将导致发电量下降。
　　电量消纳：当电网的调峰能力不足、消纳能力有限或送出通道受限，可能导致产生弃风限电、弃光限电，影响上网电量。
　　补贴账期：可再生能源补贴发放周期较长，导致应收账款规模逐年增大，如不能及时回收将影响经营现金流。
　　设备价格；大规模抢装导致风电、光伏设备短期内供不应求，推动设备价格快速上涨，将影响新建项目的收益率。
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　　精选报告来源：【未来智库官网】。
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