2022年大唐新能源研究报告 中国领先的以风电为主的可再生能源运营商

1、公司介绍

1.1、中国领先的以风电为主的可再生能源运营商

公司于 2004 年成立，2009 年 3 月 19 日更名为中国大唐集团新能源有限责任公司，2010 年 12 月在香港联合交易所主板上市，是国内最早从事新能源开发的电力企业之一。自2011 年度起，公司业务由单一的风力发电生产，逐步转型为以风电为主，太阳能、生物质、煤层气、合同能源等多元化发展的格局。公司始终以科学发展观为指导，大力发展清洁能源和可再生能源，电源结构在快速发展中得到进一步优化。截至2022年上半年，公司控股装机容量 13,177.02兆瓦，其中风电控股装机容量12,096.55兆瓦。风电从无到有，继 2005 年实现“零”的突破后，发展速度不断加快，并建成了世界上最大的风力发电场——赛罕坝风电场；核电、秸秆发电、垃圾发电、太阳能发电等新能源均实现“零”的突破。

公司于 2009 年开始全面涉足风电行业，并于当年年底风电总装机容量位列中国第 二，全球则位列第八。2011 年公司控股装机容量不断增加，发电量和利润水平快 速增长，首个太阳能发电项目宁夏青铜峡 10 兆瓦光伏电站成功并网发电。2014 年由公司主导建设的全国首个光煤互补示范项目——大唐天威嘉峪关 10MW 全部完 工并投入试运行。2017 年公司塞罕坝风电厂规模超 150 万千瓦，成为世界单一区 域单体最大在役风电厂。2020 年 9 月公司控股装机容量突破千万千瓦，装机规模 创本公司历史最高水平。2022 年公司积极开展风力发电、太阳能发电等可再生能 源业务，可再生能源装机规模稳步增长，力争实现新增装机目标 2000 兆瓦。

截至 2022 年 6 月 30 日，公司已发行股份总数为 72.74 亿股，其中内资股占比 73.85%；H 股占比 26.15%。中国大唐集团有限公司为公司控股股东，合并持股比 例为 65.61%；大唐吉林发电有限公司持有 8.24%股权。H 股股东，宝山钢铁股份 有限公司持有 2.26%股权；BlackRock, Inc.持有 3.12%股权；AllianceBernstein L.P. 持有 3.81%股权；Bao-Trans Enterprises Limited 持有 2.26%股权；其他 H 股股东持 有剩余 14.7%股份。 2022 年 9 月 5 日，公司获纳入港股通股票名单，成功进入内地投资者与香港资本 市场的重要股票买卖和投资渠道。

1.2、风电业务稳健，营业收入持续增长

2017-2022 年上半年，公司营业收入主要为售电收入，业绩有所波动，但总体向好。 2021 年，“3060”目标推动新能源行业的快速发展，公司实现营业收入 116.1 亿元 人民币，同比增长 24%；归母净利润为 18.3 亿元人民币，较去年同期增长 54%。 2022 年 H1，公司营业收入基本覆盖 2017 年全年营业收入，但由于受风资源变化， 发电量未达预期及平均上网电价小幅下降综合影响，上半年公司营业收入达 62 亿 元人民币，较去年同期仍略有下降；归母净利润为 20.4 亿元人民币，同比增长 29%， 超过 2021 年全年归母净利润。 截至 2022 年上半年，公司总发电量为 14,371 吉瓦时，同比持平，基本赶超 2017 年 全年发电量。受部分区域风速下降和限电增加等情况影响，风电平均利用小时数同 比减少 113 小时至 1,161 小时。

2、双碳目标下新能源行业前景广阔

2.1、双碳目标下，新能源发电迎来二次成长

双碳目标下，风光装机空间广阔。2021 年 10 月 24 日,《国务院关于印发 2030 年前碳达峰行动方案的通知》发布， 重点指出有力有序有效做好碳达峰工作，明确各地区、各领域、各行业目标任 务，加快实现生产生活方式绿色变革，推动经济社会发展建立在资源高效利用和 绿色低碳发展的基础之上，确保如期实现 2030 年前碳达峰目标，其中重点目标包 含：1）推进煤炭消费替代和转型升级 2）大力发展新能源 3）因地制宜开发水电 4）积极安全有序发展核电 5）合理调控油气消费 6）加快建设新型电力系统。

2021 年 10 月 24 日,《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达 峰碳中和工作的意见》发布，指出了碳达峰碳中和工作的三个主要目标： 1）到 2025 年，绿色低碳循环发展的经济体系初步形成，重点行业能源利用效率 大幅提升，非化石能源消费比重达到 20%左右； 2）到 2030 年，经济社会发展全面绿色转型取得显著成效，重点耗能行业能源利 用效率达到国际先进水平，非化石能源消费比重达到 25%左右，风电、太阳能发 电总装机容量达到 12 亿千瓦以上； 3）到 2060 年，绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系全 面建立，能源利用效率达到国际先进水平，非化石能源消费比重达到 80%以上， 碳中和目标顺利实现。

风光大基地是“十四五”新能源发展的重中之重。到今年 7 月底，我国可再生能源总装机规模已经突破了 11 亿千瓦，水电装机达到 了 4 亿，风电装机和光伏装机目前都是 3.4 亿，生物质发电装机将近 4000 万千 瓦。水电、风电、生物质发电的装机都是世界第一。我们国家目前的风电、光伏 的新增装机容量每年大概都占全球的一半。到 2021 年底，我国可再生能源发电装 机占全球的 1/3，风电装机占到全球的 40%，光伏装机占到全球的 36%，水电装机 占到了全球的 29%。 2021 年，全国可再生能源发电量达到了将近 25000 亿千瓦时，是 2015 年的 1.8 倍，占全社会用电量的比重达到了 29.9%。这里边新能源发电量是 1.14 万千瓦时，这个电量基本上相当于全国的居民用电量，也就是说我们国家居民用电量基 本上实现了绿色电力供应，占全社会电力的比重达到了 13.7%。

根据国家规划，沙漠、戈壁、荒漠地区的大型风光电基地的开发建设将成为“十 四五”新能源发展的重中之重，并全力推动、加大力度规划建设新能源，以沙 漠、戈壁、荒漠为基地作为载体的新能源供给消纳体系。根据国家能源局、国家 发改委印发的《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建 设项目清单的通知》，涉及 19 省份，规模总计 97.05GW。第一批基地现在已经全 部开工建设，第二批的基地项目清单已经印发，主要布局在内蒙古、宁夏、新 疆、青海、甘肃等地区，目前已经纳入了国务院印发的扎实稳住经济一揽子政策 措施当中，这些地区正在抓紧开展项目前期工作，积极推进项目的建设。目前正 在组织谋划第三批基地项目。

“五大六小”发电集团为新能源发展的主力军。由国家电投、华能、国家能源集团、华电、大唐以及国投电力、中广核、三峡集 团、华润电力、中核、中节能（太阳能）组成的“五大六小”已然成为下游风电 光伏电站开发的主力军。 据不完全统计汇总，各大电力央企十四五期间总的装机目标超过 6 亿千瓦（约 619GW~662GW）。

国策为新能源消纳保驾护航，风光限电率将持续改善。2022 年 5 月 30 日，国务院办公厅转发《关于促进新时代新能源高质量发展实施方 案》。《方案》中，明确了加快构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统的 必要性与重要性。提出量要实现到 2030 年风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上的目标，必须加快构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统： 1）全面提升电力系统调节能力和灵活性。2）着力提高配电网接纳分布式新能源 的能力。《方案》中指出，推动电网企业加大投资建设改造力度，提高配电网智 能化水平，探索开展适应分布式新能源接入的直流配电网工程示范。重点关注配 电网改造领域的投资机会。

3）稳妥推进新能源参与电力市场交易。随着新能源参与电力市场交易的稳步推 进，新能源参与市场能够有更明确的投资收益预期，将更好地保障新能源行业投 资积极性。 4）完善可再生能源电力消纳责任权重制度。此前，在《“十四五”节能减排综合 工作方案》中就已明确：各地区“十四五”时期新增可再生能源电力消费量不纳 入地方能源消费总量考核。在此基础上，将进一步建立完善可再生能源电力消纳 责任考评指标体系和奖惩机制。 2021 年，全国风电利用小时数 2,246 小时，同比增加 149 小时； 2021 年全国平均 弃风率 3.1%，同比提升 0.4 个百分点。2022 年 1-6 月，全国全社会用电量 40,977 亿千瓦时，同比增长 2.9%，全国风电发电量约为 3,710 亿千瓦时，同比增长 7.8% ，风电消纳比例增至 9.1%，风电利用率为 95.8%。

风光度电成本不断下降，实现全面平价上网。2020 年全球光伏、光热、陆上风电、海上风电的初始成本较 2010 年水平分别下 降了 81%、50%、31%、32%，平准化度电成本（LCOE）相较 2010 年水平分别下 降了 85%、68%、56% 和 48%。2021 年，我国陆上风电、光伏的 LCOE 分别为 31-59 美元/兆瓦时和 31-61 美元/兆瓦时，低于燃煤电价 56-76 美元/兆瓦时，风光 已在 2021 年实现了全面平价上网。风电目前已经成为最经济的可再生能源。

2022 年风机价格持续下行，2022 年 6 月，全市场风电整机商风电机组投标均价为 1,939 元/千瓦。2021 年，全球陆上和海上风电度电成本分别下降至 0.033 美元/千 瓦时和 0.075 美元/千瓦时，风机价格下降趋势下，预期陆上风电 LCOE 持续降低。

2.2、深化市场化电价改革，利好新能源消纳

构建新型电力系统，深化电力市场体制改革刻不容缓。2021 年 10 月 12 日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化 改革的通知》，明确从 10 月 15 日起有序放开全部燃煤发电电量上网电价，并扩 大市场交易电价的上下浮动范围。《通知》将燃煤发电交易价格浮动范围由“上 浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%”扩大至上下浮原则上均不超过 20%，对 高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮 20%的限制。明确工商业用户全部 进入电力市场，按市场价格购电，彰显了我国深化电价改革的决心。

中国的电力市场随着电力体制改革的深化和落地，市场化程度不断提升。2021 年 我国市场化交易电量达 3.78 万亿千瓦时，占全社会用电量的 45.5%。江苏 2022 年 度电力交易均价 466.69 元/兆瓦时，其中绿电交易均价 462.88 元/兆瓦时，上浮 18.38%（0.072 元）。广东 2022 年度双边电力交易均价 497.04 元/兆瓦时，可再 生能源电力均价为 513.89 元/兆瓦时，上浮 10.99%（0.051 元）。

但目前我国电力市场化交易仍以中长期交易为主，占总交易电量的比重超过 80%。现货市场和辅助市场的不完善导致新能源机组不能利用其边际成本低的优势 在现货市场获得稳定收益，各灵活性资源无法获得良好的投资回报，缺乏提供辅 助服务的内生动力，无法为支撑新能源大规模并网消纳做出积极贡献。2021 年 3 月 15 日，中央财经委员会第九次会议提出要“实施可再生能源替代行动，深化电 力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”。随着我国碳达峰碳中和战 略的实施，电力系统清洁低碳转型的步伐将进一步加快，深化电力市场体制改 革，构建适应于高比例消纳可再生能源的电力体制刻不容缓。

现货市场、辅助服务市场和容量补偿机制的完善，利好新能源消纳。电力市场包括中长期市场、现货市场和电力辅助服务市场三部分。深化电力市场 体制改革趋势下，我国正加快建立现货市场、辅助服务市场和容量补偿机制，包 括适应新能源发电特征的超短期日内电力交易市场。现货市场方面，首批八个省 级现货市场试点（广东、浙江、山西、甘肃、山东、福建、四川、蒙西），完成 了短周期和长周期的结算试运行工作。第二批六个试点省份正加紧完善交易规则 （上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）。2022 年 7 月 23 日，南方区域电力市 场试运行启动会举办，云南、贵州、广东合计超过 157 家电厂和用户通过南方区 域电力市场交易平台，达成南方区域首次跨省现货交易。

在国家能源转型的战略背景下，为推动构建以新能源为主体的新型电力系统，保 障电力系统安全、优质、经济运行，有效规范电力系统并网运行管理和辅助服务 管理，国家能源局、国家电力监管委员会及各区域电力监管机构（东北、华北、 西北、华东、华中、南方能源监管局）先后制定并发布了全国及各区域《发电厂 并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》（简称“两个 细则”）。

2022年南方区域新版“两个细则”扩大了辅助服务的参与主体（包括传统能源机组、新能源机组、储能电站等），增加了辅助服务的品种（包括调峰、调频、稳定切机、稳定切负荷、转动惯量、快速爬坡等），预期随着电改市场化的深入，未来辅助服务有望通过市场化竞价机制实现资源的优化配置，同时容量电价的实行，有利于降低新能源运营商因给予提供电力辅助服务的传统火电相应分摊补偿成本。随着现货市场交易的完善，签订风电光伏电中长期电力合约的客户可以方便地在现货市场上补电或卖电，大大降低了新能源发电波动性的不确定性，可以更好的促进新能源消纳。总体来看，“两个细则”的推行和相关市场机制的完善，有利降低新能源弃电、提高新能源电力消纳空间，并提升新能源项目回报率。

长期来看，市场化竞价机制有利我国电价中枢上行。我国现有的终端用户电价也普遍较低，存在严重的交叉补贴问题，构建新型电力 系统过程中的经济成本无法有效向需求侧传导。2020 年，我国平均工业电价和居 民电价分别为 0.087 美元/ 千瓦时和 0.08 美元/ 千瓦时，仅为 OECD 国家的 70% 和 40%，甚至低于经济发展程度不如我国的新型工业化国家。2022 年以来多地开始着手清理高耗能企业优惠电价，近期内蒙古取消优惠电价， 范围延伸到“战略性新兴产业”。预期随着电力改革市场化的深入，特别是全球 能源价格上涨背景下，加上我国受极端天气影响下阶段性电力供应紧张影响，预 期市场化竞价机制有利于发电企业向下游顺价，并带来我国整体电价中枢上行。

2.3、国家利好政策不断，补贴欠款有望得到解决

经行业初步测算，可再生能源每年需要的补贴资金总量约为 1500 亿元，按每度电 1.9 分的可再生能源附加，每年可筹集超过 1000 亿的补贴资金。然而，由于征收 率问题，每年财政部实际收上的补贴资金约为 900 多亿元。因此，每年约有 600 亿的补贴资金缺口。 公开数据显示，累计到 2021 年底，可再生能源补贴资金缺口约为 4000 亿元。行 业初步估计，一方面随着用电量增加、补贴资金增加，另一方面早期并网的老项 目将在 20 年后逐渐退出，约在 2032 年左右补贴资金将达到收支平衡。届时，补 贴累计缺口可能更大。

2022 年 8 月，根据《国家发展改革委 财政部 国务院国资委关于授权设立北京、 广州可再生能源发展结算服务有限公司统筹解决可再生能源发电补贴问题的复 函》，三部委同意，北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司。两家公司为 自主经营、独立核算的独立市场主体，与输配电业务有效隔离，不影响电网公司 正常生产经营和财务状况。 两家新公司的定位是，承担可再生能源补贴资金管理业务。不以盈利为目的，将 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，专项融资本息在可再生能源发展基金预算中列支。 按照这一运作方式，预期可再生能源补 贴拖欠的问题将迎刃而解。

8 月 11 日，中国南方电网有限责任公司发布《关于成立广州可再生能源发展结算 服务有限公司的通知》。广州可再生能源公司主要职责包括负责南方电网公司经 营区域内可再生能源发电补贴的月度需求汇总统计，编制月度资金需求计划，并 对补贴资金缺口开展专项融资，负责补贴资金缺口专项融资日常管理工作，以及 开展可再生能源发电项目补贴清单审核、年度需求汇总统计、编制年度资金需求 预算，协助向财政部申请补贴资金、落实补贴的监督核查等等。

2.4、碳交易机制不断健全利好可再生能源

全国碳市场于今年 7 月 16 日正式启动上线交易。根据安排，第一个碳市场履约周 期纳入了全国燃煤发电行业 2,162 家企业，总共覆盖了 45 亿吨二氧化碳排放量。 自启动以来，全国碳市场运行平稳，交易价格也从首日开盘价的每吨 48 元上升到 8 月 17 日收盘价每吨 51.76 元。官方最新数据显示，开市一个月来，全国碳市场 排放配额累计成交量达到了 702 万吨，累计成交额是 3.55 亿元。 国内碳排放权交易市场包括碳排放权配额（CEA）和国家核证自愿减排量 （CCER）两种交易产品；目前，碳交易以碳配额为主（主角），CCER 作为补充 （配角）。

2017 年，由于市场交易量小、部分项目不够规范等原因，国家发改委暂停了对 CCER 项 目的审批备案。截至 2021 年 4 月，国家发改委公示 CCER 审定项目累计达到 2871 个， 备案项目 1047 个，获得减排量备案项目 287 个。获得减排量备案的项目中挂网公示 254 个。从项目类型看，风电、光伏、农村户用沼气、水电等项目较多。 CCER 需求是实际碳排放与配额的差值，受到配额政策松紧的影响。当前碳市场仅 纳入电力行业，按 5%最大抵减比例测算，CCER 最大需求约 2.3 亿吨，未来若化工、 造纸等高耗能行业部纳入，CCER 最大需求有望增长至 4.22 亿吨。目前 CCER 正在 北京筹备管理和交易中心。

3、公司投资逻辑

3.1、公司资源优势显著，充分受益“以大代小”政策红利

老旧风场“以大代小”市场前景广阔。国家能源局印发《风电场改造升级和退役管理办法（征求意见稿）》，鼓励并网 运行超过 15 年的风电场开展改造升级和退役随着国家和各地方政策的出台，风电 场“以大代小”项目进入实操和示范阶段，市场潜力巨大。

《征求意见稿》明确风电场改造升级项目上网电价补贴电量部分按原项目电价政 策执行，其余电量部分按项目重新备案当年电价政策执行。截至 2022 年 7 月底， 全国风电装机容量约 3.4 亿千瓦，在役机组数量超过 15.5 万台。运行 10 年以上的 风电场，装机规模共计约 6397.5 万千瓦，风机数量共计约 4.9 万台。风电机组额 定功率以 1.5MW 为主（约占 70%），2008 年以前主要以 MW 及以下，08 年以后 主要以 1.5MW 机组装机为主。

预期 “十四五”期间，主要是 MW 级以下的机组逐渐进入退役期，到“十五 五”，将会是 1.5MW 及以下机组退役爆发式增长的阶段。如若考虑提前退役，初 略预计“十四五”会有 11000 台左右的风机面临退役或技改升级，预计达到 15 年 运行时间的风电容量将超过 40GW，若实施“以大换小”更新改造，保守按 1:2 进 行扩容，风电场存量更新改造容量将达到 80GW。到 2030 年前后，每年将有超过 13000 台，容量约 2000 万千瓦风电场面临机组延寿或退役的决策。

公司占据“三北”优质风资源，老旧风场技改将显著提升项目回报率。经测算，在单机容量变大、风场规模扩增的情况下，扩容更新的项目收益将大大 提升。公司作为老牌风电运营商，占据“三北”地区优质风资源，将充分受益 “以大带小”技改政策红利。公司目前“以大带小”总容量大约 3.3GW，其中 1.5MW 以下，运行 10 年以上的风机容量为 1.1GW，1MW 以下风机数量近 1100 台。预计公司老旧风机“以大代小”改造后，装机容量将成数倍增长，而受益风 场高风速，预期项目 IRR 将显著提升。

3.2、可再生能源补贴回收加速，现金流明显改善

通过对比香港各上市公司回收补贴情况来看，公司收回 73.9 亿元人民币，仅次于龙 源电力，表明公司作为五大发电的清洁能源平台优势明显。

3.3、积极布局风光大基地项目，资源储备充裕

公司积极布局风光大基地项目，首批风光大基地获得 9.13GW，第二批获得 2.34GW。 2022 年上半年，公司新开工项目的新能源占比达 89.87%，集中开工电源项目 64 个， 包括国家第一批大型风电光伏基地 24 个新能源项目和 3 个清洁高效煤电项目，在 建规模达 2005 万千瓦。

3.4、2022年8月来风改善明显，期待下半年利用小时数回升

2022 年 8 月份行业整体风速和限电均有所改善，公司 8 月实现风电发电量 1,791 吉瓦时，环比增加 22%，同比增长 43.37%。2022 年 1-8 月，公司累计完成风电发 电量 16,894 吉瓦时，同比增加 2.21%。

3.5、2022年目标新增装机2GW，未来业绩稳定增长

截至 2022 年上半年，公司已核准备案项目和竞争性配置项目指标合计 263.4 万千 瓦；其中光伏 181 万千瓦，风电 82.4 万千瓦；在建项目容量为 227 万千瓦，累计 控股装机容量达到 1,318 万千瓦，同比增长 7.94%，较 2021 年底增长 99 兆瓦。 2022 年目标新增装机 2GW，预计四季度集中投产。

4、财务分析

4.1、经营良好，财务稳健

截至 2022 年 H1 公司总资产负债率约 64.2%，较 2021 年底下降 4.4%，为近 5 年最 低，资本结构明显优化，再融资能力有效提升；2022 年上半年公司在手现金和经营 现金流分别为人民币 49.16 亿元和 100.61 亿元；2022 年上半年加权平均资产收益率 约 7.12%，维持稳定的 ROE 回报。公司经营现金流持续稳定增长，整体经营良好， 财务稳健。

4.2、股东回报稳定

公司历年派息稳定在 20%左右。2021 年公司派息率为 17%，末期股息为每股人民币 0.03 元（含税），总额为人民币 218.2 百万元。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）