2022年三峡能源研究报告 碳中和背景下风电光伏持续受益

1、风光并举、海陆共进

1.1、三峡集团旗下新能源业务主体

三峡集团旗下新能源业务实施主体。公司主营业务为风能、太阳能的开发、投资、 运营业务，主要产品为电力，所属行业为电力、热力生产和供应业。公司前身为“中 国水利实业开发总公司”，该公司于 1985 年通过“水利工程综合经营公司”与“中国 三峡实业开发公司”与“中国水利实业开发总公司”合并改组而成。2008 年，公司 并入三峡总公司并成为其全资子企业。2015 年，公司由全民所有制企业阶段整体重 组改制进入有限责任公司阶段。2019 年，公司变更为股份有限公司，并更为中国三 峡新能源（集团）股份有限公司，2021 年 6 月，公司正式在上交所主板上市。

“风光三峡”和“海上风电引领者”战略。公司积极发展陆上风电、光伏风电， 大力发展海上风电，深入推动以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地开发， 同时公司坚持集中连片规模化开发海上风电，致力于成为海上风电领头企业。截至 2022 年 H1，公司装机规模达到 25.0GW，资产总额高达 2500 亿元，目前三峡能源业 务已覆盖全国 30 个省份，成为我国新能源运营商的龙头企业。

公司实控人为三峡集团，最终控制方为国资委，背景雄厚。截至 2022 年 H1，三 峡集团直接持有公司 48.92%股份，同时通过控股三峡资本间接持有公司股份 3.49%， 为公司实控人。三峡集团由国资委控股，为建设三峡工程设立的国有独资公司，经营 多类型业务，三峡集团历经近 30 年持续快速高质量发展，现已成为全球最大的水电 开发运营企业和中国最大的清洁能源集团。

1.2、风光并举、海陆共进

风电和光伏协同运营，业务布局合理。公司注重陆上风电、光伏发电、海上风电 协同发展，坚持风光并举、海陆共进的发展理念，合理筹划业务布局，2021 年风电/ 光伏/水电营收分别为 100.7/49.6/1.28 亿元，占营收比例分别为 65.02%/32.05%/ 0.83%,其中风电为第一大收入来源，水电业务调整，因发电项目转让等原因，占比降 低，2022H1 公司风电/光伏/水电/独立储能营收分别为 79.3/31.5/0.81/0.09 亿元，占 比分别为 70.8%/28.4%/0.72%/0.08%。

风电&光伏装机规模迅速提升，“风光三峡”如期建成。近年来公司发电项目装机 规模增速较快，2021 年新增并网装机容量 7.3GW，其中，风电/光伏分别装机 5.39/1.91GW；截至 2021 年底，累计装机总容量达到 22.9GW，风电 14.27GW（其 中海上风电 4.58GW），光伏 8.41GW，水电 0.21GW；2022H1 公司新增并网装机 2.1GW，其中新增陆风并网 0.8GW，光伏并网 1.3GW；截至 2022H1 公司风电、光 伏发电并网装机容量近 25GW，超过三峡集团水电站装机容量（22.50GW），如期建 成“风光三峡”，凸显规模效应。

装机量扩张带动营收持续提升，盈利能力显著提升。近年来公司并网运营的风电、 光伏装机量逐年提升，发电量持续增长进而带动公司营收持续提升。公司营收由 2017 年 67.81 亿元，增长到 2021 年 154.8 亿元，2017-21CAGR 为 22.92%。公司归母净利 润由 2017 年 24.3 亿元，增长到 2021 年 56.42 亿，2017-21CAGR 为 23.44%；此外随 着风光装机成本降低，促使公司整体建设成本降低，营收质量不断提高，2020-2021 年归母净利润增速均大于营收增速。2022 H1 实现收入 121.3 亿元，同比增长 45.3%， 归母净利润 50.4 亿元，同比增长 36.62%。

海风项目投产和新能源发电效率提高均提升公司毛利率。2017-21 年，公司综合 毛利率显著提升，由 53.96%升至 58.41%，提升 4.45 pct，公司风电、光伏项目毛利 率较高，营收占比逐年提升，公司调整业务后毛利率相对较低的中小水电项目占比降 低。2022H1 公司综合毛利率为 65.5%，主要系 2021 年公司新增的海风发电机组 3.24GW 投产，海风项目毛利率较高；随着新能源消纳问题合理解决，弃风弃光率逐年下降， 我们认为风电和光伏板块的毛利率也逐年上升。

风电、光伏板块发电效率带动毛利率提升。风电毛利率逐年升高，风电发电效率提升，2021 年公司风电利用小时数为 2314，同比提升 77 小时，高出全国平均水平 68 小时；风电项目市场化交易设置上限后，低电价交易电量占比同比下降拉高交易电价； 毛利率较高的海上风电业务占比提升。光伏发电业务方面，2021 年光伏利用小时数 为 1385，同比增长 2 小时，高出全国平均水平 222 小时，同时光伏组件价格下降， 新增项目装机成本也有所降低，提升了毛利率。

各项费用率良好，融资能力强，上市后财务费用率降低。公司项目投资主要以贷 款为主所以财务费用规模较大。财务费用率方面，由 2017 年 20.00% 稳定降至 2021 年 18.37%，2018 年主要是因引入战略投资者，利用部分募集资金偿还了一些利率较 高的贷款，2021 年上市后，公司融资能力进一步显现，财务费用率下降 0.11 pct。 管理费用率方面，2017-2020 公司管理费用率稳定下降，2021 随着公司产业规模迅速 扩张，公司大幅增加管理人员数量，职工薪酬支出上涨导致管理费用提升，随着后续 公司规模效应显现，预计管理费用将趋于稳定。

公司现金流状况良好，引入战略投资者后筹资能力显著增强。2017-2021 年公司投资活动产生的现金流规模大，主要是在建风电、光伏项目投入不断加大、收购子公 司资金支出较大。近年来公司筹资活动现金流主要来源于债券、银行借款和股权融资， 2018 年公司引进了战略投资者，筹资能力加强，2021 年上市后筹资能力显著提升， 利好公司进一步项目扩张。资产负债率改善后公司融资空间提升。2018 年公司资产负债率大幅降低主要是 引入战略投资者 117 亿元权益基金。2020 年由于公司项目投资的资金大部分来源于 外部融资，因此随着公司资产规模的扩大以及工程建设投入的增加，负债规模不断扩 大，资产负债率持续上升，但总体较为稳健。2021 年公司通过完成首次公开股票发 行改善资金结构，公司资产负债率降至 64.7%。

2、碳中和背景下风电光伏持续受益

2.1、“十四五”风电光伏增长持续强劲

新能源是全球能源增长的新动力。能源转型是应对全球能源和气候危机的关键， 高昂的化石燃料价格、能源安全问题和气候变化的紧迫性凸显了加快向清洁能源系统 迈进的迫切需要。根据国际可再生能源署(IRENA)发布的《2022 年可再生能源装机数 据》(Renewable Capacity Statistics 2022)，2021 年，全球可再生能源新增装机 量 257GW，新增风光装机容量占比达 88％，新增光伏装机 132.8GW，占比 51.7%；新 增陆上风电装机 71.8GW，占比 27.9%；新增海上风电装机 21.3GW，占比 8.3%。

“碳中和”路径明确，新能源装机量持续增长。根据中电联数据，2021 年可再 生能源新增装机 134GW，占全国新增发电装机 76.1%。其中，风电、光伏发电新增装 机容量分别为 37.57/52.97GW，分别占全国新增装机的 27%/31.1%，至此全国风电、 光伏累计装机分别 328/306GW，分别占总发电装机容量的 13.8%/12.9%，风电并网装 机容量已连续 12 年稳居全球第一，光伏发电并网装机容量连续 7 年稳居全球第一。 我们认为未来电力系统清洁低碳转型的步伐将进一步加快，煤电将逐步由提供电力电 量的主体电源转变为支撑性和调节性电源，未来风电、光伏将迎来更广阔的发展空间。

顶层政策支撑风光大基地建设。在双碳目标背景下，顶层政策设计依旧利于新能 源长远发展，国家发改委、国家能源局等部门多次明确支持大型风电、光伏基地建设， 风电、光伏在“十四五”及“十五五”有望成为新能源装机的主力军。

风光大基地建设路径明确，风光大基地规划装机超 550GW。在双碳目标背景下， 大型风光基地的集中式开发，可以通过规模效应以最大程度降低土地、基建、运维等 方面的成本,充分释放沙漠、戈壁、荒漠等地区的风光资源潜力。 第一批：根据国家发改委消息，2021 年 12 月第一批风光大基地项目公布，第一 批风光大基地项目布局西南地区和三北地区等 19 个省市，总规划装机 97.05GW，第 一批大基地项目已于2022年1季度开工，2022/2023 年分别建成投产 45.7/51.3GW。 第二批：2022 年 2 月第二批风光大基地项目落地，第二批风光大基地项目则集 中在三北地区总规划装机 455GW，十四五期间规划投产 255GW，十五五期间规划投产 200GW，第二批大基地项目目前也陆续开始建设。随着两批风光大基地项目陆续开工， 预计 2022 年陆上风电、光伏发电装机规模整体有望大幅度增长。

沿海各省市海上风电规划已出，“十四五”期间装机规模超 57.5GW。截至 2022 年 9 月，沿海各省市海上风电规划已相继出台，部分省市已初步明确其海上风电发展目 标。综合各沿海省份“十四五”海上风电规划来看，目前已明确规划+储备项目装机 规模超 57.5GW，且还有部分省份存在其他规划外的项目储备，当前各省装机量为“十 四五”起步阶段，我们预计 22-25 年海上风电将迎来显著增长。“十四五”末期风光有望超额增长，年复合增长率提升。为实现“碳达峰”及“碳 中和”，我国从能源结构转型入手，近年来中国清洁能源发电装机占比持续提升。发 改委能源局明确提出“推动构建以清洁低碳能源为主体的能源供应体系，加快推进大 型风电、光伏发电基地建设”。据能源局数据显示，2021 年水电、核电、风电、光伏 发电四项清洁发电装机容量合计 1079GW，占总装机容量比重为 45%。

2.2、平价风电光伏时代，投资成本持续降低

风光投资成本下降迅速、运维盈利能力提升

风电设备是成本的主要来源。“十四五”风电进入平价时代，成本越低意味着竞 争优势越强，我们将成本拆分来看，风电新建项目初始投资成本可拆分设备及安装工 程，建筑工程，场地费用等，其中风电设备及安装工程占比较高，陆上风电占比约 67%， 海上风电占比约 75%。受益产品升级和风机大型化影响，风机价格持续下降。根据北极星风力发电网数 据，风机平均招标价格已由 2010 年 4300 元/kW 震荡下降，截至 2022 年 9 月月度公 开招标价格为 1813 元/kW，下降比例为 57.8%。风机价格下降带动陆上风场和海上风 场造价成本不断下降，陆上风场由 2010 年 9036 元/kW 下降至 2018 年 7160 元/kW， 海上风场由 2015 年 1.9 万元/KW 下降至 1.65 万元/KW。

未来风场建造价格有望进一步降低。根据《中国“十四五”电力发展规划研究》 报告预测 2025 年陆上风电造价 6580 元/kW，与 2018 相比下降 8.1%，海上风电造价 13650 元/kW，与 2018 相比下降 17.2%。随着原材料价格下降、重要零部件国产替代、 生产规模化效应，零部件环节成本压力解除，风电开发成本有望进一步降低，风电经 济性将得到有效提升。

运维能力：风机大型化摊薄非设备成本，发电量提升。风电机组单机容量的大小 直接影响同等装机规模所需机组台数，推动风电场配套建设和运维成本的下降；在同 等风速情况下，叶片更长，扫风面积更大，发电量也相应增大，塔筒越高、切变值越 大，风能利用价值也就越大。以 3MW 机组为例，若叶片加长 5m，扫风面积每千瓦可增加 0.81m2，年利用小时数可提升 208 小时；在切变为 0.13 的情况下，3MW 机组的 塔筒每增高 5m，年利用小时数可提升 26 小时。近年来国内风电的大规模开发，风电 场选址逐渐转向低风速资源分布区，大叶片和高塔筒的应用可有效降低对最低风速的 要求，提升风机利用小时数，增加有效发电量。

陆风与海风经济性持续提升，LCOE 有望进一步下降。据 IRENA 数据显示，我国 陆上风电 LCOE 由 2010 年 0.071 美元/ kWh 下降 47.9%至 2020 年的 0.037 美元/kW h。我国海上风电平均 LCOE 已由 2010 年 0.178 美元/ kWh 下降 52.8%至 2020 年的 0.084 美元/ kWh。未来 LCOE 有望进一步降低，根据《中国新能源发电分析报告 202 1》预测，2030 年，陆上风电 LCOE 将下降至 0.19 元/kWh，海上风电 LCOE 将下降至 0.314 元/kWh。

海上风电补贴退坡后有望加速产业降本实现平价。2020 年和 2021 年陆上风电和 海上风电相继退坡。2020 年陆上风电补贴退坡后，产业链加速降价，度电成本持续降 低，与燃煤发电实现平价。由于平价进程较快、平价地域较广，陆上风电展现出较好 投资回报率，行业维持较高增速。目前海上风电距离平价还相差 25%左右，我们预计 海上风电有望重演陆上风电的历史，以降本带动产业链持续发展实现平价上网。光伏平价门槛已过，LCOE 逐年降低。光伏发电已成为度电成本最低的非水可再 生能源，用户侧及工商侧光伏发电 LCOE 分别由 2012 年 0.162/0.147 美元/kWh， 下降至 2020 年 0.063/0.060 美元/kWh。从成本下降原因看：技术进步带来的材料成 本下降，转换效率提升是关键影响因素。

光伏产业链各环节仍有成本下降空间。材料端：多晶硅生产线设备投资成本随着 技术提高逐年下降；硅片大型化能摊薄全产业链非硅成本。电力系统端：完善光伏电 价的合理交易机制，保障清洁能源有序消纳，采用多种类型储能技术，对“储能+新 能源”系统进行多种方案配置，提升储能系统平滑功率曲线的作用，解决光伏发电的 波动性。 动力煤价格易涨难跌。供给侧：当前受各地疫情和安全生产压力、鄂尔多斯煤管 票紧缺造成部分减产、优先保电煤长协使市场煤减少、大秦线检修煤炭发运受限等情 况造成国内供应偏紧、欧盟禁止俄煤使印尼煤价走高，当前印尼煤价仍倒挂进口量将 降低。消费侧：冬季供暖高峰来临，下游采购情绪积极，同时随疫情好转，工业用电 需求有望反弹。综合来看进口煤量明显下降，港口低库存，市场货源偏紧，动力煤易 涨难跌。

煤价持续维持高位，煤电成本高于平价风光成本。一般来说消耗 300g 标准煤能 发 1 度电，即 1 吨 5500 千克大卡煤炭能发 2622 度电，叠加运费+其他成本，入炉价 格浮动 280 元/吨，按照今年电煤价格 900-1200 元/吨计算，煤电成本在 0.36-0.53元/kWh 之间，高于风电（约 0.3 元/kWh）、光伏（0.35 元/kWh）发电成本，在煤炭价 格维持高位情况下新能源发电经济性更高。

2.3、补贴加速、税收减半提升项目收益率

补贴端：新建项目国补退坡鼓励市场化绿电交易，地方补贴政策积极出台。国家 发改委风电、光伏补贴办法逐年调整，对于符合国家规定的发电项目实施国补。 存量项目：按照核准价补贴，存量风电和光伏项目的收益得到保障。 新建项目：可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，体现新能源的电能价值和 绿电价值。 扶持政策：国家鼓动各地出台针对性扶持政策，截至 2022 年 8 月，已经有包括 山东、安徽、广东、浙江、陕西省在内，超过 30 个省、市、区明确了光伏补贴政策， 支持风电、光伏发电产业高质量发展。

补贴加速：财政部发布的《2022 年中央政府性基金支出预算表》表明“其他政府 性基金支出”增加的 4000 亿元，2022 年 5 月召开的国常会宣布，在前期向中央发电 企业拨付可再生能源补贴 500 亿元、通过国有资本经营预算注资 200 亿元基础上，再 拨付 500 亿元补贴资金、注资 100 亿元，支持煤电企业纾困和多发电。 专项公司：南方电网 8 月 11 日发布为《关于成立广州可再生能源发展结算服务 有限公司的通知》的文件，该公司承担可再生能源补贴资金管理，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、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。电网 公司把补贴保理业务交由一个专项公司完成，在财政拨款基础上，按照市场化原则通 过专项融资以解决补贴资金缺口。

税收端：“三免三减半”。新能源发电行业，《中华人民共和国企业所得税法》实施“三免三减半”政策，符合条件的企业从取得经营收入的第一年至第三年可免交企 业所得税，第四年至第六年减半征收。企业税收优惠可以有效提升项目投资回报。而 在平价+电改的项目收益率下行期间，运营商通过调整年度发电计划和维护策略，将 会有利于降低机组故障率、提高前 3 年发电量，免税期提升的发电收入，将会 100% 贡献利润和现金流增量。

地方性资源鼓励提升海风项目性价比。地方政府通过财政补贴来提高海风项目回 报率，具体而言，广东对 2022 年-2024 年全容量并网项目每千瓦分别补贴 1500/1000/500 元。山东对于 2022 年-2024 年建成并网的“十四五”海上风电项目， 每千瓦补贴 800/500/300 元的，且补贴规模分别不超过 200/340/160 万千瓦。浙江 2022-2025 年通过竞争性配置进行补贴，分年度的装机量分别不超 50/100/150/100 万千瓦。未来随着地方政府出台具体政策以支持新能源发电行业的健康发展，海上风 电有望迅速发展，实现平价上网。

2.4、电力市场化加速为绿电注入新活力

构建“多层次统一”的电力市场。我国从 2015 年开启新一轮电力体制改革以来， 完善电力市场就是改革的重中之重，随着落实“双碳”目标，构建新型电力系统加快 推进，伴随今年来国际能源格局调整情景，当前我国面临能源安全保供和稳价等问题。 未来新能源逐步成为主力电源，煤电将转变为保障基础性电源，但当前以电量竞争为 主的市场机制无法精准体现市场主体提供的电能量价值、环境价值等，不能保障新型 电力系统安全运行，同时新能源具有发电边际成本较低、系统消纳成本较高的特点， 需建立健全协调定价的电力市场体系。因此，国家近年来加速推出建立电力市场体系 政策，促进能源转型和经济发展的高效统一，具体目标为：

1） 市场要“多层次统一”；在地域上，分地区和国家，国家市场与省（区、市） /区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选 择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置；在交易品种上，有常规电 源、绿电专场交易等；从组织上，有不同级别的交易机构。 2） 产品要“还原电力商品属性”：我国清洁能源主要集中在“三北”地区，周边 区域负荷强度不高，整体消纳程度受限，需要激发电力本身商品属性，反应 时空、成本、环境价值等方面差异，发挥市场优化配置资源的作用，调动市 场主体积极性。经过不断的发展，我国目前形成了以中长期交易和现货交易为主，并辅以开展调 频、调峰、备用等辅助服务交易和发电权交易、可再生能源电力绿色证书交易等其他 相关交易的电力市场交易系统。

电力市场化建设不断完善，保证新能源消纳。随着我国售电侧市场化程度的不断 提高，中国市场化交易电量将保持上升趋势，市场参与主体也将进一步增多。同时鼓 励新进入市场电力用户通过直接参与市场形成用电价格，对暂未直接参与市场交易的 用户，由电网企业通过市场化方式代理购电，理顺电价机制，推动电力直接交易及售 电侧放开。随着发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发 改价格〔2021〕1439 号）和国家发展改革委办公厅《关于组织开展电网企业代理购电 工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809 号）的发布，发电侧有序放开了全部 燃煤发电电量上网电价和用户侧推动工商业用户都进入市场，市场供给、需求两端均 有扩容，加速电力市场化的进程，以此发挥电网在优化资源配置中的作用，保障新能 源消纳。

建立新能源环境价值电力产品—绿色电力。2021 年国家发展改革委、国家能源 局正式复函国家电网公司、南方电网公司，推动开展绿色电力交易试点工作。加快构 建以新能源为主体的新型电力系统，必须要采取有力举措大力发展新能源，深化电力 体制改革，在体制机制和市场建设上做出探索创新。通过开展绿色电力交易，将有意 愿承担更多社会责任的一部分用户区分出来，与风电、光伏发电项目直接交易，以市 场化方式引导绿色电力消费，体现出绿色电力的环境价值，产生的绿电收益将用于支 持绿色电力发展和消纳，更好促进新型电力系统建设。

绿色电力交易是在现有中长期交易框架下，独立设立的绿色电力交易品种。绿色电力需求的用户可直接与发电企业开展交易，绿色电力在电力市场交易和电网调度运 行中优先组织、优先安排、优先执行、优先结算。目前，参与绿色电力交易的市场主 体以风电和光伏发电为主，将逐步扩大到水电等其他可再生能源。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。

绿电交易是供给端和需求端双赢。 需求端方面，在绿色转型过程中，电力消费侧用户实现降耗减碳主要有四个途径： 投资分布式可再生能源、采购绿证、进行碳排放权交易、采购绿电。相比之下，绿电 交易通过采购绿电实现用电减排，限制较低，且是最实际的减排方式，更加符合市场 的需要。用电企业购买绿电包含的环境价值能够更快帮助企业实现绿色转型。 供给端方面，新能源发电的度电成本逐年下降，已逐渐进入平价时代。未来光伏 发电和海上风电的建设成本仍有部分的下降空间，而未来燃煤发电的度电成本将进一 步上升，绿电附加收益提高新能源运营商盈利能力。

体现电力价值和环境价值。与常规电力交易相比，绿色电力交易最大的特点是一 键出清电量价值和环境价值，即电能量价格和绿证价，将电证合一的交易常态化，也 极大降低了发用电双方的操作成本。此举不仅让实际参与交易的无补贴项目取得了绿 证收益，也给后续项目带来了长期稳定预期。江苏、广东作为中国经济最为发达的两 个省份，其绿电消费需求也尤为强盛。 2021 年底江苏、广东电力交易中心公示了 2022 年电力市场年度交易，其中江苏省、 广东省绿电相对基准电价溢价 0.072 元 /kWh、0.061 元/kWh，相对煤电基准价溢价比例分别为 18.38%、13.44%。

有利于锁定长期电价。绿色电力交易将按照“年度（含多月）交易为主、月度交 易为补充”的原则开展交易，鼓励年度以上多年交易。2021 年 9 月首批试点中上海 的巴斯夫、科思创等企业合计采购宁夏 2022-2026 年连续 5 年间、总计 15.3 亿 kWh 光伏电量；今年 3 月，巴斯夫湛江一体化基地与国家电投广东公司签署了为期 25 年 的可再生能源合作框架协议。

3、集团优势保驾护航、技术指标行业领先

3.1、央企集团背景下，优质发电资源获取能力强

三峡集团高规划目标驱动公司加速装机。集团采用多种方式积极储备项目资源， 分别与内蒙古、新疆、山东等资源省份建立了战略合作。根据三峡集团“十四五”目 标，到 2025 每年保持 15GW 清洁能源新增装机规模，三峡能源作为集团新能源业务战 略实施主体，2021 年底公司装机新能源装机 22GW，为达成集团目标，至少还有 50GW 装机空间，我们预计 22-25 年公司装机规模有望加速增长。

集团支持资源获取能力强，项目储备丰富。新能源运营商之间竞争主要为优质资 源如风场资源等的竞争。借助集团优势，2021 年，公司和吉林、重庆、湖南、福建、 辽宁等地方政府和区域型电网公司签订了合作协议，提前储备了一批优质的项目资源。 我们根据在建/投产这个指标来反应公司未来装机规模，截至 2021 年底，公司风电在 建项目 5.02GW，在建/投产为 0.35，为行业领先；光伏在建项目 6.05GW，在建/投产 为 0.72，为行业领先。公司新能源在建装机量充沛，公司未来实力发展强劲。

受益集团资金优势，公司投资支出绝对规模领跑行业。三峡能源主要通过自建电 站和资产并购方式进行扩张，2021 年三峡能源投资现金支出高达 321 亿元，其中资 本开支 299 亿元，并购支出 22.5 亿元，远高于同行业内其他公司，集团强大的资金 能力助力公司项目持续建设、并购公司来带动装机规模提升。

公司投资强度为行业前列，不断抢占优质资源项目。由于各运营商装机规模、资 金实力等方面的差异，为衡量各运营商剔除自身规模因素之后的投资支出力度，引入 投资强度这一指标，三峡能源投资强度为 22.17%居行业前列，公司规模体量较大，保 持高强度投资。集团良好的资金协调能力支撑高强度投资。三峡集团债券融资经验丰富，境内外 信用评级情况优良，并不断进行债券融资创新。自公司并入三峡集团以来，三峡集团 多次对公司增资，支持力度较大，截至 2021 年底，三峡集团对公司担保累计 72 亿 元。我们认为在可再生能源补贴回收期较长状况下，集团资金优势有利于公司持续高 强度进行项目建设，抢占优质地理资源，获得高发电小时数项目，提高公司收益。

公司享有较低融资成本。公司融资渠道丰富且融资利率低，我们选取龙源电力、 大唐新能等可比进行融资利率方面对比，20 年及 21 年发行债券的融资期限在 3 年左 右，票面利率普遍在 3%-4%之间，新能源运营商为重资产且资本密集型行业，相对更 低融资利率进一步扩大公司资金优势，降低利息成本支出。

集团资金优势助力，公司装机量和复合增速均为行业前列。优质风能、太阳能资 源主要分布在有限和特定的地区，风电和光伏运营商之间的竞争很大程度上是优质发 电资源的竞争。我们分别对行业内主要上市公司 2017-2021 年累计装机 CAGR 进行对 比： 风电业务：2021年底累计装机容量为14.3GW，处于行业领先水平，CAGR为30.91%， 高于全国水平 9.66 pct。 光伏业务：2021 年底累计装机容量为 8.4GW，处于行业第一，CAGR 为 35.1%，远 高于行业水平，高出全国水平 11.29 pct。我们认为未来集团资金优势能够助力公司 不断扩大自身的装机容量来获取优质发电资源。

3.2、风光均衡布局优质区域，海风先发优势明显

风光共进，公司将充分受益新能源优质赛道。近年来，公司风光布局较为均衡， 截至 2021 年底，公司风电装机 14.27GW，光伏装机 8.41GW。公司在两种业务上均累 积了丰富的项目获取、项目运营的经验及资源。公司实控人三峡集团是全球最大的水 电开发运营企业，公司在“风光水火储一体化”建设中将具有显著的优势。

公司项目所在区域资源优质，利用小时数较高。在平价上网阶段，优质资产是新 能源运营商的核心竞争力。公司风电项目主要分布在内蒙古、江苏、新疆、云南等风 源良好的区域，公司集中连片规模化开发海上风电，项目主要位于辽宁大连、江苏及 福建地区。光伏项目积极抢占青海等地的优质太阳能资源，已投产光伏项目已遍及甘 肃、青海等 21 个省区。未来公司有望继续凭借自身的优势及资源获取能力获得更多 高质量的项目。

风光资源优质，平均利用小时数高于全国平均值。2021 年公司风电利用小时数 达 2314 小时，同比提升 77 小时，超全国平均水平 68 小时。2021 年公司光伏利用小 时数达 1385 小时，同比提升 2 小时，超全国平均水平 222 个小时。随着公司海上风 电装机的大幅增长以及风机大型化所带来的效率提升，公司风电利用小时数有望继续 增加，进一步提高公司盈利能力。

海上风电排名第一，资源优势持续扩大。公司实施“海上风电引领者”战略，集 中连片规模化开发海上风电，目前已形成“投产并网一批、在建装机一批、开展前期 一批、储备资源一批”的滚动开发格局，成为国内实力最强的海上风电开发者之一。 截至 2021 年底，公司已投运海上风电项目规模达 4.57GW，市占率约为 17.34%，在建 规模达 3.4GW，我们统计全行业在建装机规模后，三峡能源海上风电在建规模排名行 业第一。在技术方面，公司近年来积极探索海上风电技术创新，实施了一批优质海上 风电项目。在“十四五”海上风电高增长的背景下，公司有望凭借其在海上风电先发 优势扩大公司盈利能力。

募投项目均为海上风电。公司募投项目变更后仍均为海上风电项目，总装机规模 达 2.80GW。为进一步实现“海上风电引领者”战略，公司募集项目均为海上风电项 目。本次投资项目将进一步增加公司海上风电装机规模，提升公司海上风电建设及运 营能力。我们预计募投项目建成后，也将大幅提升公司市占率，提高公司盈利能力、 增强公司市场竞争力。

海上风电发电资源更优质： 发电效率：陆地上地形高低起伏，对风速产生减缓作用。由于海面比较平整，风 阻小，平均风速高，假设海上风速比陆上高 20%，同等发电容量下，海上风机的发电 量就能比陆地上高 70%。如果陆上风机的年发电利用小时数是 2000 小时，海上风机 就能达到 3000 多小时。 风机大型化：风机的发电容量越大，发电机的体积也就越大，叶片也就越长，海 上运输有利于大型风机叶片的施工。 土地资源：土地资源具有稀缺性，陆上风电受耕地、林地限制较大，而我国海洋 资源充沛，海岸线长达 1.8 万多公里，有足够的发展空间。

3.3、装机规模、技术指标均居行业前列

风电装机规模和发电量市占率逐年提升，发电量提升显著提高公司营收水平。近 年来，公司风电项目建设加速，公司装机容量快速增长。近三年，公司风电装机市占 率逐年提升，2021 年显著提升 1.28 pct 达到 4.34%；风电发电量市占率稳步提升， 2021 年达 3.51%，较 2020 年底提升 0.13 pct，随着海风装机量规模进一步扩大，优 质资源带来整体发电效率提升，将保持风电发电量高速增长。

光伏累计装机量及市占率波动上升，光伏板块稳定发展。公司光伏累计装机量市 占率从 2017 年末的 1.95%上升至 2021 年末的 2.74%，同比提升 0.17 pct，同时 公司光伏发电量市占率近两年也呈上升态势，2021 年为 2.86%，同比提升 0.31 pct。公司风电毛利率较高，光伏毛利率行业中上游。公司风电业务毛利率相比同行业 公司较高，并且逐年提升，2021 年为 60.4%，主要是由于公司项目资源较好，且海 上风电高质量资源项目占比逐年提升，因此受弃风弃光的限电影响相对较小。公司光 伏业务毛利率处于行业中上水平，2021 年为 54.18%。其中太阳能光伏发电业务毛利 率较高主要因为入局较早，较多项目享受补贴。

光伏领跑者、海风引领者项目显著提升地区毛利率水平。华东地区海风资源优质， 公司大力发展海上风电业务，2021 年随着海风项目密集投产毛利率显著提升，毛利 率由 2017 年 50.84%提升至 2021 年 61.75%；西北地区毛利率由 2017 年 44.38%提升 至 2021 年 56.85%，主要系弃风弃光率逐年下降，公司投产光伏领跑者项目不限电， 利用小时数高，随着发电量提升固定成本摊薄进而毛利率提升；华北地区资源优势丰 富，设备平均利用小时数较高，单位装机容量的年发电量高，毛利率保持在 63%以上 的高位。

公司风电上网电价稳中有升，光伏上网电价呈现下降趋势。2021 年公司风电、 光伏度电平均上网电价分别为 0.456、0.530 元/千瓦时，处于行业偏低水平。2018 年风电上网电价有所降低主要系新增风电项目电价较往年有所下降；2019 年起逐渐 提高主要系电价较高的海上风电占比逐步提高。公司光伏电价持续下降主要系国家推 进平价上网，新项目上网电价有所下降，且公司参加光伏市场化交易有所增加。

公司应收账款金额较高，补贴发放后或成最大受益者。新能源发电企业应收账款 主要来自国家补贴未发放。可再生能源补贴发放周期较长，已经纳入补贴目录或补贴 清单的发电项目，通常 1-3 年方能收回补贴。2021 年三峡能源应收账款已经达到 234.8 亿元，随着国家向中央发电企业补贴资金到位，尚未结算补贴逐步发放，三峡 能源收到补贴资金额度将显著高于同行，将缓解公司资金压力，提升公司业绩。

公司资产优良，ROE 逐年提升。公司资产质量优良，2021 年资产收益率达到 10.14%。 近年来，公司快速发展，新建项目较多，在项目开发建设过程中的资本支出和产能释 放都会影响 ROE 水平。我们认为随着公司优质资源项目逐渐投产，经营管理水平提 高，ROE 将持续增长。

产业链优势，协同高效助力企业发展。公司在聚焦自身业务纵深经营的同时，积 极参与上下游产业链的投资。福建海上风电产业园是国内首个海上风电全产业链产业 园，目前投入商业运行，已形成全产业链格局，产出 13 兆瓦海上风电机组创造亚太 最大单机容量纪录。此外，公司投资参股了全球领先的风机制造企业金风科技，截至 2021 年底，公司持有金风科技总股本的 8.93%。三峡新能源联合金风科技、阳光电源 签署战略合作框架协议，共同合作开发新产品。公司和上游设备制造商、下游电力中 心形成产业链协同，降低公司度电成本，在风光平价时代产业链协同优势将被放大。

（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。）