2022年三峡能源研究报告 以风光为核心，向全产业链发展

1. 三峡能源：绿电运营龙头，发展速度领先行业

1.1 三峡集团旗下主要新能源平台，风光营收占比超 97%

三峡能源是三峡集团主要的新能源开发运营平台，于 2021 年 6 月完成在主板的 IPO。 中国三峡新能源（集团）股份有限公司（600905）前身为水利投资集团，2008 年并入三 峡集团并成为其全资子公司，成为集团公司新能源业务运营平台。此后三峡能源不断剥 离不良资产，在三峡集团内部转让无关业务、接收相关业务，以更好聚焦风能、太阳能 的开发、投资和运营的业务。公司于 2021 年 6 月正式在主板上市，IPO 规模为电力行业 之最。我们认为，公司作为三峡集团最主要的新能源开发运营平台，有望完成大部分集 团的新能源建设目标。 三峡集团作为控股股东，实际持股比例达到 51.36%。根据公司三季报，公司控股股东 三峡集团实际持股比例达到 51.36%，保持了对公司的绝对控股。2-6 位股东分别为珠海 融朗投资管理合伙企业(有限合伙)、浙能资本控股有限公司、三峡资本控股有限责任公 司、都城伟业集团有限公司，持股比例均为 3.49%。

公司营收主要来自风光发电项目的售电收入，2021 年风光营收占比合计超 97%。2021 年公司风电、光伏发电项目收入分别为 100.68 亿元、49.63 亿元，占比 65.02%、32.05%； 风电、光伏项目实现毛利润分别为 60.81、27.561 亿元，分别占比 67.24%/30.47%。

1.2 “风光三峡”战略下装机快速增长，带动业绩高增

2022 年上半年公司风光装机合计达到 2479 万千瓦，规模占比持续提升。公司围绕 “风光三峡”和“海上风电引领者”目标，大力发展各类形式的新能源项目。2022 年上半年，公司新增装机容量 210 万千瓦，累计装机容量达到 2,510 万千瓦，在上 市公司中仅次于龙源电力。公司风电累计装机容量达到 1507 万千瓦，占全国风力 发电行业市场份额的 4.40%，同比提升 1.18 个百分点，其中海上风电累计装机容量 457.52 万千瓦，占全国市场份额的 17.16%，同比提升 3.80 个百分点；太阳能发电 累计装机容量达到 971.59 万千瓦，占全国太阳能发电行业市场份额的 2.89%，同比 提升 0.34 个百分点。 公司过去四年风光装机快速增长，复合增速达到 32.4%，高于全国同期增速 （21.2%）。公司过去四年风光装机均实现高速增长，2021 年底风光装机分别为 1427 万千瓦和 841 万千瓦，CAGR 分别达到 30.9%和 35.1%，而全国同期风光装机 的复合增速分别为 19.0%和 23.7%（光伏 2017 年装机数据来源为 BP，2021 年数据 来源为中电联，统计口径不一致可能导致误差）。根据公司“十四五”规划，公司 每年新增装机规模预计不低于 500 万千瓦，并保持稳定的增长趋势。三峡集团的 “十四五”新能源规划目标为 5 年新增 70-80GW，公司是集团主要新能源平台，我 们认为有望达成一半以上的装机目标，即 35-40GW。

装机增长带动发电量增长，海风发电量占比快速提升。2022 年前三季度公司累计总 发电量 353.2 亿千瓦时，同比增长 47.4%。其中，陆上风电完成发电量 165.0 亿千瓦 时，同比增长 22.2%，海上风电完成发电量 75.6 亿千瓦时，同比增长 187.2%；太 阳能完成发电量 105.1 亿千瓦时，较上年同期增长 45.5%。2022 年前三季度公司陆 风、海风及光伏发电量占比分别为 47.7%、21.9%和 30.4%，海风占比较 2021 年底 增长 11.6%。

公司光伏电价随补贴政策退坡下降明显，风电受益于海风高电价持续维持在稳定水 平。随着海风平价时代到来、风光建设成本持续下降以及电力市场化进程的推进， 未来公司综合电价将持续下降。由于风光发电作为公用事业行业，其收益率将长期 保持在一个合理且稳定的水平。因此长期看，平价时代公司增量项目的利润水平受 电价影响较小，主要由装机规模和投资规模决定。

装机规模增长带动业绩增长，2022 年前三季度公司营收和归母净利润分别为 174.1 亿元 和 61.7 亿元，同比增长 48.27%和 36.53%。受益于装机规模的持续增长，公司业绩保持 了较快增速，营收与归母净利润 4 年 CAGR 分别达到 22.9%和 23.4%。2021 年受益于海 风装机大幅增长，归母净利润同比高增 56.3%，为 2018 年以来最快增速。

公司过去几年毛利率稳步增长，2021 年毛利率为 58.4%，同比增长 0.7pct。受益于海风 占比提升、项目地处优质资源区及优质管理能力等因素，公司风光项目发电效率进一步 提升。2021 年公司风光利用小时数稳步提升，并显著高于全国平均水平（2021 年风电 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，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）。叠加风光造价下降的利好，公 司去年得以在电价开始承压的情况下实现了毛利率的增长。

公司对费用率整体管控较好，期间费用率有望进入下行通道。财务费用方面，由于目前 电力项目投资以贷款为主，资本金率通常只有 20%-30%，因此公司借贷规模和财务费用 较高。随着公司上市后融资能力进一步加强以及绿色金融对于新能源行业的支持力度不 断加大，公司财务费用率有望进一步下降。管理费用方面，由于 21 年公司新能源业务 快速发展，计入管理费用的职工薪酬、设备维修费增加，导致管理费用上升。随着后续 公司规模效应显现及新投产项目稳定运行后，管理费用率有望回落至稳定水平。 公司净利润率至 2019 年以后持续提升，2022 年前三季度达到 40.1%。受益于毛利率增 长，期间费用率稳定及投资收益增长，公司净利润率在过去三年保持了稳步增长。

公司过去两年资产负债率处于较高水平，“十四五”期间或将持续维持高位。公司 2021 年上市后资产负债率有小幅下降，但由于新能源当前高杠杆的发展模式以及公司持续的 高投资，三季度资产负债率又出现回升。由于目前公司正处于一个高资本开支周期，在 不进行股权再融资的情况下，公司资产负债率或将持续位于高位。 公司 ROE（加权）自 2019 年以来持续增长，2021 年达到 10.1%，同比增长 1.1pct。受 益于资产盈利能力增强、资产负债率上升等因素的影响，公司 ROE（加权）过去 2 年稳 步增长。长期看，由于后续新增项目没有补贴，其盈利能力会低于存量补贴项目，而资 产负债率和资产周转率都有望保持稳定，盈利能力的提升需要依靠公司进一步提升经营 管理水平来降本增效以及扩大投资收益，因此我们认为公司长期 ROE 水平有望在保持 现有水平上小幅提升。

公司现金流表现良好，持续保持高投入。随着装机规模增加，公司经营现金流快速增长， 2022 年前三季度实现经营现金流净值 95.8 亿元，同比增长 73.44%。投资现金流方面， 公司持续保持高资本支出以扩张规模，2022 年前三季度投资现金流净值为-186.5 亿元， 同比增长 19.3%，支出规模小幅收缩，主要原因为固定资产规模投资减少，我们认为这 是由于疫情、光伏组件价格高企、电源配套设施建设不及预期及去年同期抢装海风基数 较高等原因导致的。融资方面，由于去年公司完成 IPO 因此募资规模激增，账目现金充 足，因此今年募资规模回落属于正常情况。

2. “双碳”目标下风光行业前景广阔

2.1 “十四五”期间新能源装机规模将迅速扩大

为了实现“双碳”战略，今年以来政府针对最重要的能源领域先后出台《“十四五”现 代能源体系规划》和《“十四五”可再生能源发展规划》，其中可再生能源规划中提出了 多个目标：

可再生能源总量目标。2025 年，可再生能源消费总量达到 10 亿吨标准煤左右（较 2020 年底增加 3.2 亿吨）。“十四五”期间，可再生能源在一次能源消费增量中占比超过 50%。

可再生能源发电目标。2025 年，可再生能源年发电量达到 3.3 万亿千瓦时左右（较 2020 年底增加 1.08 万亿千瓦时）。“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。

可再生能源电力消纳目标。2025 年，全国可再生能源电力总量消纳责任权重达到 33% 左右，可再生能源电力非水电消纳责任权重达到 18%左右，可再生能源利用率保持在合 理水平。

可再生能源非电利用目标。2025 年，地热能供暖、生物质供热、生物质燃料、太阳能 热利用等非电利用规模达到 6000 万吨标准煤以上。

规划虽然未给予明确的装机规划目标，但通过可再生能源消纳占比目标我们可以大致测 算出对应的风光装机增长量。假设 2025 年我国非水可再生能源消纳权重达到 20%，风 光电源合计新增装机较 2021 年底将增加 4.3 亿千瓦。

新能源大基地有序推进中，预计未来三年项目将陆续投产。新能源大基地依托风光资源 和消纳通道建设，是“十四五”新能源建设的重中之重。由于新能源大基地可以在快速 增加新能源装机规模的同时保障装机的可靠性（火水电配合新能源出力），可以有效缓 解目前我国的电力供应紧张局面，因此在“十四五”可再生能源规划中被重点提及。目 前，大基地一期 9705 万千瓦全部建设动工，有望在今明两年内陆续投产，二期的基地 项目清单已经印发并开展项目前期工作中，部分项目有望在 23-24 年间陆续投产，而三 期项目也正处在组织谋划阶段。

各省“十四五”海风规划陆续出台，4 年海风新增装机 4306.5 万千瓦。海风由于其较陆 风的高利用小时数、更稳定的出力曲线、更靠近负荷端以及丰富的待开发资源等优势， 是未来沿海各省新能源开发的主要方向之一。随着海风建设成本保持下降趋势，装机规 模有望快速提升。“十四五”期间我们认为近海海风的开发建设依然是行业主流，“十五 五”后，海风开发将加速走向深远海，同时海风制氢，海上能源岛、海风牧场等综合利 用形式也将因地制宜的开展。

2.2 绿电市场电价承压，多举措并行有望维持价格稳定

新能源进入电力市场交易为大趋势，交易规模及占比都将快速提升。2021 年 5 月，国家 发改委、国家能源局日前发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》。 《通知》提出，鼓励新能源项目与电网企业、用户、售电公司通过签订长周期（如 20 年及以上）差价合约参与电力市场。引导新能源项目 10%的预计当期电量通过市场化交 易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数。尽快研究建立绿色 电力交易市场，推动绿色电力交易。随着电改的持续推进，市场电占比将持续提升，风 光能源作为未来的主力电源，其进入市场的电量规模及占比都将迅速提升。

风光电源特性使其电能质量较差，在电力市场中将处于劣势，且由于电源容易出现自食 效应，因此市场电价将会承压。风光电源出力不稳定，波动性大的特点使其提供的电能 质量较差，难以与传统能源同台竞技。并且由于同一区域的电源出力曲线基本相同无法 调节，当风光电源规模快速提升后，当地电力出力曲线与风光电源出力拟合度持续提升。 若此出力曲线与当地用电曲线匹配较差的话，将出现项目高出力期电力供需宽松进而导 致电价显著下滑。在没有其它辅助电源调节情况下，区域风光电源（尤其是光伏）将会 进入建的越多，价格越低的困境，产生自食效应。 分时电价的机制对新能源也不友好，光伏风电高发期通常对应平段或低谷电价。2021 年 11 月，国家能源局印发《2021 年电力中长期合同签订工作的通知》，明确提出将推动长 协分时段签约。随着电改持续推进，电力市场将越发成熟，长协合约中带分时电价曲线 的比例将持续提高，且执行力度也会逐渐增强。在此背景下，风光项目在实现自身日调 节前都将市场化竞争中处于不利地位，部分风光项目可能由于与当地分时电价拟合度较 差而显著影响收益（例如吉林上午 11 点 30 至下午 3 点 30 均为平段电价，与光伏主要出 力时间重合）。

四个方向有望帮助绿电价格维持合理水平，保障行业健康发展。发展风光能源和推动电 力市场化改革都是实现电力行业“双碳”目标的必要举措，因此在通过电力市场高比例 消纳绿电的同时保证项目的合理收益水平是行业必须要解决的问题。目前有四个发展方 向有望在推动电力市场改革推进的同时，维持绿电价格合理稳定：1）完善绿证、绿电 交易机制，为绿电环境价值定价，形成市场电价+环境价值的价格模式；2）短期内给绿 电市场交易电价设置下限或托底机制；3）通过大基地、分布式等建设方式使电力供需 两侧匹配，提高绿电电价；4）快速发展储能技术降低成本，未来通过绿电+储能方式提 升绿电的电能质量和竞争力。

2.3 风光成本持续下降推动行业发展

风光发电成本在过去十年快速下降。随着可再生能源增长规模化、制造工艺提升、技术 持续迭代、供应链竞争加剧以及各项支持政策落地，过去十年期间全球可再生能源成本 进一步降低。根据 IRENA（国际可再生能源署）数据，自 2010 年以来光伏发电（PV）、 光热发电（CSP）、陆上风电和海上风电的度电成本分别下降了 88%、68%、68%和 60%。 新能源成本下降将加速行业投资建设进度并维持新项目盈利水平。目前新能源还处于降 本周期中，光伏和海风还有明显的降本空间。随着成本下降，部分此前经济性不达标的 项目会启动建设，行业发展将会提速。由于风光发电行业属于公用事业，行业发展已经相对成熟，我们认为新建项目收益率不会因为建设成本下降而大幅提升，市场电价下降、 辅助服务费用提升等因素会抵消成本下降带来的利好，项目收益率将会维持一个合理水 平。

2.4 补贴发放有望提速，行业投资能力增强

补贴发放拖欠问题存在已久，阻碍了行业发展。我国可再生能源补贴发放不及时的问题 存在已久，目前补贴发放主要从可再生能源发展基金中获得资金，而基金的收入来在于 除西藏自治区以外，全国各省、自治区、直辖市扣除农业生产用电后的销售电量征收， 每度电目前征收 0.019 元。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，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。即使 21 年风光进入平价时代后补贴发放总额基本 不会再增长，现存的缺口若没有额外拨款也需要很长时间才能消化。根据风能专委会综合各项因素测算，截至 2021 年底可再生能源发电补贴拖欠累计约 4000 亿元，预计 2028 年电价补贴缺口达到峰值。

根据财政部发布的通知， 2021 年财政部下达各地方财政厅的可再生能源电价附加补助 资金为 59.54 亿元，2022 年 2 次合计下达 67.19 亿元，同比增加 12.85%。根据国家电网 发布的通知，2021 年，财政部共下达国家电网可再生能源电价附加补助资金年度预算 761 亿元；2022 年第一次请款，财政部预计拨款电网公司可再生能源电价附加补助资金 为 399 亿元。2022 年 3 月，财政部发布 2022 年中央政府性基金支出预算表，通过比对 2022 年中央政府性基金支出预算表和 2021 年中央政府性基金支出决算表可以发现，“可 再生能源电价附加收入安排的支出”一项在 2022 年并入了“其他政府性基金支出”中， 该项 2022 年预算数相比 2021 年执行数增加了 3609.5 亿元。而“其他政府性基金支出” 一项在 2020 与 2021 的支出仅为为 76.81 与 94.33 亿元，因此可以判断这近 3600 亿元的 预算的绝大部分都将用于填补截至 2021 年底的 4000 亿元可再生能源补贴缺口。

可再生能源发展结算公司成立，可再生能源补贴发放有望提速为行业注入“活水”。国 网与南网于在今年 8 月分别成立北京和广州可再生能源发展结算服务有限公司，将通过 发债解决补贴缺口问题。结算公司将以市场化模式运作，在财资拨款基础上，补贴资金 缺口将通过专项融资解决，专项融资本息可在能源发展基金预算中列支。结算公司的设 立将可再生能源补贴的缺口从财政部和电网隔离出来，转移给金融机构，通过市场化融 资方式募集长期险、低成本资金，为可再生能源发展基金引入“活水”，推动可再生能 源的补贴发放，缓解新能源运营商现金流压力并增加其滚动开发能力，对国家财政等各 方主体均有正面作用。

3. 三峡能源以风光为核心，向全产业链发展

3.1 公司资源获取能力强，装机增速行业领先

2021 年公司储备项目充足。2022 年上半年，公司新增并网装机 210.5 万千瓦，同比增 长 254%，其中陆上风电新增并网 80.1 万千瓦，光伏新增并网 130.4 万千瓦。新增获取 核准/备案项目容量 730.3 万千瓦，在建项目计划装机容量合计 1527.3 万千瓦。公司 2021 年装机规模与增速行业领先。2021 年全年，三峡能源风光装机容量增加了 730 万 千瓦，增长率高达 47.5%，增长率位于行业领先水平，增长规模更是远高于同行业上市 公司。 公司通过坚持自主开发与合作并购并行的方式不断加快风光资源的获取，2022 年 11 月 30 日，三峡能源与蒙能集团签署协议，双方将分别出自 134.40、105.6 亿元合资成立内 蒙古三峡蒙能能源有限公司，以实现对内蒙的风光资源实施更好的开发。公司也能通过 类似这种与地方企业成立合资公司的方式加强公司在其他地区的资源获取能力。

3.2 优质风资源带来高毛利，以海风筑起公司护城河

公司海风占比不断提升。2021 年，公司新增海风装机 323.7 万千瓦，占新增风电装机的 60.1%，公司海风装机装机占风电装机比例来到 32.1%。公司在海风资源的获取优势将助 力公司获取高于同行的利润率。 公司大力发展海风，2022 年新增海风资源 195 万千瓦。随陆上风电资源竞争逐渐白热化， 业内企业不断把目光看向海洋。海风由于其高利用小时数、稳定的出力曲线、距离符合 端更近的距离以及丰富的待开发资源等优势，将在未来成为主流开发方向。作为国内最 早一批开发海风的公司，三峡能源始终坚持“海上风电引领者战略”，截至 2022 年 6 月 底，已投产海上风电项目遍及广东、江苏、福建、辽宁等沿海省份，累计装机规模 457 万千瓦。2022 年，公司新增获取江苏大丰、上海金山、天津、辽宁大连、海南东方等地 共 195 万千瓦海上风电资源，其中上海、海南海上风电实现“零”突破，正在积极推进 项目前期工作；山东昌邑 30 万千瓦海上风电项目及福建平潭外海 10 万千瓦海上风电项 目计划年内陆续并网。通过过去的示范与商用项目，公司不断拓宽自身能力边界，在不 同区域/类型的海风建造、运维等方面积累了自身优势，继而在下一阶段的海风资源开 发上获得先机。

3.3 三峡集团背景雄厚，助力标的公司高质量发展

三峡集团是我国最大的清洁能源发电运营集团，可再生能源装机超过一亿千瓦。三峡能 源作为三峡集团旗下唯一新能源上市平台、主要发展平台，肩负着三峡集团未来业绩主 要增长点的任务。截至 2021 年底，三峡能源风电、光伏装机达到 2268 万千瓦，而同期 三峡集团的风电、光伏总装机为 2650 万千瓦。三峡能源的新能源发电装机占据了三峡 集团新能源发电装机的 85%以上，在资金、资源获取等方面获得了集团的大力支持。三 峡集团向来注重旗下上市公司平台的运营，往往将最为优质的资产注入上市公司。以集 团旗下水电上市公司长电电力为例，2009 年三峡电站全部投产，同年主体资产注入长江 电力，实现整体上市。标的公司利润率也侧面反映出资产质量。2020-2021 年，公司利 润率分别为 32.2%与 36.8%，显著高于其他新能源运营商。

集团抽蓄资源优势助力标的公司新能源项目平稳上网。十四五以来，三峡集团借助公司 工程建设、水电项目运营等方面的人才和技术积累，围绕抽水蓄能快速发力。据南方能 源观察杂志统计，在全国已核准的抽水蓄能装机容量中，三峡集团的装机容量仅次于两 大电网，在发电企业中位列第一。储能装置削峰填谷的能力是对新能源机组不稳定性的 重要补充，在新能源强制配储的大背景下，集团公司在在抽水蓄能方面的优势将有力支 撑三峡能源后续的发展。 截至 2021 年末，三峡集团可控装机规模达到 10,936.82 万千瓦，而水电资产的占比则 高达 70%。高比例的优质水电资产为集团带来了良好的现金流，长江电力的经营现金流 净流入长期高于公司利润。根据中国能源报的报道，我国剩余可开发水电开发难度与成 本比过去更高，这也意味着三峡集团会将更多的精力放到新能源以及相关产业链的投资 开发上，以确保公司装机的持续增长。

3.4 公司积极布局产业链，未雨绸缪增加竞争优势

三峡能源采用“科研+示范应用”模式，开展关键技术示范研究，加快投资产业链上下 游公司。公司在招股说明书中明确提出，要重点关注海上风电关键技术、光伏电池技术、 电力运维和电力市场化交易等领域，以及能源科技类投资机会。截至 2022 年 6 月 30 日， 公司投资了诸如金风科技、中铁福船、福船一帆、亿利洁能、海纳科技、太阳海缆等产 业链上下游企业，以及多个产业投资基金。 这些企业多为三峡能源的供应商，且采购额 往往与投资金额呈正相关。通过对产业链的长期布局，公司增加了对产业最新动向的整 体把控，削减采购成本的同时也可以更加快速的找到潜在业绩增长点。

3.5 公司资金优势明显

公司作为三峡集团新能源战略发展平台，资金实力强，融资成本低，融资渠道通畅。 2021 年末，公司资产负债率为 64.73%，较上年末下降 2.7 个百分点，较 2019 年末上升 6.4 个百分点。因为装机容量大规模扩张原因，三峡能源近几年资产负债率总体呈上升 趋势，预计十四五期间公司将维持高资本开支。公司资产负债率在同行业中仍处于中游 水平，后续融资空间依然能够有效支撑项目开发的资金需求。

4. 盈利预测

核心假设： 1） 装机规模：根据公司“十四五”规划以及在建、核准项目规模，假设 2022 年至 2024 年年底，公司风电装机规模分别为 1675、1995、2305 万千瓦，公司光伏装机 规模分别为 1201、1741、2281 万千瓦。 2） 利用小时数：基于公司往年的利用小时数，假设 2022 年至 2024 年底，公司风电利 用小时数分别为 2353、2291、2429 小时，光伏利用小时数分别为 1150、1150、1150 小时。 3） 电价：根据公司存量项目上网电价与未来新增假设 2022 年至 2024 年底，公司风电 上网电价分别为 0.48、0.46、0.42 元/千瓦时，光伏发电上网电价分别为 0.48、0.44、 0.40 元/千瓦时。

盈利预测：我们预计 2022 年至 2024 年，公司主营业务营收达到 232.4、287.9、343.3 元。 其中，公司风电业务营收分别达到 171.0、217.9、258.1 亿元；光伏发电业务营收分别达 到 57.6、65.5、79.3 亿元。

（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。）