1、 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 公公 司司 研研 究究 深深 度度 研研 究究 报报 告告 证券研究报告证券研究报告 industryId 新能源发电新能源发电 买入买入 (上调上调 ）marketData 市场数据市场数据 市场数据日期市场数据日期 2022-7-5 收盘价（元）6.44 总股本（百万股）28,621 流通股本（百万股）8,571 总市值（百万元）184,316 流通市值（百万元）55,197 净资产（百万元）71,098 总资产（百万元）240,316 每股净资产（元）2.48 来源：WIND，兴业证券经济与金融研究院整理 r

2、elatedReport emailAuthor 分析师：蔡屹蔡屹 S02 assAuthor 主要财务指标主要财务指标 zycwzb|主要财务指标 会计年度会计年度 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入营业收入(百万元百万元)15484 26388 33436 42283 同比增长同比增长 36.8%70.4%26.7%26.5%归母净利润归母净利润(百万元百万元)5642 8477 10442 12426 同比增长同比增长 56.3%50.2%23.2%19.0%毛利率毛利率 58.4%54.1%54.1%53.3%净利率净利率 39.3%32.1%

3、31.2%29.4%每股收益每股收益(元元)0.20 0.30 0.37 0.43 每股经营现金流每股经营现金流(元元)0.31 0.65 1.03 1.41 市盈率市盈率 32.6 21.7 17.6 14.8 市净率市净率 2.7 2.4 2.1 1.9 来源：WIND，兴业证券经济与金融研究院整理 投资要点投资要点 summary 公司概况：公司概况：三峡集团新能源开发主体，十三五以来实现快速扩张。2018-2021年，公司装机量由 8.75GW增长至 22.90GW，归母净利润由 27亿元提升至 56亿元，CAGR 分别为+37.8%、+27.7%。公司 2021 年实现新增绿电装机

4、7.30GW，领跑国内上市公司，或帮助其在 2022年实现领先的业绩增速。估值核心催化因素估值核心催化因素装机量装机量&电价：电价：基于对龙源电力的走势复盘，我们总结发现，装机量提升与平价电站的电价弹性为影响当前绿电行业估值的核心因素，其中量增优势为绿电央企的核心护城河之一。电价端：电价端：绿电交易为平价电站释放红利绿电交易为平价电站释放红利，有望放大公司量增优势。有望放大公司量增优势。新能源市场化交易比例预计持续提升，平价中长期电量电价引导对标燃煤市场电价。而绿电作为独立的中长期交易品种，交易量自 2022 年初以来连续 4 月出现快速环比提升，绿电供给侧当前以平价电站为主，明确执行溢价交易

5、。因此，三峡能源的平价电站量增优势或将帮助其放大电价端存在的弹性。行业扩张行业扩张：平价上网进行时，三峡增速优势或将凸显：平价上网进行时，三峡增速优势或将凸显。绿电项目相较于其他传统能源的不同在于资源限制小、开发周期短、存在明显的技术驱动降本与发电能力提高，因此新资源拓展与老资源滚动开发可帮助公司实现持续且稳定的增长。陆上电站以大基地项目建设为主，配套要求与体量优势将帮助将巩固龙头资源获取优势。公司于一期基地项目中获取6.85GW资源（占比7.06%），高于自身存量绿电资产占比（3.57%），份额预计保持提升。海上风电为公司优势所在，江苏、广东、福建等重点资源区内公司均具有较大装机比重。截至

6、2021 年底，公司海上风电装机量占全国比重为 17.4%，而在平价海风项目获取中，公司占比已达到 21.0%。并且因海上风电的强发电能力，在降本边际与消纳优势的共同驱动下，平价项目利润水平或将逐步提升。投资建议：上调投资评级至投资建议：上调投资评级至“买入买入”。公司当前正处于业绩体量与利润水平的快速提升期，配合其业内较低的融资成本与资源拓展能力，持续高速、高质量增长可期。叠加绿电溢价交易催化，预计 2024 年公司绿电交易为公司带来的业绩弹性 最 高 或 达+17.5%。我 们 调 整 公 司 2022-2024 年 归 母 净 利 润 预 测 为84.77/104.42/124.26 亿

7、元，增速分别为+50.2%/+23.2%/+19.0%，对应 7 月 5 日收盘价 PE 估值为 21.7x/17.6x/14.8x。风险提示：风险提示：项目拓展进度不及预期、绿电交易扩容进度不及预期、大宗品价格大幅上涨、项目拓展进度不及预期、绿电交易扩容进度不及预期、大宗品价格大幅上涨、电力市场化交易价格波动、绿电补贴支付节奏不及预期电力市场化交易价格波动、绿电补贴支付节奏不及预期 dyCompany 三峡能源三峡能源 dyStockcode600905 title 高增速的绿电龙头高增速的绿电龙头，多层优势助力发展多层优势助力发展 createTime1 2022年年 07月月 06日日

8、请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -2-深度研究报告深度研究报告 目目 录录 1、引言：从龙源电力的复盘中寻找影响绿电估值的要素.-5-2、三峡能源：三峡旗下绿电平台，高速扩张与高质量发展.-9-2.1、公司概况：集团核心绿电开发平台，平价伊始登陆 A 股.-9-2.2、经营情况复盘：正处于业绩体量与利润水平的快速提升期.-10-3、电价端：市场化推进，绿电交易为平价电站释放红利.-13-4、绿电基本面：平价上网进行时，三峡增速优势或将凸显.-18-4.1、陆上电站：基本面向好量增为王，央企资源优势愈发突出.-18-4.2、海上风电：三峡领军海风产业

9、发展，平价伊始优势进一步巩固.-25-5、投资建议：上调评级至“买入”.-32-5.1、盈利预测：现金流有望大幅改善，支撑公司实现高速增长.-32-5.2、绿电溢价弹性测算：2024 年绿电交易为公司带来的业绩弹性最高或达+17.5%.-35-6、风险提示.-36-图目录图目录 图 1、龙源电力（H）股价相对走势与估值复盘.-5-图 2、龙源电力新增装机量与资本开支变化（左轴：GW，右轴：亿元）.-7-图 3、龙源电力风电利用小时与全国风电消纳情况变化（h）.-7-图 4、龙源电力上市以来业绩变化（亿元）.-7-图 5、龙源电力应收账款与经营净现金流（亿元）.-7-图 6、龙源电力上市以来 R

10、OE 加权变化情况.-7-图 7、龙源电力上市以来销售净利率变化.-7-图 8、公司发展沿革梳理：公司自“十三五”开启高速扩张道路.-9-图 9、三峡能源股权结构分拆：截至 2022Q1 末，母公司三峡集团持股比例为48.92%.-10-图 10、三峡集团电力企业内部职能划分.-10-图 11、公司营业总收入梳理（亿元）.-11-图 12、公司归母净利润梳理（亿元）.-11-图 13、公司盈利水平梳理.-11-图 14、公司期间费用率梳理.-11-图 15、公司发电量结构梳理（亿度）.-12-图 16、公司装机量结构梳理（GW）.-12-图 17、公司收入结构分拆.-12-图 18、公司主要业

11、务毛利率梳理.-12-图 19、公司风电利用小时数梳理（h）.-12-图 20、公司光伏利用小时数梳理（h）.-12-图 21、公司资产负债率梳理.-13-图 22、公司 ROE（摊薄）与 EPS（摊薄）梳理.-13-图 23、公司现金流情况梳理（亿元）.-13-图 24、公司收现与应收账款情况（亿元）.-13-图 25、国内绿电代表企业应收账款周转率与融资成本测算变化趋势.-14-图26、单位装机量补贴电站与平价电站自由性净现金流量模拟对比（亿元/GW）.-14-图 27、保障性并网与市场化并网差异图例（左为保障性并网，右为市场化并网）.-14-图 28、国网区域新能源市场化省间与省内成交量

12、对比（亿度）.-15-请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -3-深度研究报告深度研究报告 图 29、国网区域新能源市场化各类交易方式成交量明细（亿度）.-15-图 30、国内单月绿电成交量：2022M3 开始单月交易量大幅提升（亿度）.-15-图 31、广东电力交易中心绿电交易情况（亿度）.-17-图 32、江苏电力交易中心绿电交易情况（亿度）.-17-图 33、新能源运营商竞争要素分析.-18-图 34、2010-2020 年间陆风降本情况复盘（左轴：元/千瓦；右轴：元/度）.-19-图 35、2010-2020 年间光伏降本情况复盘（左轴：元/千瓦

13、；右轴：元/度）.-19-图 36、陆上风电装机成本分拆（2020 年）.-19-图 37、光伏电站装机成本分拆（2021 年）.-19-图 38、国内陆上风电风机季度招标价格均价（元/千瓦）.-20-图 39、光伏组件价格与硅料价格（左轴：元/瓦；右轴：美元/KG）.-20-图 40、三峡能源 2021 年风电发电量分布（亿度）.-23-图 41、三峡能源 2021 年光伏发电量分布（亿度）.-23-图 42、二期基地项目对于运营商的门槛要求.-23-图 43、国内主要上市绿电央企新增绿电装机规模对比：三峡能源新增装机量领跑（GW）.-24-图 44、主要电力央企集团资产情况梳理：三峡集团资

14、产总量位居电力央企第四，资产负债率最低（亿元）.-25-图 45、海上风电装机成本结构：安装与线缆成本占比显著高于陆上风电（2020年）.-26-图 46、海风风机大型化趋势显著（纵轴表示风机叶轮直径，单位：米）.-26-图 47、国内海上风电新增装机量（GW）.-26-图 48、国内海上风电累计装机量（GW）.-26-图 49、中国近海风能资源分布图.-27-图 50、中国近海水深小于 50 米的海域分布.-27-图 51、海上风电各省装机成本(元/千瓦，2020 年).-27-图 52、沿海各省海域风速情况梳理（米/秒）.-27-图 53、各省份存在上市风电公司产线布局的数量（个）.-28

15、-图 54、平价海上风电项目投资成本梳理（元/千瓦）.-30-图 55、国内各公司海上风电累计装机量（GW）.-30-图 56、国内各公司海上风电新增装机量（GW）.-30-图 57、已明确业主平价海上风电项目：三峡集团占比为 21.0%（GW）.-32-图 58、长江电力 PE Bands(TTM)：2016 年以来最高为 27x，平均为 18x.-35-图 59、长江电力 PB Bands：2016 年以来最高为 3.2x，平均为 2.6x.-35-图 60、龙源电力(H)PE Bands(TTM)：2016 年以来最高为 27x，平均为 18x.-35-图 61、龙源电力(H)PB Ba

16、nds：2016 年以来最高为 2.3x，平均为 1.1x.-35-表目录表目录 表 1、绿电交易重要政策梳理（截至 2022年 5 月底）.-16-表 2、国内平价新能源发电量测算表.-17-表 3、弃风率梳理：三北地区受限于消纳条件，弃风率往往高于负荷侧省份-20-表 4、国内陆上风电主要开发省份项目收益情况测算（年均每 GW 净利润单位：亿元/GW）.-21-表 5、国内各省光伏电站项目收益情况测算（年均每 GW 净利润单位：亿元/GW）.-22-表 6、国内主要上市绿电央企装机规模对比（GW）.-24-表 7、国内主要绿电运营商融资成本测算：三峡能源融资成本优势显著.-25-表 8、沿

17、海重点省份十四五时期海上风电发展规划梳理.-28-表 9、国内海上风电主要开发省份项目收益情况测算（年均每 GW 净利润单位：请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -4-深度研究报告深度研究报告 亿元/GW）.-29-表 10、三峡能源控股重点海上风电项目梳理：当前在建+完成招标+完成竞配海风装机容量为 5.10GW.-31-表 11、三峡能源核心经营数据测算表.-32-表 12、三峡能源经营性收现测算表（亿元）.-34-表 13、绿电行业主要公司盈利预测及估值（数据截至 2022/7/1 收盘）.-34-表 14、三峡能源绿电业绩弹性测算.-36-请务

18、必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -5-深度研究报告深度研究报告 报告正文报告正文 1、引言：从龙源电力引言：从龙源电力的复盘中寻找影响绿电估值的要素的复盘中寻找影响绿电估值的要素 龙源电力作为绿电领军企业之一，自 2009 年于 H 股上市至今（截至 2022.06.27收盘），公司累计涨幅为+116.24%，而 2009-2021 年间公司净利润则由 8.94 亿元增长至 61.59 亿元，累计增幅为 588.9%，因此公司股价涨幅落后于业绩增幅。龙源电力上市的十余年，贯穿了国内新能源发电行业由补贴时代逐步向平价时代迈进的过程。尽管外界对于绿电标的的

19、观点通常为“业绩持续提升、估值中枢稳定”，但实际情况却并非如此，此期间内龙源电力估值水平依旧出现数次大幅波动。在回顾过龙源电力的发展过程后，我们发现对于新能源运营商估值造成实质性影响的因素可大致归因为以下五类：1、装机量增速；2、消纳问题；3、电价预期；4、装机成本；5、补贴支付节奏放缓影响公司现金流。图图 1、龙源电力（龙源电力（H）股价）股价相对相对走势与估值复盘走势与估值复盘 数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 我们大致将公司上市以来的估值与股价的大幅波动切分为六阶段：2010.12-2012.05下行（下行（PB估值估值 2.06x-1.10 x，股价涨跌幅股价涨跌幅-3

20、3.7%）：装机量维装机量维持快速增长，持快速增长，消纳消纳问题与问题与补贴支付节奏放缓补贴支付节奏放缓令令公司公司经营经营情况情况表现不佳表现不佳。本阶段公司股价呈现波动下行态势，与此同时恒生指数亦出现回调，公司走势与大盘总体持平。经营方面，此期间公司业绩增速放缓，原因在于弃风限电问题大面积涌现，公司 2010-2012 年期间风电利用小时数连续下滑，尽管期间公司保持年均 2GW 以上的装机量增，但 2012 年公司净利润依旧同比下滑1.7%。同时在公司风电发电量提升的情况下，增量新能源补贴款项未得到及时支付，应收账款余额持续扩大。2012.11-2014.01 上行（上行（PB 估值估值

21、1.12x-2.09x，股价涨跌幅股价涨跌幅+110.4%）：消纳情消纳情况转好况转好，装机增速降低，装机增速降低，补贴退，补贴退坡进程开始坡进程开始。公司与港股电力板块大幅跑赢0.000.501.001.502.002.50-100%-50%0%50%100%150%200%250%Dec-10Jun-11Dec-11Jun-12Dec-12Jun-13Dec-13Jun-14Dec-14Jun-15Dec-15Jun-16Dec-16Jun-17Dec-17Jun-18Dec-18Jun-19Dec-19Jun-20Dec-20Jun-21Dec-21Jun-22龙源电力相对恒指超额收益龙

22、源电力收盘价恒生指数电力指数（港）龙源电力PB-MRQ（右轴）请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -6-深度研究报告深度研究报告 恒指；2013 年全国弃风率降低（同比-6.4pct），叠加大风年影响，公司风电利用小时数同比提升 126h，但因 2013 年所获减排政府补助降低，致当年净利润同比-21.0%。此外，2013 年公司装机增速放慢，新增装机量为 1.34GW，较 2012 年减少 0.78GW。且 2014 年并未出现新增装机量的大幅提升，至2014 年初，公司估值提升过程结束。同时，国内陆上风电补贴退坡政策于2014 年出台，在对于成本端

23、降低态势不明确的情况下，外界或形成对于绿电行业盈利水平下滑的担忧。2015.04-2016.02下行（下行（PB估值估值 1.92x-0.73x，股价涨跌幅股价涨跌幅-62.0%）：弃风限电弃风限电问题问题再度再度大面积浮现，业绩维持稳定增长大面积浮现，业绩维持稳定增长，但对于其成长性的隐忧亦逐步但对于其成长性的隐忧亦逐步提升。提升。公司股价呈现单边下行走势，相较恒指的超额收益迅速转负。其核心问题在于，2015 年开始国内弃风限电问题又一次大面积浮现，虽然全年来风量出现提升，但 2015年公司风电利用小时数依旧降至历史最低的 1888h。同时公司业绩增速大幅下滑，2015 年公司净利润增速为+

24、12.77%，同时消纳问题的隐患令外界忧虑公司新建电站的收益率水平。2016.02-2017.03 上行（上行（PB 估值估值 0.73x-1.33x，股价涨跌幅股价涨跌幅+49.3%）：政策政策推推动动与与特高压建设特高压建设叠加作用，叠加作用，弃风问题得到实质性改善弃风问题得到实质性改善，公司风电利用小时，公司风电利用小时迎来拐点。迎来拐点。本阶段内，尽管政策端补贴退坡政策已陆续出台，但风电成本端持续降低，令风电实现平价上网的指引逐步明确。本阶段内陆续出台的关于有序放开发用电计划的通知、关于实行可再生能源电力配额制的通知等政策令弃风限电问题逐步得到解决，叠加国内特高压线路在 2017 年以

25、后的大批量投产，全国弃风率在 2016年达到 17.1%的高点后保持快速下降，弃风问题开始得到实质性改善。公司风电利用小时数亦于 2016 年迎来拐点，此后呈现中枢持续上移，由 2016 年的 1901h 提升至 2021 年的 2366h。2018.07-2020.04下行（下行（PB估值估值 1.25x-0.55x，股价涨跌幅股价涨跌幅-56.0%）：电价调整电价调整+增速下滑增速下滑+补贴拖欠问题加剧补贴拖欠问题加剧，行业基本面下行，行业基本面下行。公司估值总体呈现长期单边下行态势，原因可归纳为，1）电价下滑：）电价下滑：2018 年 5 月出台风电竞价上网通知，多个省份陆上风电执行竞价

26、上网或推广市场化交易，进而出现折价上网的现象，导致电站收益率出现下滑；2）装机量增长降速装机量增长降速：2017 年开始公司资本开支节奏变化，新增装机量大幅缩减，公司业绩增速下滑；3）新新能源发电补贴拖欠问题加剧能源发电补贴拖欠问题加剧：绿电行业整体应收账款大幅提升，公司现金流情况亦出现恶化。4）装机成本提升：）装机成本提升：2020 年陆风“抢装潮”过程中，风机大幅涨价，进而压制新建电站收益率。2020.05-2021.10 上行（上行（PB 估值估值 0.55x-2.34x，股价涨跌幅，股价涨跌幅+464.9%）：1）基）基本面边际改善：本面边际改善：平价时代开启，电价降幅通过装机成本降低

27、得以疏导，叠加平价时代绿电交易概念的引入，平价绿电涨价预期加深，绿电经营基本面总体向好，板块迎来整体性的估值修复；2）成长性：）成长性：双碳背景下，行业长期成长空间打开，绿电装机量进入快速提升通道；3）业绩层面：）业绩层面：2020 年公司 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -7-深度研究报告深度研究报告 新增装机量大幅提升，带动 2021 年业绩出现大幅增长。图图 2、龙源电力新增装机量与资本开支变化（左龙源电力新增装机量与资本开支变化（左轴：轴：GW，右轴：亿元），右轴：亿元）图图 3、龙源电力风电利用小时与全国风电消纳情况龙源电力风电利用小时与

28、全国风电消纳情况变化（变化（h）数据来源：龙源电力公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：国家能源局，中电联，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 4、龙源电力上市以来业绩变化（亿元）龙源电力上市以来业绩变化（亿元）图图 5、龙源电力应收账款与经营净现金流（亿元）龙源电力应收账款与经营净现金流（亿元）数据来源：龙源电力公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：龙源电力公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 6、龙源电力上市以来、龙源电力上市以来 ROE加权变化情况加权变化情况 图图 7、龙源电力、龙源电力上市以来上市以来销售净利率变化销售净利率变化 数据

29、来源：龙源电力公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：龙源电力公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 龙源电力上市以来大致发生 3 次估值与业绩共振下的戴维斯双击，此前 2 次出现大幅上涨后均出现长期调整，核心因素在于行情中驱动公司估值提升的因素发生05000.000.501.001.502.002.503.00200001920202021装机量新增资本开支（右轴）0%5%10%15%20%02200132014201

30、52001920202021风电利用小时-龙源电力全国风电利用小时弃风率（右轴）-50%0%50%100%150%00702009200001920202021净利润YOY(右轴)05003002010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021应收账款经营性净现金流量6.0%7.0%8.0%9.0%10.0%11.0%12.0%2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

31、2016 2017 2018 2019 2020 202112.0%14.0%16.0%18.0%20.0%22.0%2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -8-深度研究报告深度研究报告 了明显的边际扭转，如消纳情况转差、装机增速下滑带来业绩增速下滑、补贴拖欠问题恶化等。而2020年5月以来的大幅上涨则体现为多重因素的全局性改善，叠加政策端发力催化，并且至今仍总体维持这一估值水平。我们总结发现：1）装机增长：装机增长：公司具备

32、装机量高增长与高资本开支的时期通常对应较高的估值水平；2）电价：电价：电价上涨预期通常对于公司估值的催化较为明显。3）消纳：消纳：全国整体消纳水平的变化对于估值的影响亦较大，但自 2018 年以来弃风率已低位企稳。站在当前时点，我们认为此前制约公司估值上涨的重要因素大多已发生实质性站在当前时点，我们认为此前制约公司估值上涨的重要因素大多已发生实质性正向扭转正向扭转或或相对相对明确明确：1）消纳：消纳：政策层面约束叠加特高压与灵活电源建设，消纳问题已成为新能源发展的先决要素。基于此，我们认为国内出现大范围消纳风险的概率较低；2）现金流：现金流：存量补贴拖欠问题有望由率先获得清偿，叠加平价电站装机

33、量的快速增长，现金流水平将逐步改善；3）装机增速：装机增速：双碳背景下，风光大基地为绿电行业开拓量增空间，且项目核准或备案节奏进一步加快，行业装机增速有望出现大幅提升。而电价而电价、装机成本装机成本、辅助服务成本、辅助服务成本等方面等方面则为当前绿电行业则为当前绿电行业内尚未完全明朗或内尚未完全明朗或变数犹存变数犹存的因素：的因素：4）电价：）电价：一方面因为补贴的退坡，新建电站的上网电价相较于补贴电站而言出现大幅下滑，另一方面因新能源逐步加大市场化交易比例（尤其以现货市场为主），叠加以往多次电改时期对于电价的让利，因此在部分电力消纳能力较弱或新能源消纳条件较差的区域，上网电价存在边际上的不确

34、定性，但伴随 2021 年以来缺电问题的出现，我们预计这一问题短期内仍将处于边际向好的态势中；5）装机成本：）装机成本：风电、光伏的装机成本主要由风机、光伏组件构成，二者因供需关系或者原材料价格上涨等问题出现价格上涨。当前风电装机成本已维持至相对合理且稳定的区间，而光伏组件价格高企则为制约光伏电站收益率提升的重要因素。6）辅助服务成本：）辅助服务成本：随着以新能源为主体的新型电力系统逐步构建，电源侧出力波动性将加大，灵活性电源调峰、调频需求提升。但基于 2021 年 12 月颁布的电力辅助服务管理办法，按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，辅助服务补偿成本将逐步向用户与电源侧分摊传导，

35、体现为令电源侧增配储能系统或向其征收辅助服务费用。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -9-深度研究报告深度研究报告 2、三峡能源三峡能源：三峡旗下绿电平台三峡旗下绿电平台，高速扩张与高质量发展，高速扩张与高质量发展 2.1、公司公司概况：概况：集团核心绿电开发平台，集团核心绿电开发平台，平价伊始登陆平价伊始登陆 A 股股 三峡集团旗下三峡集团旗下专注于开展专注于开展绿电开发建设绿电开发建设上市平台上市平台，平价时代伊始登陆平价时代伊始登陆 A 股股完成完成大额募资。大额募资。三峡新能源股份有限公司（600905.SH）发展沿革大致归纳为四阶段：公司设

36、立：公司设立：公司前身为水利总公司，其于 1985 年成立，原隶属于水利部，1997 年更名为水利投资公司，2 年后无偿规划至国务院管理。并入三峡集团并成为并入三峡集团并成为其其新能源开发主体：新能源开发主体：2008 年 12 月，公司与三峡集团完成合并重组，完成并入成为三峡集团全资子公司，实控人为国务院国资委，2010 年更名为中国三峡新能源公司，定位为三峡集团新能源产业战略实施主体。上市前的准备：上市前的准备：2015-2018 年，公司陆续完成重组改制、资产剥离、两轮增资扩股，引进三峡资本、都城伟业、水电建咨询等战投。2019 年公司正式变更为股份有限公司。上市至今：上市至今：2021

37、 年 6 月，公司正式登陆上交所完成 IPO 募资 227.13 亿元，主要募投方向为多个海上风电项目的建设资本开支与补充流动资金，截至2021 年底，公司累计新能源装机量达到 22.68GW，成为国内装机规模仅次于龙源电力的绿电上市企业。图图 8、公司发展沿革、公司发展沿革梳理梳理：公司自公司自“十三五十三五”开启高速扩张道路开启高速扩张道路 资料来源：Wind，公司公告，兴业证券经济与金融研究院整理 1985年公司前身水利总公司成立，为水利电力部直属全民所有制企业。1999年公司脱钩水利部，无偿划转至国务院，出资单位变更为国务院。2008年公司并入三峡集团，成为其全资子企业。更名为“江河水

38、利水电开发公司”。更名为“中国永利投资公司”。1991年1997年2006年更名为“中国水利投资集团公司”。2010年更名为“中国三峡新能源公司”。开展重组改制方案，进行非主业、闲置、不良资产剥离，改制为有限责任公司。2015年2018年增资扩股引进战略投资者，资方包含三峡资本、都城伟业、水电建咨询等。2019年设立股份有限公司，更名为“中国三峡能源（集团）股份有限公司”。三峡集团持股70%为控股股东。2021年登陆上交所成功上市，募资227.13亿元，投资建设7个海风项目。162 267 338 646 680 851 1001 1426 2172 2403 91 103 124 220 2

39、60 407 385 419 688 711 05000250030002000022Q1总资产(亿元)净资产(归母,亿元)请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -10-深度研究报告深度研究报告 图图 9、三峡能源股权结构分拆、三峡能源股权结构分拆：截至：截至 2022Q1 末，母公司三峡集团持股比例为末，母公司三峡集团持股比例为 48.92%资料来源：Wind，公司公告，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：数据截至 2022年一季度末。集团内部集团内部各子公司分工明

40、确，同业竞争风险较低各子公司分工明确，同业竞争风险较低。公司母公司中国长江三峡集团（以下简称“三峡集团”）旗下拥有多家电力企业，如长江电力、三峡能源、湖北能源、三峡水利、三峡国际能源投资集团、中国水利电力等。三峡集团与三峡能源的避免同业竞争协议中明确承诺，三峡能源在集团内的定位为国内除湖北省以外地区的新能源业务实施主体，同时不会新增常规水电业务的投资开发以及项目运营。集团内部总体赋予其较为清晰的发展思路与良好的发展环境。图图 10、三峡集团电力企业内部职能划分、三峡集团电力企业内部职能划分 资料来源：Wind，公司公告，兴业证券经济与金融研究院整理 2.2、经营情况复盘：、经营情况复盘：正处于

41、业绩体量与利润水平的快速提升期正处于业绩体量与利润水平的快速提升期 盈利水平与业绩体量共同提升，近三年内业绩增长显著提速。盈利水平与业绩体量共同提升，近三年内业绩增长显著提速。十三五时期以来，公司经营体量呈现大幅提升，2016-2021 年营业总收入 CAGR 为+24.5%。同时公三峡能源（600905.SH）三峡集团48.92%国务院国资委100%实控人三峡资本3.49%都城伟业集团水利水电建设其他A股投资者合计3.49%3.49%33.55%3.49%浙能资本珠海融朗投资3.49%三峡集团长江电力三峡能源湖北能源三峡水利54.91%48.92%12.58%水电开发运营新能源电站开发运营配

42、售电综合能源开发运营15.54%新能源电站开发运营（湖北省）水电开发运营辅助电源开发运营三峡国际70.00%境外电力资产运营 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -11-深度研究报告深度研究报告 司盈利水平中枢持续上移，同期毛利率与净利率分别提升5.8pct、6.6pct，带动同期归母净利润 CAGR 为+29.8%。受益于新能源装机量的快速增长，公司业绩体量于 2019-2021 年间增长显著，其中 2021 年归母净利润同比+56.3%。2022Q1 净利率大幅攀升，源于净利率大幅攀升，源于高毛利海上风电高毛利海上风电项目大批量投产与会计政策变更。

43、项目大批量投产与会计政策变更。而公司 2022Q1 毛利率、净利率分别达到 67.2%、44.4%，其中一方面源于海上风电项目大规模投产带来的盈利水平提升，另一方面则由于公司会计政策变更，试运行期间不计提发电资产折旧，但销售收入计入当期损益，预计伴随机组正式投运，公司整体盈利水平或将出现小幅回落。图图 11、公司公司营业营业总总收入收入梳理梳理（亿元）（亿元）图图 12、公司公司归母净利润归母净利润梳理梳理（亿元）（亿元）数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 13、公司公司盈利盈利水平梳理水平梳理 图图 14、公司公司期间费用

44、率期间费用率梳理梳理 数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 备注；期间费率=（销售费用+管理费用+财务费用）/营业总收入。装机量提升装机量提升推动推动发电量发电量高速增长高速增长，海风项目投产提升风电总体利润水平。海风项目投产提升风电总体利润水平。过往 5年为公司装机量高速增长时期，总装机量由 2017 年的 7.57GW 提升至 2021 年的22.90GW，CAGR 为+31.9%，同期发电量由 131.35 亿度增长至 330.69 亿度，CAGR为+26.0%。此期间海上风电装机量提升，公司风电利用小时数大幅攀升，叠加海风项

45、目的高国补电价，风电毛利率由 54.9%提升至 60.4%，为公司盈利水平提升的主要因素。截至 2021年底公司装机量同比+47%，或将助推 2022年公司业绩实现高速增长，其中 2022Q1 归母净利润达到 22.64 亿元，同比+51.5%。31.0%8.9%21.3%26.3%36.8%51.8%0%10%20%30%40%50%60%0500022Q1营业总收入YOY（右轴）58.4%11.5%4.8%27.2%56.3%51.5%0%10%20%30%40%50%60%70%00201620172

46、00212022Q1归母净利润YOY（右轴）58.4%67.2%39.3%44.4%0%10%20%30%40%50%60%70%80%200022Q1毛利率净利率28.3%25.8%24.2%22.9%23.4%24.8%23.1%6.9%5.5%5.8%4.7%4.9%6.5%3.1%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%30.0%200022Q1期间费率管理费率 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -12-深度研究报告深

47、度研究报告 图图 15、公司发电量结构梳理（亿度）、公司发电量结构梳理（亿度）图图 16、公司装机量结构梳理（、公司装机量结构梳理（GW）数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：其中 2021年风电包含 4.58GW海上风电装机。图图 17、公司、公司收入结构分拆收入结构分拆 图图 18、公司、公司主要主要业务毛利率业务毛利率梳理梳理 数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 19、公司风电利用小时数梳理（、公司风电利用小时数梳理（h）图图 20、公司光伏利用小时数

48、梳理（、公司光伏利用小时数梳理（h）数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 92.27 112.75 125.74 157.51 227.89 85.67 29.23 36.24 54.06 66.47 94.99 29.63 0%10%20%30%40%50%05003003502002020212022Q1风电光伏水电总发电量YOY（右轴）4.86 5.26 6.12 8.88 14.27 2.52 3.30 4.32 6.50 8.41 0%10%20%30%40%50%0.05.01

49、0.015.020.025.0200202021风电光伏水电总装机量YOY（右轴）59%63%61%63%65%32%35%37%35%32%0%20%40%60%80%100%200202021风电光伏水电其他业务54.9%58.0%57.9%60.0%60.4%55.1%53.9%55.6%54.2%55.5%50.0%52.0%54.0%56.0%58.0%60.0%62.0%200202021风电光伏204822862250223723083207822320200021002

50、20023002400200202021三峡能源全国平均555000200202021三峡能源全国平均 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -13-深度研究报告深度研究报告 图图 21、公司公司资产负债率资产负债率梳理梳理 图图 22、公司公司 ROE（摊薄）（摊薄）与与 EPS（摊薄摊薄）梳理梳理 数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：Wind，兴业证券经

51、济与金融研究院整理 正处高资本开支时期，补贴拖欠问题解决与平价电站释放现金流或将缓解资金正处高资本开支时期，补贴拖欠问题解决与平价电站释放现金流或将缓解资金压力。压力。电力行业重资产属性较强，装机量的高增通常对应资本开支的大幅提升。公司处于资本开支高速增长时期，2020、2021 年购建长期资产所支付的现金总量分别达到254.56、299.06亿元，分别同比+78.3%、+17.5%。而因新能源发电补贴拖欠问题，公司 2021 年收现比同比-15.8pct，进而拖累经营净现金流。但伴随2022 年中央政府性基金预算其他性支出大幅增长，补贴拖欠问题有望获得一次性解决，叠加平价电站逐步投产，公司现

52、金流有望出现显著改善。图图 23、公司现金流情况梳理（亿元）公司现金流情况梳理（亿元）图图 24、公司公司收现与应收账款情况（亿元）收现与应收账款情况（亿元）数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：收现比=销售商品提供劳务收到的现金/营业总收入 3、电价电价端端：市场化推进，绿电交易为平价电站释放红利市场化推进，绿电交易为平价电站释放红利 平价电站消除应收账款拖欠问题，叠加成本端下行趋势，优质现金流资产属性平价电站消除应收账款拖欠问题，叠加成本端下行趋势，优质现金流资产属性凸显。凸显。新能源发电补贴时代中，绿电电站电价由可再生能

53、源补贴与电网结算电费两部分构成，而补贴支付节奏于 2018 年后出现明显放缓，以致绿电企业现金流回款压力加大。进入平价时代，新建电站营收模式转变为“当月发电、次月由电网结算电费”，电价按照各地燃煤发电基准电价执行或参与市场化交易形成上网63.4%59.5%49.3%58.3%67.4%64.7%40.0%45.0%50.0%55.0%60.0%65.0%70.0%200.6%10.2%7.5%7.1%9.0%10.1%0.12 0.19 0.15 0.14 0.18 0.20 0.000.050.100.150.200.250.0%2.0%4.0%6

54、.0%8.0%10.0%12.0%2001920202021ROEEPS（右轴）47 51 61 90 88 69 106 143 255 299 13 102 56 168 372 29 47 41 19 130 0500300350400200202021经营净现金流购建长期资产支付的现金筹资活动净现金流期末现金余额58 63 79 106 121 29 50 72 98 124 190 235 86%86%88%94%78%51%0%20%40%60%80%100%0500200

55、2020212022Q1销售商品提供劳务收到的现金应收账款收现比（右轴）请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -14-深度研究报告深度研究报告 电价，电费拖欠风险几近消除，叠加新能源装机成本以及融资成本的下行，前期资本开支与运营期财务费用趋低，平价项目现金流情况相较于补贴电站大幅好转。图图 25、国内绿电代表企业国内绿电代表企业应收账款周转率与融资成应收账款周转率与融资成本本测算测算变化趋势变化趋势 图图 26、单位装机量单位装机量补贴电站与平价电站补贴电站与平价电站自由自由性性净现净现金流量模拟对比（金流量模拟对比（亿元亿元/GW）数据来源：Wind，

56、兴业证券经济与金融研究院整理 备注：1、融资成本=财务费用/（长期借款+短期借款+应付债券）；2、龙源电力应收账款=应收账款+应收账款融资 数据来源：兴业证券经济与金融研究院测算 主要假设包含：1、以陆上风电项目为例，补贴电站与平价电站电网结算部分电价均为 0.40 元/度，补贴电站额外包含0.21 元/度的电价补贴，假定电价补贴不到账；2、装机成本：补贴电站 8500 元/kW，平价电站为 6000 元/kW；3、利用小时：两者均为 2200h/年；4、融资成本：补贴电站5.0%，平价电站 4.0%；保障性与市场化保障性与市场化项目项目的主要差异体现于的主要差异体现于是否提供配套并网条件，而

57、非电价结算是否提供配套并网条件，而非电价结算方式。方式。以往补贴时代电站在上网模式上大体包含补贴电站与竞价上网两类模式。而进入平价时代，上网模式转变为考量运营商是否为电网系统提供一定的配套并网条件，如灵活性电源、配套设施、送出线路等，并就此在并网条件上将平价绿电划分为保障性与市场化两类并网方式，弱化了对于上网电价的考核。图图 27、保障性并网与市场化并网差异图例（左为保障性并网，右为市场化并、保障性并网与市场化并网差异图例（左为保障性并网，右为市场化并网）网）资料来源：发改委官网，兴业证券经济与金融研究院整理 常规中长期电价为市场化交易主体，定价对标煤电市场电价，引入绿电作为单常规中长期电价为

58、市场化交易主体，定价对标煤电市场电价，引入绿电作为单0.0%1.0%2.0%3.0%4.0%5.0%6.0%0.001.002.003.004.005.002001920202021三峡能源应收账款周转率龙源电力应收账款周转率三峡能源融资成本（右轴）龙源电力融资成本（右轴）5.005.506.006.507.007.50Y1Y2Y3Y4Y5Y6Y7Y8Y9 Y10 Y11 Y12 Y13 Y14 Y15 Y16 Y17 Y18 Y19 Y20平价项目FCFF补贴项目FCFF省用电量省消纳权重电网侧负责提供并网条件，解决消纳问题由各省级能源主管部门通过竞争性配置统一组织保障

59、性规模可再生能源发电企业电网消费侧市场化并网规模通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后进行竞配自建、合建储能设施电网消费侧购买储能服务可再生能源发电企业发电侧负责提供配套并网条件，自行解决消纳问题 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -15-深度研究报告深度研究报告 独中长期交易框架。独中长期交易框架。对于平价电站而言，上网电价结算方式可分为按项目指导电价执行保量保价上网与市场化交易两类，对于其是否进行市场化交易，需取决于该电站所发电量是否高于当地政府或电网所划定的基础利用小时，若超出则需要执行市场化交易，2020 年国网经营区内两者合

60、计完成 1572 亿度，占当年全国新能源发电量的 21.6%，基于新能源将于 2030年全面参与市场交易的指引，这一比例预计将持续提高。类别上，新能源市场化交易可大致划分为三类：中长期协议交易（含发电权交易）中长期协议交易（含发电权交易）：中长期交易为以往市场化交易主要部分，其定价机制将逐步引导向燃煤发电市场化电价对标，并合理设定其交易价格下限，国网区域总成交量 1535 亿度，占比为 97.6%；现货交易现货交易：现货则主要为省间交易，2020 年国网区域新能源现货成交电量为 37 亿度，占比为 2.4%；绿电交易绿电交易：作为一种独立的中长期交易框架，其交易模式具备一定的独立性，交易量正处

61、于持续扩大的过程中，自 2022M1 以来连续 4 月保持上升态势，至 2022M5 单月交易总量已达 19.3 亿度，且已于 2022M3 开始显著放量。图图 28、国网区域新能源市场化省间与省内成交量对国网区域新能源市场化省间与省内成交量对比（亿度）比（亿度）图图 29、国网区域新能源市场化各类交易方式成交量国网区域新能源市场化各类交易方式成交量明细（亿度）明细（亿度）数据来源：国家电网官网，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：国家电网官网，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 30、国内、国内单月单月绿电成交量绿电成交量：2022M3 开始单月交易量大幅提升开始单月交易量大幅提升（亿度

62、）（亿度）资料来源：中电联，兴业证券经济与金融研究院整理 绿电交易绿电交易框架独立且框架独立且明确执行溢价交易，明确执行溢价交易，平价电站优先参与绿电交易平价电站优先参与绿电交易。关于加492723898965718.5%21.2%23.3%21.6%0%5%10%15%20%25%0500020020省内交易省间交易国网区域市场化交易占国内新能源发电量比重（右轴）674427400800省间外送交易省间直接交易省间现货省间发电权交易 省内直接交易 省内发电权交易

63、201920201.22.51.83.12.63.512.915.119.3051015202521M921M1021M1121M1222M122M222M322M422M5 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -16-深度研究报告深度研究报告 快建设全国统一电力市场体系的指导意见中提出，体现绿电在交易组织、电网调度等方面上的优先地位，引导有需求用户直接进行绿电交易，电网优先执行绿电直接交易结果，意味着在交易规则逐步完善后，绿电交易规模将在逐步提高，或将成为市场化交易主力。绿电交易细则主要内容则可归纳总结为以下四点：交易模式交易模式：可分为向电网企业购

64、买与用户向绿电企业直接购买，均为独立的中长期交易框架，其中直接购买主要面向省内市场，省间交易初期由电网企业汇总交易需求执行统一交易；交易交易溢价溢价：鼓励高于核定的上网价格与电网企业收购价格（通常为当地燃煤基准电价，风电光伏上网指导价格为各地燃煤发电基准电价），电价体现为“能量价格+环境溢价”，能量价格为保障电站收益的合理价格，同时将所有收益分配给发电企业；供给侧：供给侧：优先组织平价电站参与交易。补贴电站参与绿电交易时交易电量不领取补贴且不计入全周期合理利用小时数；需求侧：需求侧：其面向用户主要包含行业龙头企业、大型国企、跨国企业。其需求来源大致包含两类：1）绿证需求：绿电交易完成时向用户核

65、发绿证，1 个绿证对应1MWh结算电量，部分出口企业为避免高额碳关税、实现碳中和目标等因素具备绿证需求；2）可再生能源配额：部分地区电力用户或售电企业承担可再生能源消纳责任权重，在此刚性约束下提升绿电需求。表表 1、绿电交易绿电交易重要重要政策政策梳理（截至梳理（截至 2022 年年 5 月底）月底）政策名称政策名称 发布时间发布时间 发布单位发布单位 主要内容主要内容 南方区域绿色电力交易规则（试行）南方区域绿色电力交易规则（试行）2022.02 南方电网 交易产品：交易产品：符合绿证发放条件的风电、光伏等可再生能源发电企业，现阶段主要是集中式陆风、集中式光伏，后现阶段主要是集中式陆风、集中

66、式光伏，后续放开，可能逐步范围扩大至水电续放开，可能逐步范围扩大至水电；购电方：购电方：电力用户和售电公司，电网企业落实国家保障性收购或代理购电政策可以作为购售电主体参与绿电交易；交易方式：交易方式：协商交易、挂牌交易、竞价交易，向电网企业购买与用户向绿电企业直接购买；绿证：绿证：绿证是按照国家相关管理规定，依据风电、光伏等绿色电力上网电量，通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台颁发的具有唯一代码标识的电子凭证，1 个绿证对应 1MWh 结算电量。售电主体售电主体：a、平价电站或自愿退出国补的原补贴电量平价电站或自愿退出国补的原补贴电量，b、若为补贴新能源电站，则该交易电量不领取补贴，亦

67、若为补贴新能源电站，则该交易电量不领取补贴，亦不计入合理利用小时不计入合理利用小时；绿电价格：绿电价格：能量价格+环境溢价，能量价格按保障电站收益为原则定价，环境溢价为绿色电力成交价格减去电力环境溢价为绿色电力成交价格减去电力用户所在省区绿电基准电价或竞争性配置所形成电价的用户所在省区绿电基准电价或竞争性配置所形成电价的差值差值。北京电力交易中心绿色电力交易实施细北京电力交易中心绿色电力交易实施细则则 2022.05 北京电力交易中心 关于加快建设全国统一电力市场体系的关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见指导意见 2022.01 国家发改委、国家能源局 鼓励绿电消费：新增可再生能源和原料

68、用能不纳入能源消费总量控制要求；鼓励行业龙头企业、大型国企、跨国公司行业龙头企业、大型国企、跨国公司消费绿电，推推动外向型企业较多、经济承受能力较强地区逐步提高绿动外向型企业较多、经济承受能力较强地区逐步提高绿电消费比例电消费比例；加强高耗能企业使用绿电的刚性约束加强高耗能企业使用绿电的刚性约束，各地可根据实际情况制定高耗能企业绿电消费占比；绿电保障：电网保供能力许可时，对绿电消费比例较高的对绿电消费比例较高的用户实施需求侧优先保障用户实施需求侧优先保障；市场化用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消市场化用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重纳责任权重；与碳排放的关系：研究在

69、排放量核算中将绿色电力相关研究在排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性碳排放量予以扣减的可行性；数据来源：国家发改委，国家能源局，国家电网官网，南方电网公告，北京电力交易中心，兴业证券经济与金融研究院整理 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -17-深度研究报告深度研究报告 平价电站供给有限阻碍平价电站供给有限阻碍此前此前绿电交易量大幅提升，绿电交易量大幅提升，静待绿电交易放量为平价电静待绿电交易放量为平价电站释放红利。站释放红利。具体绿电交易价格上，电网层面电网层面，2021年 9月于国网和南网组织的绿电试点交易中，共出现约 79 亿度成

70、交量，多数地区绿电成交价格交当地电力中长期交易价格溢价 3-5分/度，而 2022年 1-4月全国绿电交易累计成交量为 38.1亿度，均为省内电力直接交易；各地方层面各地方层面，广东、江苏等地区此后陆续执行多期绿电交易，均较各地燃煤基准电价出现一定程度的溢价。而其成交量相比于其他新能源市场化交易量较小，其原因可大致归纳为：供给有限供给有限，且，且供需空间错配：供需空间错配：平价绿电项目装机量有限，在国内新能源供需存在空间错配且省间交易壁垒有待完全打通的情况下，供需在一定程度上难以相互匹配；新能新能源消纳责任源消纳责任强制性考核政策强制性考核政策对于用电企业的惩罚措施有待完善明确。边边际上际上，

71、伴随国内平价电站装机放量，省间交易壁垒逐步打破等政策逐步落地，绿电交易有望加速推进执行。图图 31、广东电力交易中心绿电交易情况（亿度）广东电力交易中心绿电交易情况（亿度）图图 32、江苏电力交易中心绿电交易情况（亿度）江苏电力交易中心绿电交易情况（亿度）数据来源：广东电力交易中心，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：江苏电力交易中心，兴业证券经济与金融研究院整理 表表 2、国内平价新能源发电量测算、国内平价新能源发电量测算表表 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 平价新能源装机量：（单位：平价新能源装机量：（单位：GW）56.27 151.27 271.27 426

72、.27 606.27 YOY 169%79%57%42%陆上风电陆上风电 新增新增 30.67 50.00 60.00 70.00 70.00 累计累计 30.67 80.67 140.67 210.67 280.67 实际发电容量实际发电容量 15.34 55.67 110.67 175.67 245.67 集中式光伏集中式光伏 新增新增 25.60 40.00 50.00 70.00 90.00 累计累计 25.60 65.60 115.60 185.60 275.60 实际发电容量实际发电容量 12.80 45.60 90.60 150.60 230.60 海上风电海上风电 新增新增 0

73、.00 5.00 10.00 15.00 20.00 累计累计 0.00 5.00 15.00 30.00 50.00 实际发电容量实际发电容量 0.00 0.00 5.00 15.00 30.00 利用小时数：（单位：利用小时数：（单位：h）陆上风电陆上风电 2232 2200 2200 2200 2200 13.5%9.9%11.6%13.7%13.6%13.5%9.7%13.1%18.4%21.1%20.1%11.7%0%5%10%15%20%25%0.002.004.006.008.002022年长协2022M22022M32022M42022M52022M6绿电成交电量绿电电价较基准

74、电价上浮幅度（右轴）其他类型电量较基准电价上浮幅度（右轴）18.4%18.1%18.9%19.4%19.4%19.4%19.4%19.7%19.9%19.9%17%18%19%20%21%0.002.004.006.008.0010.002022年长协2022M22022M32022M42022M5绿电成交电量绿电电价较基准电价上浮幅度（右轴）其他类型电量较基准电价上浮幅度（右轴）请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -18-深度研究报告深度研究报告 集中式光伏集中式光伏 1281 1300 1300 1300 1300 海上风电海上风电 3000 30

75、00 3000 3000 3000 平价新能发电量测算：（单位：亿度）平价新能发电量测算：（单位：亿度）506.25 1817.54 3762.54 6272.54 9302.54 YOY 259%107%67%48%陆上风电陆上风电 342.28 1224.74 2434.74 3864.74 5404.74 集中式光伏集中式光伏 163.97 592.80 1177.80 1957.80 2997.80 海上风电海上风电 0.00 0.00 150.00 450.00 900.00 数据来源：国家能源局，中电联，兴业证券经济与金融研究院整理 假设：1、从 2021年起新增的陆上风电、集中式

76、光伏为平价电站，不考虑此前并网的部分平价电站，2022年起并网的海上风电为平价电站；2、陆风、光伏当年新增装机容量的 50%在当年贡献发电量，海上风电次年开始贡献发电量；3、橙色部分为假设值，不代表兴业证券公用环保团队预测值。4、绿电基本面绿电基本面：平价上网进行时，三峡增速优势或将凸显平价上网进行时，三峡增速优势或将凸显 除绿电溢价带来的收益增厚外，左右新能源电站收益率的主要因素可归纳为除绿电溢价带来的收益增厚外，左右新能源电站收益率的主要因素可归纳为装装机成本机成本、消纳问题消纳问题以及以及项目选位所带来的资源禀赋与项目选位所带来的资源禀赋与各地各地上网电价差异上网电价差异。对陆上电站，装

77、机成本在全国范围内差异较小，因此为行业 性问题，而对于海上风电而言，其各个省份之间的装机成本差异则相对明显。消纳与项目选位问题则有赖于公司自身在不同区域的区位资源优势，是否能在低限电、高禀赋以及具备适当上网电价区域获取项目资源，将成为平价时代下造成运营商之间盈利水平差异的关键因素。优质项目为企业带来更强的造血能力，配合资源拓展能力，保证其在装机量高速增长时期，仍具备收益率提升能力，构成造就运营商 的核心因素。图图 33、新能源运营商竞争要素分析、新能源运营商竞争要素分析 资料来源：兴业证券经济与金融研究院整理 4.1、陆上电站：陆上电站：基本面向好量增为王，央企资源优势愈发突出基本面向好量增为

78、王，央企资源优势愈发突出 行业层面：行业层面：成本端风电企稳成本端风电企稳、光伏承压光伏承压，基本面向好量增为王，基本面向好量增为王 发电成本降低为驱动绿电渗透率提升的主要因素之一发电成本降低为驱动绿电渗透率提升的主要因素之一，风电降本主要依赖利用风电降本主要依赖利用持续的新能源项目资源拓展新能源项目建设开发新能源项目运维能力项目资源储备充足（保证规模增长）优质资源优势（资源禀赋差异决定发电能力）选取外送能力较强或本地消纳优良的区域调峰能力较强的运营商或占据优势项目选位（资源禀赋、消纳条件、电价水平）新能源设备采购（供应链管理等）工程开发能力（保障按期完工）资金投入专业化的电站管理避免事故发生

79、造成资产减值（智慧化管理等方式）潜在：若新能源市场化交易比例进一步扩大，运营商对于电网负荷、出力曲线的预测能力或将成为重要的竞争要素融资成本（影响运营期财务费用）在手现金流（资本金实力）融资渠道 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -19-深度研究报告深度研究报告 效率提升、光伏降本主要依赖制造端降本效率提升、光伏降本主要依赖制造端降本。2020 年国内新建陆上风电、集中式光伏平准化度电成本（简称“LCOE”）分别为 0.2276、0.3035元/度，2010-2020年间 LCOE 分别累计下降 52.6%、85.3%，CAGR 分别为-7.2%、-

80、17.4%。其中，10年间陆风降本主要受风能利用效率提升以及其他成本管控驱动，风电设备带来的降本效果并不明显，期间陆风装机成本振荡下降 14.1%，对应 CAGR 为-1.5%；同期光伏发电设备端的降本则更为明显，制造端持续技术迭代降本，为驱动光伏发电成本降低的主要因素，期间光伏装机成本快速下降 83.4%，对应 CAGR 为-16.4%。图图 34、2010-2020 年间陆风年间陆风降本降本情况复盘（左轴：情况复盘（左轴：元元/千瓦；右轴：元千瓦；右轴：元/度）度）图图 35、2010-2020 年间光伏降本情况复盘（左轴：年间光伏降本情况复盘（左轴：元元/千瓦；右轴：元千瓦；右轴：元/度

81、）度）数据来源：IRENA，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：IRENA，兴业证券经济与金融研究院整理 平价时代以来，陆上风电平价时代以来，陆上风电实现超预期降本实现超预期降本，需求旺盛叠加硅料涨价推高组件价需求旺盛叠加硅料涨价推高组件价格。格。陆风方面，陆风方面，风电需求结构以国内绿电央企为主，叠加供需关系转向宽松、与风机大型化趋势，装机成本出现大幅下行，推动风电发电成本出现较大幅度下行；光伏方面，光伏方面，光伏组件占光伏电站装机成本的 54%，其价格波动对于光伏电站初始投资成本的影响较大，2021 年以来组件需求提升叠加硅料价格大幅上涨，整体推高光伏组件价格，压制新建电站收益率。长期

82、维度内，其技术迭代带来的成本降低效果依旧明显，而中短期维度内行业应当重点关注硅料产能释放以及组件环节供需关系环节带来的生产成本降低，为新建光伏电站释放利润空间。图图 36、陆上风电装机成本分拆（、陆上风电装机成本分拆（2020 年）年）图图 37、光伏电站装机成本分拆（、光伏电站装机成本分拆（2021 年）年）数据来源：运达股份公告，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：西北勘测设计研究院有限公司，兴业证券经济与金融研究院整理 0.000.100.200.300.400.500.6002000400060008000010 2011 2012 2013 2014 201

83、5 2016 2017 2018 2019 2020装机成本LCOE（右轴）0.000.501.001.502.002.5005000000025000300002010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020装机成本LCOE（右轴）风机设备,49%建安费用,20%塔筒,10%电缆线路及配套,2%变电设备,2%基本预备费,1%其他费用,16%组件,54.1%支架,12.6%其他费用,6.6%电缆线路,6.1%逆变器,5.6%升压站,5.1%建设用地费,3.5%其他土建,3.0%送出线路,2.5%其他电气,0.9%

84、请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -20-深度研究报告深度研究报告 图图 38、国内陆上风电风机季度招标价格均价（元国内陆上风电风机季度招标价格均价（元/千瓦）千瓦）图图 39、光伏组件价格与硅料价格（左轴：元光伏组件价格与硅料价格（左轴：元/瓦；瓦；右轴：美元右轴：美元/KG）数据来源：金风科技官网，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：百川盈孚，Solarzoom，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 消纳问题自消纳问题自 2017 年以来逐年改善年以来逐年改善，总体向好但，总体向好但限电问题仍可能于三北地区不时限电问题仍可能于三北地区不时浮

85、现浮现。消纳层面，2017 年以来国内新能源消纳情况显著好转，依托政策端发力、特高压线路加速投产、调峰电源建设提速等因素，国内新能源消纳困境大幅缓解。全国弃风率由 2016 年高点的 17.1%下降至 2021 年的 3.1%、弃光率由 2017 年的6.0%下降至 2021 年的 2.0%。但时至今日，尽管弃风率大幅降低，但三北地区新能源消纳能力仍弱于国内电力负荷侧省份，其中西北地区如新疆、青海、甘肃、内蒙古（蒙西），华北地区内蒙古（蒙东）、河北等地，其弃风率均高于全国平均水平，而东北三省的消纳情况则相对较好。表表 3、弃风率梳理：三北地区受限于消纳条件，、弃风率梳理：三北地区受限于消纳条件

86、，弃风率往往弃风率往往高于负荷侧省份高于负荷侧省份 数据来源：国家能源局，全国新能源消纳监测预警中心，兴业证券经济与金融研究院整理 3081 2888 2594 2401 2267 1876 0300035004000450050002014Q12014Q22014Q32014Q42015Q12015Q22015Q32015Q42016Q12016Q22016Q32016Q42017Q12017Q22017Q32017Q42018Q12018Q22018Q32018Q42019Q12019Q22019Q32019Q42020Q12020Q22020Q32020Q42021

87、Q12021Q22021Q32021Q42022Q14MW级3MW级2.5MW级2MW级市场均价1.92 0.21.41.61.82.02.2Jul-19Sep-19Nov-19Jan-20Mar-20May-20Jul-20Sep-20Nov-20Jan-21Mar-21May-21Jul-21Sep-21Nov-21Jan-22Mar-22May-22市场价格:光伏组件(单晶perc,310W):中国现货价:国产多晶硅料（右轴）省份20002020212022前4月各省走势内蒙古9.0%18.0%21.0%15.0%10.3

88、%12.8%9.3%5.7%11.8%吉林15.0%32.0%30.0%21.0%6.8%2.5%2.4%2.9%8.0%陕西2.0%0.0%7.0%4.0%2.2%0.6%3.0%2.3%6.3%甘肃11.0%39.0%43.0%33.0%19.0%7.6%6.4%4.1%6.2%新疆15.0%32.0%38.0%29.0%22.9%14.0%10.3%7.3%6.1%青海0.0%0.0%0.0%0.0%1.6%2.5%4.7%10.7%5.2%河北12.0%10.0%9.0%7.0%5.2%4.8%4.7%4.6%4.7%黑龙江12.0%21.0%19.0%14.0%4.4%1.3%0.5

89、%1.9%4.7%山东1.0%0.0%0.0%0.0%1.4%0.1%3.2%1.5%3.9%山西0.0%2.0%9.0%6.0%1.1%1.1%3.3%2.5%3.4%河南0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.2%1.7%3.1%宁夏0.0%13.0%13.0%5.0%2.3%1.9%2.2%2.4%2.7%辽宁6.0%10.0%13.0%8.0%1.0%0.4%1.0%2.0%2.4%湖南0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%1.8%5.5%1.0%1.2%贵州0.0%0.0%0.0%0.0%1.1%0.4%0.3%0.5%0.5%天津1.0%0.0%0.0%0.0%0.0

90、%0.0%0.0%0.0%0.3%广东0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.3%云南4.0%3.0%4.0%3.0%0.0%0.2%0.6%0.1%0.0%四川0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%北京0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%江苏0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%西藏0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%广西0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%安徽0.0%0.0%0.0%0.0

91、%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%海南0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%湖北0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%浙江0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%江西0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.1%0.0%上海0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%重庆0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%福建0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%全国8.0%15.0%17

92、.0%12.0%7.0%4.0%3.5%3.1%4.1%请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -21-深度研究报告深度研究报告 基于此，我们对国内可执行陆上风电与光伏电站建设的主要省份进行了收益情况分析，主要假设包含：资金结构与融资成本：资金结构为 30%权益资金与 70%债务融资，贷款利率为 4.00%，还款年限 15 年；装机成本：陆上风电风机成本中枢为 2000 元/kW、其他装机成本为 3500 元/kW，集中式光伏组件成本中枢为 1900 元/kW、其他装机成本为 2000 元/kW；税率：增值税税率 13%，所得税率 15%，所得税享受“三免

93、三减半”政策，税金及附加为每年营业收入的 5%；折旧年限以及项目残值：折旧年限均假设为20年、项目残值率假设为 10%；储能系统：储能配置装机容量为 15%、2 小时，单位储能投资成本为 1.50 元/瓦时，充放电深度为 80%，每年充放电次数 360 次。陆风项目收益率全局向好，西北地区部分省份存在制约因素压低项目收益率。陆风项目收益率全局向好，西北地区部分省份存在制约因素压低项目收益率。陆上风电凭借其产业链上游的快速降本，一定程度上对冲了电价补贴退坡带来的不利影响，已成为运营商提升自身盈利水平的重要路径。经过测算我们发现：1）除三华地区外，国内陆上风电盈利水平较高的省份主要集中于消纳形势相

94、对稳定的东北地区、华北地区的河北以及内蒙古等省份；2）而西北地区如疆宁甘青等省份则受限于区域消纳瓶颈与低上网电价等方面的影响，总体收益率水平受限，部分项目或徘徊于绿电央企开发收益率考核基准线水平。表表 4、国内陆上风电主要开发省份项目收益情况测算（年均每国内陆上风电主要开发省份项目收益情况测算（年均每 GW 净利润单位：亿元净利润单位：亿元/GW）省份省份 燃煤基准电价燃煤基准电价(元元/度度)利用小时数利用小时数（h）投资成本投资成本：5000元元/kW 投资成本投资成本：5500 元元/kW 投资成本投资成本：6000 元元/kW IRR 年均年均ROE 年均每年均每 GW净利润净利润 I

95、RR 年均年均ROE 年均每年均每 GW净利润净利润 IRR 年均年均ROE 年均每年均每 GW净利润净利润 四川四川 0.4012 2377 33.1%26.1%3.56 28.3%22.3%3.31 24.3%19.0%3.06 湖北湖北 0.4161 2132 28.7%22.6%3.08 24.3%19.0%2.27 20.7%16.0%2.58 云南云南 0.3358 2618 28.3%22.3%3.04 24.0%18.7%2.79 20.4%15.7%2.54 安徽安徽 0.3844 2259 27.5%21.6%2.95 23.3%18.2%2.70 19.8%15.2%2.

96、45 辽宁辽宁*0.3749 2292 27.0%21.2%2.89 22.8%17.7%2.64 19.3%14.8%2.39 吉林吉林*0.3731 2298 26.8%21.1%2.87 22.7%17.6%2.62 19.2%14.7%2.37 重庆重庆 0.3946 2144 26.1%20.4%2.79 22.0%17.1%2.54 18.6%14.2%2.29 江西江西 0.4143 2012 25.2%19.8%2.69 21.2%16.4%2.44 17.9%13.6%2.19 黑龙江黑龙江*0.3740 2209 24.8%19.4%2.65 20.9%16.1%2.40

97、17.6%13.3%2.15 河北河北*0.3644 2208 23.5%18.3%2.49 19.7%15.1%2.24 16.6%12.4%2.00 山西山西*0.3320 2348 22.0%17.0%2.32 18.3%13.9%2.07 15.4%11.3%1.82 陕西陕西*0.3545 2143 20.7%15.9%2.17 17.2%12.9%1.92 14.3%10.4%1.67 蒙东蒙东*0.3035 2429 19.4%14.8%2.02 16.1%11.9%1.77 13.3%9.4%1.52 蒙西蒙西*0.2829 2429 16.4%12.2%1.66 13.4%9

98、.5%1.42 11.0%7.2%1.17 贵州贵州 0.3515 1861 14.4%10.4%1.41 11.6%7.8%1.16 9.3%5.7%0.91 甘肃甘肃*0.3078 2022 12.6%8.7%1.19 10.0%6.3%0.94 7.9%4.3%0.69 新疆新疆*0.2595 2309 11.4%7.6%1.04 8.9%5.3%0.79 6.9%3.3%0.54 宁夏宁夏*0.2595 2018 7.2%3.6%0.49 5.2%1.6%0.24 3.6%0.0%(0.01)青海青海*0.2277 1519-1.9%-5.8%(0.78)-3.0%-6.9%(1.03

99、)-3.9%-8.0%(1.28)数据来源：兴业证券经济与金融研究院测算 备注：1、风电利用小时数采用各省 2021年实际值；2、IRR为项目资本金 IRR；3、标*号省份为三北地区等陆上风电主要建 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -22-深度研究报告深度研究报告 设地；4、假设 5000、5500、6000元/kW的投资成本分别对应的风机含塔筒成本为 1500、2000、2500元/kW；5、测算时点选取 2021年底。光伏项目盈利受高企的组件价格压制，东北地区项目盈利水平较高，西北部分光伏项目盈利受高企的组件价格压制，东北地区项目盈利水平较高，

100、西北部分省份收益率承压。省份收益率承压。自国内光伏电站实现平价上网以来，光伏组件价格呈现底部上行态势，新建平价光伏电站收益率随即承压。基于测算分析收益率结构性差异，光照资源优良且电价水平高于全国平均的东北地区电站预计实现较高的收益率水平，而以疆宁青为代表的西北地区部分电站收益率水平处于央企开发基准线之下。表表 5、国内、国内各省光伏电站各省光伏电站项目收益情况测算（年均每项目收益情况测算（年均每 GW 净利润单位：亿元净利润单位：亿元/GW）省份省份 燃煤基准电价燃煤基准电价(元元/度度)利用小时数利用小时数（h）投资成本：投资成本：3500元元/kW 投资成本：投资成本：3700 元元/kW

101、 投资成本：投资成本：3900 元元/kW IRR 年均年均ROE 年均每年均每 GW净利润净利润 IRR 年均年均ROE 年均每年均每 GW净利润净利润 IRR 年均年均ROE 年均每年均每 GW净利润净利润 四川四川 0.4012 1591 23.2%15.5%1.83 21.2%14.0%1.74 19.3%12.6%1.64 吉林吉林*0.3731 1602 20.3%13.3%1.58 18.4%11.9%1.48 16.7%10.6%1.39 黑龙江黑龙江*0.3740 1589 20.1%13.1%1.55 18.2%11.7%1.46 16.5%10.5%1.37 辽宁辽宁*0

102、.3749 1394 14.9%9.2%1.09 13.4%8.0%1.00 12.0%6.9%0.90 广东广东 0.4530 1144 14.4%8.8%1.05 12.9%7.7%0.95 11.5%6.6%0.86 海南海南 0.4298 1148 12.8%7.5%0.89 11.3%6.4%0.80 10.1%5.4%0.70 广西广西 0.4207 1169 12.7%7.4%0.88 11.3%6.3%0.79 10.0%5.3%0.69 陕西陕西*0.3545 1375 12.5%7.3%0.87 11.1%6.2%0.77 9.8%5.2%0.68 甘肃甘肃*0.3078

103、1546 11.8%6.8%0.80 10.5%5.7%0.71 9.2%4.7%0.61 山东山东 0.3949 1211 11.8%6.8%0.80 10.4%5.7%0.71 9.2%4.7%0.61 蒙东蒙东*0.3035 1563 11.4%6.4%0.76 10.0%5.4%0.67 8.8%4.4%0.57 湖南湖南 0.4500 1040 11.0%6.1%0.72 9.7%5.1%0.63 8.5%4.1%0.54 云南云南 0.3358 1353 10.3%5.5%0.66 9.0%4.5%0.56 7.9%3.6%0.47 山西山西*0.3320 1345 9.8%5.1

104、%0.61 8.5%4.1%0.51 7.4%3.2%0.42 蒙西蒙西*0.2829 1563 9.6%5.0%0.59 8.4%4.0%0.50 7.3%3.1%0.40 浙江浙江 0.4153 1069 9.4%4.9%0.57 8.2%3.9%0.48 7.1%3.0%0.39 安徽安徽 0.3844 1128 8.8%4.3%0.51 7.6%3.4%0.42 6.6%2.5%0.33 江西江西 0.4143 1007 7.7%3.4%0.40 6.5%2.5%0.31 5.5%1.6%0.21 河北河北 0.3644 1108 6.9%2.7%0.33 5.8%1.9%0.23 4

105、.9%1.1%0.14 河南河南 0.3779 1046 6.3%2.3%0.27 5.3%1.4%0.17 4.3%0.6%0.08 新疆新疆*0.2595 1494 6.0%2.0%0.24 5.0%1.2%0.15 4.1%0.4%0.06 宁夏宁夏*0.2595 1475 5.7%1.8%0.21 4.7%0.9%0.12 3.8%0.2%0.02 青海青海*0.2277 1303-1.0%-4.0%(0.53)-0.4%-3.5%(0.43)-1.0%-4.0%(0.53)数据来源：兴业证券经济与金融研究院测算 备注：1、光伏利用小时数采用各省 2021年实际值；2、IRR为项目资本

106、金 IRR；3、标*号省份为三北地区等光伏电站主要建设地；4、假设 3500、3700、3900元/kW的投资成本分别对应的组件成本为 1500、1700、1900元/kW；5、测算时点选取 2021年底。三峡能源：三峡能源：装机体量位于央企第一梯队，头部优势或将逐步巩固装机体量位于央企第一梯队，头部优势或将逐步巩固 三峡能源作为全国性绿电企业，其项目资源遍布全国主要资源区，风光电站分别分布于国内 25、22 个省份。从发电量占比角度，当前公司于福建（海上风电）、云南、广东（海上风电）、内蒙古、江苏（海上风电）等风电重点资源区具备较多的风电资产占比，青海、吉林、山西、云南、陕西等光伏重点资源区

107、为公司光 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -23-深度研究报告深度研究报告 伏资产占比优势相对较大的区域。图图 40、三峡能源三峡能源 2021 年风电发电量分布（亿度）年风电发电量分布（亿度）资料来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 41、三峡能源、三峡能源 2021 年年光伏光伏发电量分布（亿度）发电量分布（亿度）资料来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 内陆风光以基地项目建设为主，配置要求或将内陆风光以基地项目建设为主，配置要求或将提升提升头部绿电央企资源头部绿电央企资源获取获取能力。能力。十四五时期

108、陆风、光伏建设将以内陆多能互补的基地项目建设为主，而开发规模更大的二期大型基地项目对于运营商的门槛要求可大致归纳为三点：1）配套消纳能力：包含输电线路与配套灵活性电源；2）并网时点限制：要求建设速度合理；3）集约整装开发：单体项目规模不小于 1GW，联合体单位不超过 2 家。以上三点要求分别对运营商的新能源配套灵活性电源、开发建设能力、资本规模均提出了较高要求。图图 42、二期基地项目对于运营商的门槛要求、二期基地项目对于运营商的门槛要求 资料来源：发改委官网，兴业证券经济与金融研究院整理 0%5%10%15%0204060福建安徽云南重庆广东内蒙古青海辽宁江苏甘肃新疆山东吉林宁夏河南黑龙江广

109、西贵州四川浙江山西陕西河北江西湖南风电发电量风电发电量占当地风电总发电量比重（右轴）0%20%40%60%05101520重庆四川广西青海吉林山西云南陕西甘肃新疆浙江宁夏内蒙古安徽河北山东广东辽宁黑龙江江苏福建江西光伏发电量光伏发电量占当地光伏总发电量比重（右轴）配套消纳能力输电线路与配套灵活性电源配套灵活性电源并网时点限制要求建设速度合理开发建设能力集约整装开发单体项目规模不小于1GW，联合体单位不超过2家电源资本规模 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -24-深度研究报告深度研究报告 一期基地项目获取比例大幅高于存量项目占比，体量优势一期基地项目

110、获取比例大幅高于存量项目占比，体量优势或将提升后续内陆项或将提升后续内陆项目资源获取比例。目资源获取比例。三峡能源于首批 97.05GW大型基地项目中获得 6.85GW项目资源，资源获取占比约为 7.06%，高于 2021年底公司绿电装机量占全国总装机量的比重（约为 3.57%）。公司所具备的规模效应、项目建设能力、集团背景与资产规模等为公司后续大量获取二期大型基地项目资源的优势。表表 6、国内主要上市绿电央企装机规模对比（、国内主要上市绿电央企装机规模对比（GW）上市公司上市公司 母公司母公司 风电风电 光伏光伏 火电火电 水电水电 新能源装机新能源装机 总装机量总装机量 新能源装机占比新能

111、源装机占比 龙源电力龙源电力 国能集团 23.67 1.10 1.88 0.00 24.76 26.70 92.8%三峡能源三峡能源 三峡集团 14.27 8.41 0.00 0.22 22.68 22.90 99.1%华润电力华润电力*华润集团 14.34 0.82 32.56 0.28 15.16 48.00 31.6%华能国际华能国际 华能集团 10.54 3.31 104.36 0.37 13.85 118.70 11.7%大唐新能源大唐新能源*大唐集团 12.00 1.08 0.01 0.00 13.07 13.08 100.0%中国电力中国电力*国家电投 4.14 5.22 14.

112、12 5.45 9.37 28.93 32.4%中国核电中国核电 中核集团 2.63 6.24 0.00 0.00 8.87 32.58 27.2%上海电力上海电力 国家电投 3.80 3.86 11.39 0.00 7.66 19.05 40.2%国电电力国电电力 国能集团 7.07 0.37 77.40 14.97 7.44 99.81 7.5%吉电股份吉电股份 国家电投 2.85 4.30 3.30 0.00 7.15 10.45 68.4%大唐发电大唐发电 大唐集团 5.08 1.91 52.58 9.20 6.99 68.77 10.2%中广核新能源中广核新能源*中广核集团 3.85

113、 1.14 3.21 0.09 4.99 8.40 59.3%国投电力国投电力 国投集团 2.23 1.34 11.88 20.77 3.57 36.22 9.9%内蒙华电内蒙华电 华能集团 1.38 0.07 11.40 0.00 1.45 12.85 11.3%数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：1、标*号为港股上市公司；2、数据截至 2021年底；3、除华润电力、中广核新能源采用权益装机量口径外，其余均采用控股装机容量口径；4、部分公司包含其他类型电源装机。平价时代伊始登陆平价时代伊始登陆 A 股，股，于于平价元年实现装机量高增平价元年实现装机量高增。公司于

114、 2021 年登陆 A股，IPO募投金额主要用于公司海上风电项目投资，帮助公司于2021年实现业内上市公司中最高的新增装机量，这一优势有望帮助公司于 2022 年实现业绩高速增长。其单年度装机量增速达到 47.5%，位列主要上市绿电央企的第三位。图图 43、国内主要上市绿电央企新增绿电装机规模对比：三峡能源新增装机量领跑（国内主要上市绿电央企新增绿电装机规模对比：三峡能源新增装机量领跑（GW）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 47.5%8.9%13.7%52.1%22.6%31.2%30.1%29.8%23.1%69.0%12.4%6.9%38.4%12.6%0%20

115、%40%60%80%0.002.004.006.008.00三峡能源龙源电力国电电力中国电力吉电股份上海电力华能国际内蒙华电中广核新能源中国核电大唐发电大唐新能源华润电力国投电力风电光伏2021年新能源装机增速（右轴）请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -25-深度研究报告深度研究报告 图图 44、主要电力央企集团主要电力央企集团资产情况梳理：三峡集团资产总量位居电力央企第四，资产负债率最低资产情况梳理：三峡集团资产总量位居电力央企第四，资产负债率最低（亿元）（亿元）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：数据截至 2021年

116、底。表表 7、国内主要绿电运营商融资成本测算：三峡能源融资成本优势显著国内主要绿电运营商融资成本测算：三峡能源融资成本优势显著 数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：融资成本=财务费用/（长期借款+短期借款+应付债券）4.2、海上风电：海上风电：三峡领军海风三峡领军海风产业产业发展发展，平价伊始优势进一步巩固平价伊始优势进一步巩固 风机大型化趋势加成叠加抢装潮退风机大型化趋势加成叠加抢装潮退，降本速度，降本速度有望快速有望快速提升。提升。海上风电为三峡能源着力布局的资源方向，相较于陆上风电，其因施工难度、项目体量等因素而具备更高的总装机成本与单位装机成本，且因离岸距离较远，其

117、风场建安费用、电缆线路成本占比亦较高。海上风电相较于地面电站而言普遍具备更强的发电能力、靠近国内负荷中心、较少占用土地资源等优势，因此各省陆续出台“十四五”时期装机规划以及有关促进政策，推动海上风电装机增长。在此过程中，受风机大型化、海装环节供需紧张程度缓解等因素推动，海风总体降本节奏在抢装潮退后预计有所加快，将在“十四五”时期逐步实现平价上网。18976 14911 13399 11543 10251 9481 8480 8302 2414 2349 59%74%73%52%68%70%67%76%64%63%0%20%40%60%80%050000000国能集团国家电

118、投华能集团三峡集团中核集团华电集团中广核集团大唐集团国投电力华润电力总资产规模其中：固定资产（合计）资产负债率（右轴）上市公司2001920202021粤电力A5.0%4.3%5.0%5.1%3.9%2.7%福能股份4.3%3.8%3.8%4.2%4.1%3.0%三峡能源4.1%5.2%4.8%4.3%3.5%3.2%节能风电4.0%4.3%4.1%3.9%2.9%3.3%华能国际5.1%4.6%4.8%5.1%4.4%3.3%中国核电2.6%2.3%2.8%3.6%3.6%3.5%华润电力3.9%4.0%4.5%4.3%3.3%3.5%浙江新能5.4%5.1%4.4%4

119、.1%4.3%3.6%大唐发电5.7%4.6%5.4%5.0%5.3%4.3%中广核新能源6.1%6.4%5.6%4.7%4.0%4.4%国电电力5.0%4.6%5.6%5.7%5.7%4.5%江苏新能3.6%5.3%5.5%5.5%3.9%4.5%吉电股份5.4%4.7%6.1%5.3%4.1%4.6%上海电力5.3%4.2%6.5%5.9%4.4%5.0%龙源电力5.6%3.8%5.5%5.2%4.6%5.0%中国电力5.6%4.8%7.8%9.2%5.1%5.1%广州发展6.0%4.2%5.6%4.6%4.1%5.5%太阳能4.7%5.1%5.2%5.0%5.0%5.6%中闽能源4.8%

120、4.3%4.2%3.7%4.4%6.3%请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -26-深度研究报告深度研究报告 图图 45、海上风电海上风电装机装机成本成本结构：安装与线缆成本占结构：安装与线缆成本占比显著高于陆上风电比显著高于陆上风电（2020 年）年）图图 46、海风风机大型化海风风机大型化趋势趋势显著（纵轴表示风机叶显著（纵轴表示风机叶轮直径，单位：米）轮直径，单位：米）数据来源：GWEC，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：GWEC，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 47、国内海上风电新增装机量（国内海上风电新增装机量（GW）图图 48、国

121、内海上风电、国内海上风电累计装机量累计装机量（GW）数据来源：GWEC，国家能源局，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：国家能源局，兴业证券经济与金融研究院整理 海上风电开发难度总体呈现由北向南逐步提升的态势。海上风电开发难度总体呈现由北向南逐步提升的态势。海上风电的建设开发难度取决于区域水深、水文环境、海床地址条件、施工窗口期等方面：1）如山东、江苏、上海等地区的沿海海域平均水深相对较浅、大陆架平缓且以软土地基为主，因此海上施工难度相对较低，需增加结构工程量以弥补承载能力即可；2）如福建、广东等地区海域平均水深较深且沿海海床多为岩层，尤其以福建省海域的岩石居多，需采用嵌岩施工或新型的基础

122、型式，叠加水文环境易受台风影响而导致浪涌较大、施工窗口期缩短，故总体施工难度较高。风能资源与产业资源同样风能资源与产业资源同样对于该区域海上风电发展具有重要意义对于该区域海上风电发展具有重要意义。1）风能资源可归纳为海域风速条件与可开发资源，风速方面，我国台湾海峡具备“狭管效应”，风速较高且风向稳定，广东地区风速条件亦较好，而风速对于项目利用小时数的影响较大。可开发资源则主要由沿海海床状况，沿海海岸线长度等方面因素决定；2）产业资源主要为海上风电产业链配套能力，包含零部件、整机、塔筒、基础钢结构、海缆设备生产制造以及海上装配能力等，这对于风电场的整体成本管控与项目建设节奏具有较大的影响，进而影

123、响项目整体收益率，如江苏、广东、福建等地已具备较为完整的产业链。风机,34.7%风场基础,12.6%电缆线路、配套、升变压站等,17.6%组装与安预备费,9.3%设备租赁,4.5%其他费用,10.9%02468010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 20230201920202021 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -27-深度研究报告深度研究报告 图图 49、中国近海风能资源分布图、中国近海风能资源分布图 图图 50、中国近海水深小于、

124、中国近海水深小于 50 米的海域分布米的海域分布 数据来源：大贤风格能源气象平台，风能，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：海洋预报，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 51、海上风电各省装机成本、海上风电各省装机成本(元元/千瓦，千瓦，2020 年年)图图 52、沿海各省海域风速情况梳理（米、沿海各省海域风速情况梳理（米/秒）秒）数据来源：北极星风力发电网，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：风能产业，兴业证券经济与金融研究院整理 江苏、广东、山东等沿海省份的风电产业链资源丰富江苏、广东、山东等沿海省份的风电产业链资源丰富。申万风电设备行业类的21 家公司均涉猎海上风电业务，其中在江

125、苏、广东、山东、福建布局风电产业的公司分别有 10、9、8、5 家。目前江苏省是国内海上风电产业链配套最完整、技术方案最丰富的省份，已形成整机、塔筒、基础钢结构、海缆生产、海上升压站制造等完整的产业链；广东省正加快建设阳江海上风电全产业链、粤东海工/运维/配套组装基地，规划至 25 年全省海上风电整机制造年产达到 900 台；山东省受益于风能资源丰富，多家能源央企及设备/装备企业先后布局，风电全产业链雏形已现。730065004,00015,00016,00017,00018,00019,000江苏浙江福建广东7.5 6.5 6

126、.5 7.0 6.5 6.9 7.2 7.0 6.9 6.7 6.5 10.0 9.5 8.5 8.0 8.0 7.8 7.8 7.6 7.5 7.5 7.3 6.07.08.09.010.011.0年均风速（90m水深）请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -28-深度研究报告深度研究报告 图图 53、各省份存在上市风电公司产线布局的数量（个）、各省份存在上市风电公司产线布局的数量（个）资料来源：各公司公告、公司官网，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：风电行业选取申万风电行业。沿海各省结合自身沿海各省结合自身沿海资源条件与产业链配套能力相继出台十四五

127、海风规划，沿海资源条件与产业链配套能力相继出台十四五海风规划，合计规划新增约合计规划新增约 47.69GW 海上风电装机。海上风电装机。“十四五”可再生能源发展规划中，共划定出山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾等五大海上风电基地群，由北向南重点包含辽宁、山东、江苏、浙江、福建、广东、广西、海南等 7 个主要省份，而基于各省份的十四五海风开发政策，我们初步估算 7 大省份十四五时期规划新增装机量约为 47.69GW，规划开工量约为 75.05GW。表表 8、沿海重点省份十四五时期海上风电发展规划、沿海重点省份十四五时期海上风电发展规划梳理梳理 省份省份 政策名称政策名称 出台时间出台时间 政策

128、详情政策详情 规划装机量规划装机量（GW）规划开发量规划开发量（GW）是否提是否提供省补供省补 广东广东 广东省能源发展“十四五”规划 2022-03 大力发展海上风电，规模化开发海上风电，推动项目集中连片开发利用，打造粤东、粤西千万千瓦级海上风电基地。“十四五十四五”时期新增海时期新增海上风电装机容量约上风电装机容量约 1700 万千瓦。万千瓦。新增 17GW 22GW 是是 促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案 2021-06 十四五”期间，粤东千万千瓦级海上风电基地开工建设 1200万千瓦万千瓦，粤西千万千瓦级海上风电基地开工建设 1000 万千瓦万千瓦；补贴范围为 201

129、8 年底前已完成核准年底前已完成核准、在 2022年至 2024 年全容量并网的省管海域项目，对2025 年起并网的项目不再补贴；补贴标准为补贴标准为2022-2024 年全容量并网项目每千瓦分别补贴年全容量并网项目每千瓦分别补贴1500 元、元、1000 元、元、500 元元，补贴资金由省财政设立海上风电补贴专项资金解决。江苏江苏 江苏省“十四五”海上风电规划环境影响评价第二次公示 2021-06 江苏省江苏省“十四五十四五”规划海上风电项目场址共规划海上风电项目场址共 28个，总 规模个，总 规模 909 万 千 瓦万 千 瓦，规划总面积为1444km，28个风电场场区均离岸 10km以上

130、。新增 9.09GW-否否 福建福建 福建省“十四五”能源发展专项规划 2022-06 按照竞争配置规则、持续有序推进规模化集中连片海上风电开发，重点推进福州、宁德、莆田、漳州、平潭等资源较好地区的海上风电项目，稳妥推进深远海风电项目，“十四五十四五”期间期间增加并网装机增加并网装机 410 万千瓦万千瓦，新增开发省管海域新增开发省管海域海上风电规模约海上风电规模约 1030万千瓦万千瓦，力争推动深远海风电开工 480 万千瓦。新增 4.10GW 省管海域10.3GW、深远海4.80GW 否否 山东山东 山东省可再生能源发展“十四五”规划 2022-02 聚焦渤中、半岛北、半岛南三大片区，形成

131、规模化、基地化效应，打造千万千瓦级海上风电基地。到到 2025 年，山东省海上风电力争开工年，山东省海上风电力争开工1000 万千瓦、投运万千瓦、投运 500 万千瓦。万千瓦。投产 5.00GW 10GW 是是 山东省政府新闻办新闻发布会答记者问 2022-04 对 2022-2024 年建成并网的年建成并网的“十四五十四五”海上风电海上风电项目，省财政分别按照每千瓦项目，省财政分别按照每千瓦 800 元、元、500元、元、300 元的标准给予补贴元的标准给予补贴，补贴规模分别不超过 200 万千瓦、340 万千瓦、160 万千瓦。024681012江苏广东山东福建浙江上

132、海辽宁河北海南广西 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -29-深度研究报告深度研究报告 2023 年底前建成并网的海上风电项目，免于配建或租赁储能设施。允许发电企业投资建设配允许发电企业投资建设配套送出工程，由电网企业依法依规回购。套送出工程，由电网企业依法依规回购。浙江浙江 浙江省能源发展“十四五”规划 2022-05 新增海上风电装机 455 万千瓦以上，力争达到500 万千瓦。在宁波、温州、舟山、台州等海域，打造 3 个以上百万千瓦级海上风电基地。新增 4.55GW-是是 关于促进浙江省新能源高质量发展的实施意见（修改稿）2021-11 按照按

133、照“逐步退坡、鼓励先进逐步退坡、鼓励先进”的原则逐年制定海的原则逐年制定海上风电上网电价，实施财政、金融等支持，上风电上网电价，实施财政、金融等支持，支持省管海域海上风电项目逐步实现平价上网。2022-2025 年通过竞争性配置确定需要扶持的项目，分年度装机总容量分别不超过 50 万千瓦、100 万千瓦、150 万千瓦、100 万千瓦。广西广西 广西可再生能源发展“十四五”规划 2022-06 优先推进钦州、防城港等近海海上风电开发建设，推动深远海海上风电示范应用，鼓励按照统一送出、统一运维的模式建设，十四五期间十四五期间力争核准开工海上风电装机规模不低于力争核准开工海上风电装机规模不低于 7

134、50 万万千瓦，其中并网装机规模不低于千瓦，其中并网装机规模不低于 300 万千瓦。万千瓦。新增 3.00GW 7.50GW 否否 海南海南 海南省海洋经济发展“十四五”规划（2021-2025年）2021-06 在东方西部、文昌东北部、乐东西部、儋州西北部、临高西北部 50 米以浅海域优选 5 处海上风电开发示范项目场址，总装机容量总装机容量 300 万千万千瓦，瓦，2025 年实现投产规模约年实现投产规模约 120 万千瓦。万千瓦。新增 1.20GW 约 3.00GW 否否 辽宁辽宁 辽宁省“十四五”海洋经济发展规划 2022-01 到 2025年，力争海上风电累计并网装机容量达到 405

135、0兆瓦。新增 3.75GW-否否 汇总汇总 新增约新增约47.69GW 开工约开工约75.05GW 数据来源：各省政府官网，兴业证券经济与金融研究院整理 因沿海风速、海床施工条件、产业链配套能力、上网电价等方面的不同，沿海因沿海风速、海床施工条件、产业链配套能力、上网电价等方面的不同，沿海各省实现平价上网节奏以及所实现的利润水平将出现较大差异。各省实现平价上网节奏以及所实现的利润水平将出现较大差异。广东、福建、江苏三省有望引领海上风电项目平价势头。基于此，我们对国内海上风电的主要建设省份海上风电项目的平价节奏与收益情况进行了梳理，主要假设包含：资金结构与融资成本：资金结构为 30%权益资金与

136、70%债务融资，贷款利率为 4.00%，还款年限 18 年；税率：增值税税率 13%，所得税率 15%，所得税享受“三免三减半”政策，税金及附加为每年营业收入的 5%；折旧年限以及项目残值：折旧年限均假设为 25年、项目残值率假设为 10%；表表 9、国内海上风电主要开发省份项目收益情况测算（年均每、国内海上风电主要开发省份项目收益情况测算（年均每 GW 净利润单位：亿元净利润单位：亿元/GW）省份省份 广东广东 福建福建 江苏江苏 浙江浙江 山东山东 广西广西 海南海南 辽宁辽宁 上网电价（元上网电价（元/度，含增值税）度，含增值税）0.4530 0.3932 0.3910 0.4153 0

137、.3949 0.4207 0.4298 0.3749 利用小时数假设（利用小时数假设（h）3500 4200 3000 3000 2800 3000 3000 2800 投资成本：投资成本：10000 元元/kW IRR 23.5%25.5%11.9%13.9%10.1%14.3%15.1%8.7%年均年均 ROE 19.3%20.9%9.4%11.1%7.7%11.5%12.2%6.4%年均每年均每 GW 净利润净利润 5.78 625.7%2.81 3.33 2.32 3.45 3.65 1.92 投资成本：投资成本：12000 元元/kW IRR 17.0%18.5%7.8%9.3%6.

138、4%9.7%10.3%5.2%年均年均 ROE 13.8%15.1%5.6%7.0%4.2%7.3%7.9%3.1%年均每年均每 GW 净利润净利润 4.97 5.45 2.00 2.53 1.52 2.64 2.84 1.11 投资成本：投资成本：14000 元元/kW IRR 12.5%13.8%4.9%6.2%3.7%6.5%7.0%2.7%年均年均 ROE 9.9%11.1%2.8%4.1%1.7%4.4%4.8%0.7%年均每年均每 GW 净利润净利润 4.17 4.64 1.19 1.72 0.71 1.84 2.03 0.30 投资成本：投资成本：16000 元元/kW IRR

139、9.3%10.4%2.8%3.9%1.8%4.2%4.6%0.9%年均年均 ROE 7.0%8.0%0.8%1.9%-0.2%2.1%2.6%-1.0%年均每年均每 GW 净利润净利润 3.36 3.84 0.39 0.91(0.10)1.03 1.23(0.50)请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -30-深度研究报告深度研究报告 投资成本：投资成本：18000 元元/kW IRR-7.8%-年均年均 ROE-5.6%-年均每年均每 GW 净利润净利润-3.03-数据来源：兴业证券经济与金融研究院测算 备注：1、IRR为项目资本金 IRR；2、标橙色

140、区域为主要省份主要参考海上风电盈利水平。图图 54、平价海上风电项目投资成本梳理（元、平价海上风电项目投资成本梳理（元/千瓦）千瓦）资料来源：公司公告，每日风电，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：1、三峡青洲五、六、七项目不含送出线路工程；2、山东能源 50 万 kW 项目为项目预中标结果。三峡能源海上风电布局：三峡能源海上风电布局：引领过往海风开发，平价伊始项目储备充足引领过往海风开发，平价伊始项目储备充足 公司为国内海上风电开发引领者，公司为国内海上风电开发引领者，亦为公司提升盈利水平的重要途径。亦为公司提升盈利水平的重要途径。截至2021 年底，公司累计海上风电装机量为国内电力企业中最

141、高，达到 4.58GW，累计装机量占全国比重为 17.34%，单 2021 年新增装机量为 3.24GW，占比为19.15%。此外，因其全部项目均享受国补且发电能力总体强于陆上风电项目，故其海上风电项目将对于公司的利润水平起到拔高作用。图图 55、国内各公司海上风电累计装机量（、国内各公司海上风电累计装机量（GW）图图 56、国内各公司海上风电新增装机量（、国内各公司海上风电新增装机量（GW）数据来源：公司公告，CWEA，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：数据截至 2021年底。数据来源：公司公告，CWEA，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：数据为 2021年新增装机量。三峡能源三峡能源海

142、上风电布局路径主要为参海上风电布局路径主要为参控控股股地方地方海风项目海风项目，进而，进而拓展当地增量资拓展当地增量资源源，平价项目资源快速布局，平价项目资源快速布局。三峡能源海上风电项目主要位于福建、广东、江苏11260 12353 13938 13356 13761 14053 17068 17134 0200040006000800040001600018000山东能源50万kW国信盐城大丰85万kW浙能台州1号30万kW三峡青洲七100万kW三峡青洲六100万kW三峡青洲五100万kW粤电力A青洲一40万kW粤电力A青洲二40万kW广东浙江江苏山东4.58 0.0

143、1.02.03.04.05.0华电集团大唐集团浙能集团粤电集团中广核集团国家电投国能集团华能集团三峡能源3.24 0.00.51.01.52.02.53.03.5大唐集团华电集团浙能集团粤电集团国能集团中广核集团国家电投华能集团三峡能源 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -31-深度研究报告深度研究报告 等省份，其所承建的项目多数为同一风场区域内的多个连续项目，累积集中连片规模化开发的优势，体现出公司对于大型海风项目的较强开发能力。而海风平价开发时代更为考验运营商的开发能力与成本管控能力，各地项目指标发放与竞配的结果或将在更大程度上考量以往项目的开发

144、情况，叠加存量资源布局，三峡能源在重点省份的资源优势有望进一步增强。依据不完全统计，截至 2022 年 6 月底，公司或牵头联合体在建、完成招标、完成竞配的海风项目容量合计已达5.10GW，而据统计当前已明确业主的平价海风项目总装机容量已达到约24.34GW，三峡能源项目占比达到 21.0%，小幅高于公司当前装机占比。表表 10、三峡能源、三峡能源控股控股重点海上风电项目梳理重点海上风电项目梳理：当前在建：当前在建+完成招标完成招标+完成竞配海风装机容量为完成竞配海风装机容量为 5.10GW 项目名称项目名称 项目公司项目公司 主要合资方主要合资方/持股比例持股比例 省份省份 持股比例持股比例

145、 装机规模装机规模（万千瓦）（万千瓦）项目状态项目状态 并网时间并网时间/预计并网时间预计并网时间 三峡集团江苏响水近海风电三峡集团江苏响水近海风电场项目场项目 响水长江风力发电有限公司-江苏 100%21.45 并网投运 2016 三峡新能源盐城大丰海上风三峡新能源盐城大丰海上风电项目电项目 三峡新能源盐城大丰有限公司 盐城国能投资/30%江苏 70%30.08 并网投运 2019 三峡新能源盐城大丰三峡新能源盐城大丰 H8 2#海上风电项目海上风电项目 三峡新能源盐城大丰有限公司 盐城国能投资/30%江苏 70%30.00 并网投运 2021 三峡新能源南通如东三峡新能源南通如东 H6 海

146、海上风电项目上风电项目 三峡新能源南通有限公司 江苏云杉清洁能源/20%江苏 61%40.00 并网投运 2021 三峡新能源南通如东三峡新能源南通如东 H10海海上风电项目上风电项目 三峡新能源南通有限公司 江苏云杉清洁能源/20%江苏 61%40.00 并网投运 2021 三峡集团阳江阳西沙扒海上三峡集团阳江阳西沙扒海上风电场一期项目风电场一期项目 三峡新能源阳江发电有限公司-广东 100%30.30 并网投运 2021 三峡集团阳江阳西沙扒海上三峡集团阳江阳西沙扒海上风电场二期项目风电场二期项目 三峡新能源阳江发电有限公司-广东 100%40.00 并网投运 2021 三峡集团阳江阳西沙

147、扒海上三峡集团阳江阳西沙扒海上风电场三期项目风电场三期项目 三峡新能源阳江发电有限公司-广东 100%40.00 并网投运 2021 三峡集团阳江阳西沙扒海上三峡集团阳江阳西沙扒海上风电场四期项目风电场四期项目 三峡新能源阳江发电有限公司-广东 100%30.10 并网投运 2021 三峡集团阳江阳西沙扒海上三峡集团阳江阳西沙扒海上风电场五期项目风电场五期项目 三峡新能源阳江发电有限公司-广东 100%30.30 并网投运 2021 海峡发电兴化湾一期海峡发电兴化湾一期 海峡发电 福能股份/35%福建 65%7.74 并网投运 2018 海峡发电兴化湾二期海峡发电兴化湾二期 海峡发电 福能股份

148、/35%福建 65%28.00 并网投运 2021 海峡发电长乐海上风电场海峡发电长乐海上风电场 A区项目区项目 海峡发电 福能股份/35%福建 65%29.80 并网投运 2021 辽宁庄河辽宁庄河 30万千瓦海上风万千瓦海上风电场电场 三峡新能源大连发电有限公司-辽宁 100%30.60 并网投运-三峡三峡昌邑海上风电场昌邑海上风电场 三峡新能源山东昌邑发电有限公司-山东 100%30.00 在建-平潭外海海上风电场平潭外海海上风电场 海峡发电 福能股份/35%福建 65%10.00 招标完成-三峡阳江青洲五海上风电场三峡阳江青洲五海上风电场项目项目 三峡新能源阳江发电有限公司-广东 10

149、0%100.00 在建 2024 三峡阳江青洲六海上风电场三峡阳江青洲六海上风电场项目项目 三峡新能源阳江发电有限公司-广东 100%100.00 在建 2024 三峡阳江青洲七海上风电场三峡阳江青洲七海上风电场项目项目 三峡新能源阳江发电有限公司-广东 100%100.00 在建 2024 江苏大丰江苏大丰 80万千瓦海上风万千瓦海上风电项目电项目 三峡集团有限公司牵头的联合体-江苏-80.00 竞配完成-上海金山海上风电场一期项上海金山海上风电场一期项目目 中国长江三峡集团有限公司、上海绿色环保能源有限公司、中海油融风能源有限公司联合体-上海-30.00 竞配完成-东方西部东方西部 CZ5

150、-2 三峡（海南）新能源投资有限公司-海南-60.00 竞配完成-数据来源：公司公告，公司官网，江苏省发改委官网，风芒能源，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：标橙色区域为公司在手未并网项目。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -32-深度研究报告深度研究报告 图图 57、已明确业主平价海上风电项目：三峡集团占比为已明确业主平价海上风电项目：三峡集团占比为 21.0%（GW）数据来源：沿海各省发改委官网，风芒能源，兴业证券经济与金融研究院整理 5、投资建议投资建议：上调评级至：上调评级至“买入买入”5.1、盈利预测：盈利预测：现金流有望大幅改善，支撑公

151、司实现高速增长现金流有望大幅改善，支撑公司实现高速增长 公司当前经营阶段仍处高资本开支期，驱动资产规模与业绩体量实现大幅提升。公司当前经营阶段仍处高资本开支期，驱动资产规模与业绩体量实现大幅提升。假定 2022 年起公司新增的新能源装机均为平价项目，结合公司较强的资源拓展能力与项目资源储量，我们预计公司的装机量高速增长有望于十四五时期内维持。而新增装机类型可依据发电能力区分为陆上风电、海上风电、光伏等三类，三类电站与 2022-2025 年分别合计新增装机量 11、13、13、13GW，其中陆上风电、光伏装机保持稳定增长，而海上风电则于 2023 年开始出现明显增长。表表 11、三峡能源核心三

152、峡能源核心经营数据经营数据测算表测算表 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 新增装机量新增装机量（GW）陆上风电陆上风电-2.15 4.00 4.00 4.00 4.00 海上风电海上风电-3.24 1.00 3.00 3.00 3.00 光伏光伏-1.91 6.00 6.00 6.00 6.00 当年合计新增装机量当年合计新增装机量-7.30 11.00 13.00 13.00 13.00 截至当年年底投产装机量截至当年年底投产装机量（GW）陆上风电陆上风电 补贴 7.54 7.54 7.54 7.54 7.54 7.54 平价 0.00 2.15 6.15

153、10.15 14.15 18.15 合计 7.54 9.69 13.69 17.69 21.69 25.69 海上风电海上风电 补贴 1.34 4.58 4.58 4.58 4.58 4.58 平价 0.00 0.00 1.00 4.00 7.00 10.00 合计 1.34 4.58 5.58 8.58 11.58 14.58 光伏光伏 补贴 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 平价 0.00 1.91 7.91 13.91 19.91 25.91 合计 6.50 8.41 14.41 20.41 26.41 32.41 累计投产装机量累计投产装机量 15.60 22

154、.90 33.90 46.90 59.90 72.90 21.0%17.4%9.9%8.2%8.2%6.2%4.9%4.1%3.7%3.5%0%5%10%15%20%25%0.001.002.003.004.005.006.00三峡集团中广核国家电投明阳智能国能集团中海油申能集团等联合体广东能源集团华能集团江苏国信集团平价项目总量占比（右轴）请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -33-深度研究报告深度研究报告 当年实际贡献业绩装机量当年实际贡献业绩装机量（GW）陆上风电陆上风电 补贴-7.54 7.54 7.54 7.54 7.54 平价-1.08 4

155、.15 8.15 12.15 16.15 合计-8.62 11.69 15.69 19.69 23.69 海上风电海上风电 补贴-1.34 4.58 4.58 4.58 4.58 平价-0.00 0.00 1.00 4.00 7.00 合计-1.34 4.58 5.58 8.58 11.58 光伏光伏 补贴-6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 平价-0.96 4.91 10.91 16.91 22.91 合计-7.46 11.41 17.41 23.41 29.41 实际贡献业绩装机量（时间加权）实际贡献业绩装机量（时间加权）-17.63 27.90 38.90 51.90 64

156、.90 利用小时数利用小时数（小时）（小时）陆上风电陆上风电 -2258 2300 2300 2300 2300 海上风电海上风电 补贴-2489 2800 3000 3000 3000 平价-3500 3500 3500 3500 光伏光伏 -1274 1300 1300 1300 1300 发电量发电量（亿度）（亿度）陆上风电陆上风电 补贴-170.27 173.44 173.44 173.44 173.44 平价-24.31 95.52 187.52 279.52 371.52 合计 133.19 194.58 268.96 360.96 452.96 544.96 海上风电海上风电 补

157、贴-33.31 128.11 137.26 137.26 137.26 平价-0.00 0.00 35.00 140.00 245.00 合计 24.32 33.31 128.11 172.26 277.26 382.26 光伏光伏 补贴-82.82 84.51 84.51 84.51 84.51 平价-12.17 63.84 141.84 219.84 297.84 合计 66.47 94.99 148.35 226.35 304.35 382.35 水电水电 8.05 7.81 7.81 7.81 7.81 7.81 总发电量总发电量 232.03 330.69 553.23 767.38

158、 1042.38 1317.38 总发电量（总发电量（YOY）-42.5%67.3%38.7%35.8%26.4%厂用电率（厂用电率（%）2.6%2.6%2.6%2.6%2.6%2.6%上网电量上网电量（亿度）（亿度）陆上风电陆上风电 补贴 129.20 165.33 168.99 168.99 168.99 168.99 平价 0.00 23.60 93.07 182.70 272.34 361.98 合计 129.20 188.94 262.05 351.69 441.33 530.97 海上风电海上风电 补贴 23.59 32.34 124.82 133.73 133.73 133.73

159、 平价 0.00 0.00 0.00 34.10 136.41 238.71 合计 23.59 32.34 124.82 167.83 270.14 372.44 光伏光伏 补贴 65.12 80.69 82.34 82.34 82.34 82.34 平价 0.00 11.86 62.20 138.20 214.20 290.20 合计 65.12 92.55 144.55 220.54 296.54 372.54 水电水电 7.99 7.75 7.61 7.61 7.61 7.61 总上网电量总上网电量 225.90 322.20 539.02 747.68 1015.62 1283.56

160、总上网电量（总上网电量（YOY）-42.5%67.3%38.7%35.8%26.4%数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院测算 备注：1、假设 2021年前公司均为补贴电站，2021年开始陆上风电、光伏新增装机量均为平价电站，海上风电自 2022年开始新增装机量均为平价电站；2、假设陆上风电、光伏电站新增电站贡献 50%业绩，海上风电装机自投产后第二年开始贡献业绩；3、公司 2021年利用小时数=发电量/当年实际贡献业绩的装机量。受益于受益于 2022 年年政府性基金政府性基金清偿清偿补贴补贴计划与平价电站逐步业绩放量，公司经营性计划与平价电站逐步业绩放量，公司经营性收现有望出

161、现大幅提升收现有望出现大幅提升，进而支撑高速扩张，进而支撑高速扩张。基于上文对于上网电量的预测，陆上风电、海上风光、光伏电站分别按照可开展建设地区的平均上网电价进行结算，请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -34-深度研究报告深度研究报告 并且考虑此后新发国补电量补贴部分均按照第一年支付 0%、第二年支付 50%、第三年支付 50%的节奏进行结算，同时假设公司截至 2021 年底的应收账款余额均为绿电拖欠补贴且将于 2022年内全部清偿，则我们预测公司 2022-2024年经营收现情况有望大幅好转，且于 2022 年出现经营性收现上台阶。表表 12、三

162、峡能源经营性收现测算表（、三峡能源经营性收现测算表（亿元）亿元）2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 销售商品、提供劳务所收到的现金销售商品、提供劳务所收到的现金 79 106 121 366 285 418 应收账款应收账款 98 124 190 84 130 132 平价电站售电收入：平价电站售电收入：-49 113 202 陆上风电-28 55 83 海上风电-0 12 49 光伏-20 44 68 水电-1 1 1 补贴电站总收入：补贴电站总收入：-211 218 218 陆上风电-71 71 71 海上风电-94 101 101 光伏-47 47 47 其

163、中补贴电量由电网直接结算部分其中补贴电量由电网直接结算部分-127 130 130 陆上风电-55 55 55 海上风电-45 48 48 光伏-27 27 27 新能源补贴新增新能源补贴新增-84 88 88 实际发放新能源补贴实际发放新能源补贴-190 42 86 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院测算 假设：1、陆上风电、光伏补贴电站电价沿用 2021年测算结果，国补海上风电电价假设为0.85元/度，均含增值税；2、假定 2021年底的应收账款余额均于 2022年清偿，且此后新发国补电量补贴部分均按照第一年支付 0%、第二年支付 50%、第三年支付 50%的节奏进行结

164、算，国补电量于各省燃煤基准电价以内的部分由电网直接结算，不形成应收账款，其中海上风电电网直接结算电价采用沿海各省平均燃煤基准电价，陆上风电、光伏则采用全国平均基准电价进行结算；3、平价电站上网电价：陆上风电、光伏、海上风电分别采用可执行开发省份的燃煤基准电价均值。公司公司盈利预测盈利预测详情详情：结合风电、光伏装机成本降低的趋势，在消纳情况总体保持稳定的假设之下（同样不考虑来风量波动带来的影响），若不考虑绿电交易带来的潜在利润提升，我们预测公司 2022-2024 年营业总收入分别为 263.88、334.36、422.83 亿元，分别同比+70.4%/+26.7%/26.5%，结合公司以长期

165、股权投资的形式参股金风科技等企业所带来的投资收益增长，我们调整同期归母净利润预测为84.77、104.42、124.26 亿元，业绩增速分别为+50.2%/+23.2%/+19.0%，对应 7 月5 日收盘价 PE 估值为 21.7x/17.6x/14.8x，上调投资评级为“买入”。表表 13、绿电行业主要公司盈利预测及估值（数据截至、绿电行业主要公司盈利预测及估值（数据截至 2022/7/1 收盘）收盘）公司名称公司名称 投资评级投资评级 总市值总市值（亿元）（亿元）归母净利润（亿元）归母净利润（亿元）PE估值估值 PB(mrq)2021A 2022E 2023E 2024E 2021A 2

166、022E 2023E 2024E 三峡能源三峡能源 买入 1,812 56.42 84.77 104.42 124.26 32.1 21.4 17.3 14.6 2.55 中闽能源中闽能源 审慎增持 164 6.56 8.62 12.76 14.87 25.0 19.1 12.9 11.0 3.09 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -35-深度研究报告深度研究报告 江苏新能江苏新能 审慎增持 130 3.07 8.04 9.17 11.72 42.2 16.1 14.1 11.1 2.24 龙源电力龙源电力 审慎增持 1,805 64.04 75.

167、69 92.13 109.18 28.2 23.9 19.6 16.5 2.65 吉电股份吉电股份*未覆盖 202 4.50 9.95 13.53 16.78 44.9 20.3 14.9 12.0 1.86 节能风电节能风电*未覆盖 242 7.68 13.04 16.24 20.12 31.5 18.5 14.9 12.0 2.10 金开新能金开新能*未覆盖 100 4.06 6.85 10.59 15.73 24.6 14.6 9.4 6.3 1.98 太阳能太阳能*未覆盖 251 11.81 16.34 21.66 27.75 21.3 15.4 11.6 9.1 1.66 数据来源：

168、Wind，兴业证券经济与金融研究院整理预测 备注：标*号公司表示兴业证券公用环保团队未曾覆盖，采用 Wind一致预期。图图 58、长江电力、长江电力 PE Bands(TTM)：2016 年以来最年以来最高为高为 27x，平均为，平均为 18x 图图 59、长江电力、长江电力 PB Bands：2016 年以来最高为年以来最高为3.2x，平均为，平均为 2.6x 数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：数据截至 2022.06.29收盘 数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：数据截至 2022.06.29收盘 图图 60、龙源电力、龙源电力(H)PE Band

169、s(TTM)：2016 年以来年以来最高为最高为 27x，平均为，平均为 18x 图图 61、龙源电力、龙源电力(H)PB Bands：2016 年以来最高为年以来最高为2.3x，平均为，平均为 1.1x 数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：数据截至 2022.06.29收盘 数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：数据截至 2022.06.29收盘 5.2、绿电溢价弹性测算、绿电溢价弹性测算：2024 年年绿电交易为公司带来的绿电交易为公司带来的业绩弹性最高业绩弹性最高或达或达+17.5%中期维度内中期维度内绿电绿电交易交易或逐步放量或逐步放量，公司公司平

170、价平价装机量快速提升装机量快速提升助力助力释放业绩弹性。释放业绩弹性。假定此后绿电交易加大执行力度并以约度电 3-5 分（含增值税）的溢价进行交易，则有望于中期维度内为公司贡献业绩弹性。我们在上文盈利预测的基础上进行了绿电所带来的收入、业绩弹性测算，若假定公司当年全部平价上网电量均可以进0.010.020.030.040.0Jan-16May-16Sep-16Jan-17May-17Sep-17Jan-18May-18Sep-18Jan-19May-19Sep-19Jan-20May-20Sep-20Jan-21May-21Sep-21Jan-22May-22收盘价25.1X21.3X17.6

171、X13.8X10.1X0.010.020.030.040.0Jan-16May-16Sep-16Jan-17May-17Sep-17Jan-18May-18Sep-18Jan-19May-19Sep-19Jan-20May-20Sep-20Jan-21May-21Sep-21Jan-22May-22收盘价4.0X3.3X2.6X1.9X1.2X0.05.010.015.020.025.0Jan-16May-16Sep-16Jan-17May-17Sep-17Jan-18May-18Sep-18Jan-19May-19Sep-19Jan-20May-20Sep-20Jan-21May-21Sep

172、-21Jan-22May-22收盘价16.1X13.5X11.0X8.4X5.9X0.05.010.015.020.025.0Jan-16May-16Sep-16Jan-17May-17Sep-17Jan-18May-18Sep-18Jan-19May-19Sep-19Jan-20May-20Sep-20Jan-21May-21Sep-21Jan-22May-22收盘价1.5X1.3X1.0X0.8X0.5X 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -36-深度研究报告深度研究报告 行绿电交易，则在 0.05 元/度的绿电溢价下，2022-2024 年收入

173、弹性最大分别为+2.6%/+4.7%/+6.4%，同期归母净利润最大弹性则达到+6.3%/+11.8%/+17.5%。表表 14、三峡能源绿电业绩弹性测算三峡能源绿电业绩弹性测算 2022E 2023E 2024E 平价绿电装机（平价绿电装机（GW，截至当年年底），截至当年年底）15.06 28.06 41.06 平价上网电量（亿度）平价上网电量（亿度）159.36 364.36 639.36 绿电溢价对应的电价增量收入（亿元）绿电溢价对应的电价增量收入（亿元）+0.03（元/度，含增值税）4.23 9.67 16.97+0.04（元/度，含增值税）5.64 12.90 22.63+0.05（

174、元/度，含增值税）7.05 16.12 28.29 对应营业收入弹性对应营业收入弹性 +0.03（元/度，含增值税）1.6%2.8%3.9%+0.04（元/度，含增值税）2.1%3.8%5.2%+0.05（元/度，含增值税）2.6%4.7%6.4%对应归母净利润（亿元）对应归母净利润（亿元）+0.03（元/度，含增值税）87.99 111.81 137.31+0.04（元/度，含增值税）89.07 114.27 141.66+0.05（元/度，含增值税）90.14 116.73 146.01 对应归母净利润弹性对应归母净利润弹性 +0.03（元/度，含增值税）3.8%7.1%10.5%+0.0

175、4（元/度，含增值税）5.1%9.4%14.0%+0.05（元/度，含增值税）6.3%11.8%17.5%数据来源：兴业证券经济与金融研究院测算 备注：假定公司平价电站均可执行绿电交易，本表测算绿电交易所带来的电价弹性极限。6、风险提示、风险提示 项目拓展进度不及预期项目拓展进度不及预期：平价风电、光伏项目拓展进度不及预期，影响公司装机量增长；绿电交易扩容进度不及预期绿电交易扩容进度不及预期：绿电交易拓展进度不及预期，降低公司电价端弹性；大宗品价格大幅上涨大宗品价格大幅上涨：提升风机、光伏组件制造成本，进而传导至装机成本端；电力市场化交易价格波动电力市场化交易价格波动：市场化交易价格下滑令电站

176、收益率受损；绿电补贴支付节奏不及预期：绿电补贴支付节奏不及预期：绿电补贴支付进度进一步减慢，影响公司现金流情况。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -37-深度研究报告深度研究报告 附表附表 gscwbb|公司财务报表资产负债表资产负债表 单位:百万元 利润表利润表 单位:百万元 会计年度会计年度 2021 2022E 2023E 2024E 会计年度会计年度 2021 2022E 2023E 2024E 流动资产流动资产 34876 56016 67691 80584 营业收入营业收入 15484 26388 33436 42283 货币资金 130

177、77 20052 21665 22654 营业成本 6440 12119 15362 19766 交易性金融资产 0 0 0 0 税金及附加 133 226 286 362 应收票据及应收账款 18970 31223 40038 50412 销售费用 0 0 0 0 预付款项 1472 2769 3510 4516 管理费用 999 1703 2158 2729 存货 131 226 293 379 研发费用 7 7 7 7 其他 1225 1746 2185 2623 财务费用 2844 4487 5880 7839 非流动资产非流动资产 182321 265139 372015 46200

178、9 其他收益 199 199 199 199 长期股权投资 14202 13263 13576 13471 投资收益 1730 2076 2491 2989 固定资产 87864 184867 290332 381879 公允价值变动收益 58 0 0 0 在建工程 57177 47655 47961 46314 信用减值损失-260 0 0 0 无形资产 1738 1738 1738 1738 资产减值损失-2 0 0 0 商誉 1545 1048 1154 1184 资产处置收益-1 0 0 0 长期待摊费用 155 155 155 155 营业利润营业利润 6784 10120 1243

179、2 14767 其他 19640 16414 17100 17269 营业外收入 119 119 119 119 资产总计资产总计 217196 321155 439706 542593 营业外支出 264 264 264 264 流动负债流动负债 38360 98669 155509 199982 利润总额利润总额 6640 9976 12288 14623 短期借款 5504 53323 100369 132348 所得税 554 832 1024 1219 应付票据及应付账款 21862 35400 44973 57385 净利润 6086 9144 11263 13403 其他 109

180、94 9946 10167 10249 少数股东损益 444 667 821 977 非流动负债非流动负债 102241 136688 188829 235931 归属母公司净利润归属母公司净利润 5642 8477 10442 12426 长期借款 78036 118076 168756 215656 EPS(元元)0.20 0.30 0.37 0.43 其他 24205 18613 20073 20275 负债合计负债合计 140601 235357 344338 435913 主要财务比率主要财务比率 股本 28571 28621 28621 28621 会计年度会计年度 2021 20

181、22E 2023E 2024E 资本公积 23292 23292 23292 23292 成长性成长性 未分配利润 16348 24615 33044 43008 营业收入增长率 36.8%70.4%26.7%26.5%少数股东权益 7765 8432 9253 10231 营业利润增长率 57.7%49.2%22.8%18.8%股东权益合计股东权益合计 76595 85798 95368 106680 归母净利润增长率 56.3%50.2%23.2%19.0%负债及权益合计负债及权益合计 217196 321155 439706 542593 盈利能力盈利能力 毛利率 58.4%54.1%5

182、4.1%53.3%现金流量表现金流量表 单位:百万元 净利率 39.3%32.1%31.2%29.4%会计年度会计年度 2021 2022E 2023E 2024E ROE 8.2%11.0%12.1%12.9%归母净利润 5642 8477 10442 12426 偿债能力偿债能力 折旧和摊销 5190 8274 14896 21766 资产负债率 64.7%73.3%78.3%80.3%资产减值准备 2 -184 294 317 流动比率 0.91 0.57 0.44 0.40 资产处置损失 1 0 0 0 速动比率 0.91 0.57 0.43 0.40 公允价值变动损失-58 0 0

183、0 营运能力营运能力 财务费用 2832 4487 5880 7839 资产周转率 0.09 0.10 0.09 0.09 投资损失-1730 -2076 -2491 -2989 应收帐款周转率 0.96 1.02 0.91 0.91 少数股东损益 444 667 821 977 存货周转率 59.97 67.52 59.28 58.85 营运资金的变动-3941 -3644 183 192 每股资料每股资料(元元)经营活动产生现金流量经营活动产生现金流量 8818 18667 29431 40381 每股收益 0.20 0.30 0.37 0.43 投资活动产生现金流量投资活动产生现金流量-

184、34897 -93329 -118338 -108452 每股经营现金 0.31 0.65 1.03 1.41 融资活动产生现金流量融资活动产生现金流量 37246 81637 90520 69060 每股净资产 2.41 2.71 3.01 3.38 现金净变动 11170 6975 1613 989 估值比率估值比率(倍倍)现金的期初余额 1851 13077 20052 21665 PE 32.6 21.7 17.6 14.8 现金的期末余额 13077 20052 21665 22654 PB 2.7 2.4 2.1 1.9 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信

185、息披露和重要声明 -38-深度研究报告深度研究报告 分析师声明分析师声明 本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本报告清晰准确地反映了本人的研究观点。本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。投资评级说明投资评级说明 投资建议的评级标准投资建议的评级标准 类别类别 评级评级 说明说明 报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后的12个月内公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅。其中：A股市场以上证综指或深圳成

186、指为基准，香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普500或纳斯达克综合指数为基准。股票评级 买入 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于15%审慎增持 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在5%15%之间 中性 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-5%5%之间 减持 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5%无评级 由于我们无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使我们无法给出明确的投资评级 行业评级 推荐 相对表现优于同期相关证券市场代表性指数 中性 相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平 回避 相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数 信息披露信息

187、披露 本公司在知晓的范围内履行信息披露义务。客户可登录 内幕交易防控栏内查询静默期安排和关联公司持股情况。使用本研究报告的风险提示及法律声明使用本研究报告的风险提示及法律声明 兴业证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。本报告仅供兴业证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用，本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告中的信息、意见等均仅供客户参考，不构成所述证券买卖的出价或征价邀请或要约，投资者自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效，任何有关本报告的摘要或节选都不代表本报告正式完

188、整的观点，一切须以本公司向客户发布的本报告完整版本为准。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。客户应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专家的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，本公司及/或其关联人员均不承担任何法律责任。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但本公司不保证其准确性或完整性，也不保证所包含的信息和建议不会发生任何变更。本公司并不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此相关的其他任何损失承担任何责

189、任。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据；在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告；本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现。过往的业绩表现亦不应作为日后回报的预示。我们不承诺也不保证，任何所预示的回报会得以实现。分析中所做的回报预测可能是基于相应的假设。任何假设的变化可能会显著地影响所预测的回报。本公司

190、的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。本公司没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。本公司的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。本报告并非针对或意图发送予或为任何就发送、发布、可得到或使用此报告而使兴业证券股份有限公司及其关联子公司等违反当地的法律或法规或可致使兴业证券股份有限公司受制于相关法律或法规的任何地区、国家或其他管辖区域的公民或居民，包括但不限于美国及美国公民（1934年美国证券交易所第 15a-6条例定义为本

191、主要美国机构投资者除外）。本报告的版权归本公司所有。本公司对本报告保留一切权利。除非另有书面显示，否则本报告中的所有材料的版权均属本公司。未经本公司事先书面授权，本报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。未经授权的转载，本公司不承担任何转载责任。特别声明特别声明 在法律许可的情况下，兴业证券股份有限公司可能会持有本报告中提及公司所发行的证券头寸并进行交易，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。因此，投资者应当考虑到兴业证券股份有限公司及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一信赖依据。兴业证券研究兴业证券研究 上上 海海 北北 京京 深深 圳圳 地址：上海浦东新区长柳路36号兴业证券大厦15层 邮编：200135 邮箱： 地址：北京市朝阳区建国门大街甲6号SK大厦32层01-08单元 邮编：100020 邮箱： 地址：深圳市福田区皇岗路5001号深业上城T2座52楼 邮编：518035 邮箱：