公用事業(yè)-綠電估值修復把握裝機-電價預期差

1告公用環(huán)保華泰研究告公用環(huán)保華泰研究估值回調后，綠電運營布局機會顯現(xiàn)2022年初以來綠電運營商估值回調明顯，主因市場擔憂盈利能力下滑、標的稀缺性弱化以及綠電欠補未落地。兩大潛在預期差有望推動板塊估值修復：1)裝機預期差：2022-25年風光新增裝機中樞提升至65/96GW，“以大代小”額外增量可觀；保收益和增規(guī)模權衡下，集中式光伏等待組件價格向下拐點，工商業(yè)光伏成為主力；2)電價預期差：市場電折價幅度收窄和綠電交易溢價將更直接地體現(xiàn)在利潤層面。中長期業(yè)績彈性與持續(xù)性檢驗競爭力，建議把握估值回調后的布局機會，推薦綠電運營龍頭三峽能源/龍源電力、火電轉型先鋒華電國際/國電電力、優(yōu)質區(qū)域資源福能股份/中閩能源。裝機進展：新增裝機中樞抬升，風電確定性高于光伏公用事業(yè)發(fā)電增持(維持)增持(維持)研究員SACNo.S0570517050002SFCNo.BEB090研究員SACNo.S0570519090003SFCNo.BQR122聯(lián)系人SACNo.S0570121040031聯(lián)系人SACNo.S0570121120004wangweijia@+(86)2128972079huangbo@+(86)75582493570+(86)2128972228huzhi019072@+(86)2128972228我們測算2022-2025年國內風電/光伏年均新增裝機抬升至65/96GW，較2018-2021年的41/44GW大幅提高，2025年風光合計裝機占比將達到39% 。風機價格下行推升新項目收益率，但資源儲備是主要制約因素；“以大代小”有望帶動風電裝機的超預期，頭部運營商更加受益。中上游成本上漲，部分光伏運營商2021年新增裝機不及預期。而2022年光伏運營商再次面臨保收益和增規(guī)模的平衡，若組件價格向下拐點如期出現(xiàn)在Q3，則全年光伏新增規(guī)模仍可期待。工商業(yè)光伏對組件價格接受度更高，有望成為光伏裝機增長主力。電價變化：全面平價時代，市場化與綠電交易帶來新彈性2022年風光發(fā)電全面進入平價時代，參與市場化交易和綠電交易帶來的溢價更直接地體現(xiàn)在運營商利潤層面，對利潤增厚效應逐年遞增，預計24年每溢價5%可增厚1.7~1.9%。2021年風光市場電比例同比上升，但部分公司平均上網(wǎng)電價并未因此大幅下降，表明市場電折價幅度收窄。隨著電網(wǎng)消納能力的提升以及儲能配置增加，客觀因素導致的限電現(xiàn)象有望減少，從而降低折價比例的較大的市場化交易電量。2022年以來綠電交易月度規(guī)模大幅增加，平價風光發(fā)電項目成為交易供給主體。全行業(yè)視角下綠電交易收入/利潤增幅有限，但龍頭運營商受益的業(yè)績彈性將高于行業(yè)整體水平。估值修復：裝機增長決定β，業(yè)績彈性區(qū)分α2022年以來A/H股綠電運營商估值明顯回落，主要有三點原因：1)市場對于盈利能力下滑的擔憂；2)A股市場標的稀缺性進一步弱化；3)應收綠電補貼仍未完全解決。裝機增長決定β，從成長性來看，當前主要風光運營商隱含2022-2025年裝機CAGR達到33%，成長性遠高于2003-05年火電的裝機增速(13%)，應當享受更高的估值溢價，把握上游價格拐點前的配置機會。綠電運營商的競爭力最終體現(xiàn)在中長期業(yè)績彈性與持續(xù)性，三類綠電運營商有望體現(xiàn)α，包括1)裝機規(guī)?？焖僭鲩L的龍頭企業(yè)、2)傳統(tǒng)能源轉型標的、3)占據(jù)優(yōu)質資源的區(qū)域型公司。風險提示：疫情對在建項目進度的影響；來風情況不及預期；棄電率回升風險；電價下調風險；可再生能源補貼回款速度不及預期。行業(yè)走勢圖(%)滬深300336217(8)(23)Jul-21Nov-21Mar-22Jul-22資料來源：Wind，華泰研究重點推薦股票名稱股票代碼(當?shù)貛欧N)投資評級三峽能源600905CH8.12買入龍源電力001289CH28.50買入華電國際600027CH5.91買入國電電力600795CH4.65買入福能股份600483CH20.96買入中閩能源600163CH9.80買入資料來源：華泰研究預測公用環(huán)保 裝機進展：新增裝機中樞抬升，風電確定性高于光伏 4 風電受益于上游大幅降價，新增裝機預期較為穩(wěn)定 5光伏受制于上游大幅漲價，新增裝機不確定性上升 6變化：全面平價時代，市場化與綠電交易帶來新彈性 9 綠電交易有望量價齊升，兩類運營商獲高彈性 11 2年以來A/H股綠電運營商估值中樞回落 14裝機增長決定β，把握上游價格拐點前的配置機會 15業(yè)績彈性區(qū)分α，優(yōu)選具備核心競爭力的頭部運營商 16 三峽能源(600905CH，買入，目標價：8.12元) 18龍源電力(001289CH，買入，目標價：28.50元) 18華電國際(600027CH，買入，目標價：5.91元) 18國電電力(600795CH，買入，目標價：4.65元) 18福能股份(600483CH，買入，目標價：20.96元) 19中閩能源(600163CH，買入，目標價：9.80元) 19 附錄：報告涉及的公司與股票代碼 21公用環(huán)保綠電運營成長性被低估。市場部分觀點認為風光發(fā)電進入平價階段后，項目收益率較原補貼項目大幅收窄，運營商主動擴大規(guī)模的積極性有所減弱。從電量供需結構變化和各省“十四五”規(guī)劃兩個角度梳理，2022-25年國內風光發(fā)電新增裝機均超過600GW，相當于2021年末存量裝機的一倍左右，行業(yè)整體增速可觀(CAGR=19%)。龍頭運營商在風光大基地 取決于存量裝機規(guī)模)以及分布式光伏領域(我們預計22-25年新增176GW)均有較大的領先優(yōu)勢，裝機增速(CAGR33%)有望高于行業(yè)整體水平。風光平價項目業(yè)績彈性有望超預期。市場部分觀點認為風光平價項目進入運營期后，電價難以大漲大落，因此項目本身業(yè)績彈性有限。隨著電力改革深入，風光電參與市場化交易比例在提升(2021年市場電比例同比：三峽能源+1.5pp/龍源電力+1.8pp/節(jié)能風電+12pp)。而得益于電價漲跌幅放開，風光市場電折價幅度也大幅收窄(龍源電力與節(jié)能風電2021年平均上網(wǎng)電價同比上升)。在電網(wǎng)消納能力提高和儲能配置增加以后，因限電等客觀原因導致的低價風光電也將減少，進一步抬升交易價格。2022年4月以來綠電交易規(guī)模環(huán)比大幅上升，中長期來看碳考核必然收緊，綠電交易的環(huán)境價值將充分體現(xiàn)，進一步增強風光平價項目的業(yè)績彈性。吉林北京福建上海天津新疆海南西藏浙江湖南河南黑龍江遼寧四川湖北江西江蘇吉林北京福建上海天津新疆海南西藏浙江湖南河南黑龍江遼寧四川湖北江西江蘇寧夏貴州廣西山東廣東陜西青海河北山西甘肅云南內蒙古公用環(huán)保裝機進展：新增裝機中樞抬升，風電確定性高于光伏風光發(fā)電新增裝機中樞抬升預計2022-2025年風電、光伏年均中樞分別抬升至65GW、96GW。截止2022年6月末，國內風電/光伏裝機容量達到342/337GW，較2021年末分別增加14/30GW。假設2022-2025年全社會用電和發(fā)電量CAGR均為6%(略高于Wind一致預期GDP增速)、考慮到雙碳目標下火電受擠壓、而水電與核電增量有限，新增用電需求主要由風光電滿足，我們測算2022-2025年風電/光伏年均新增裝機中樞抬升至65/96GW，較2018-2021年的41/44GW大幅提高，2025年風光合計裝機占比將達到39%(2021年為26%)，發(fā)電量占比將達到19%(2021年為12%)。能源類型裝機量/GW2025ECAGR22-25/%預計占比2025/%市占率變化22-25/pct20212022E2023E2024E火電1,2971,3511,3951,4391,4733.245.1-9.4水電3914084214324423.113.5-2.9核電53606266686.42.1-0.2風電32837844051158915.718.14.2光伏30738247257769222.621.28.3合計2,3772,5782,790發(fā)電量/TWh3,0253,2648.3火電5,6465,6965,9586,1836,3342.960.7-6.7水電1,3401,4501,4811,5261,6034.615.4-0.6核電4084334694965196.35.00.1風電6567468921,0371,19916.311.53.7光伏32742551963877合計8,3778,7519,3189,88010,4275.6資料來源：中電聯(lián)、華泰研究預測各省“十四五”規(guī)劃隱含風光裝機增量670GW，內蒙古/云南/甘肅引領TOP3。梳理國內各個省/自治區(qū)/直轄市“十四五”能源規(guī)劃，我們統(tǒng)計規(guī)劃中對應的2022-2025年風光新增裝機合計670GW，和前文預測基本一致。其中，內蒙古/云南/甘肅規(guī)劃增量引領全國，2022-2025年風光裝機分別新增80/73/53GW。借助于優(yōu)良的風光資源稟賦，新能源發(fā)電已成為內陸省份重要的投資方向。W(萬千瓦)風電光伏9,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000資料來源：各省發(fā)改委與能源局、華泰研究中標均價(部分項目含塔筒，右) 中標均價(不含塔筒，右) 中標均價(部分項目含塔筒，右) 中標均價(不含塔筒，右) 公用環(huán)保風電受益于上游大幅降價，新增裝機預期較為穩(wěn)定主流風電運營商裝機規(guī)模集中度下降，央企領先優(yōu)勢明顯。2020年搶裝效應下，全國風電裝機同比大幅增加；2021年風電新增裝機同比回落，但依然處于較高水平。從2016-2021年裝機變化趨勢來看，國內風電運營市場CR3由23.4%降至18.6%，CR5由31.6%降至27.3%。2021年末國內風電裝機前10位中，除金風科技以外，均為央企運營商。風電項目開發(fā)周期長、投資金額大、運維要求高，央企運營商在風電領域具備更強的競爭優(yōu)勢。公司2016裝機容量/GWCAGR/%201720182019202020212025E18-2122-25E龍源電力17.3718.4018.9220.0322.3023.6735.756.5010.86華電福新6.817.167.9913.7818.2920.87-30.64-中廣核風電9.0010.0811.4712.8914.5616.68-13.42-大唐新能源8.358.658.849.5311.1712.00-8.53-華潤電力5.235.636.828.6910.4014.3425.4626.3415.43三峽能源4.865.266.128.8814.2727.5730.9217.90華能國際2.404.585.145.908.1310.5428.0023.1827.66中國電建3.594.024.384.985.236.28-11.85-金風科技4.154.714.715.255.495.62-4.48-節(jié)能風電2.312.672.913.114.014.2910.0012.6023.53中國電力0.350.621.461.792.174.1432.1760.7866.93京能清潔能源2.262.352.352.402.804.117.6815.0216.92中廣核新能源1.021.021.311.882.963.85-39.34-廣宇發(fā)展2.092.693.19---吉電股份01.702.522.857.1023.4925.63中國核電0.261.762.649.24-36.82國投電力0.680.991.101.4422.6422.57CR323.4322.6821.2922.3319.5918.6416.28CR531.5530.5029.3231.0427.2527.3425.29CR1041.4843.2341.4743.1738.5339.1437.67注：2025E列”-“表示十四五目標未知或未作預測資料來源：上述公司年報、國家能源局、華泰研究預測風機價格下行推升新項目收益率，但資源儲備是主要制約因素。在風機價格大幅走低的背景下，新投產的風電項目全投資收益率有望持續(xù)向好，部分項目因發(fā)電效率提升，實際收益率或超過原補貼項目。對于陸上風電而言，資源稀缺性是最大的制約因素，看好在陸上風電傳統(tǒng)的頭部運營商，存量風電項目規(guī)模大，儲備項目充足。對于海上風電而言，2022年為平價首年、當年新投產項目不多，但各省陸續(xù)啟動“十四五”海上風電招標，從已公開的招標結果來看，海上風電格局趨于分散。圖表4：2021-22年6月陸上風機中標均價(元/KW)變化(元/KW(元/KW)陸風開標量4,0003,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5001,000500086420202101202102202103202104202105202106202107202108202109202110202111202112202201202202202203202204202205202206資料來源：北極星發(fā)電網(wǎng)、華泰研究大唐集團6大唐集團6%浙江能源5%9%三峽集團2%華能集團16%國家能源集團27%山東能源16%中廣核19%資料來源：風電之音、華泰研究公用環(huán)?！耙源蟠　庇型麕语L電裝機的超預期，頭部運營商更加受益。2021年12月國家能源局組織編制《風電場改造升級和退役管理辦法》征求意見稿，鼓勵并網(wǎng)運行15年以上的風電場開展改造升級和退役，且不影響應享受的補貼額度。征求意見稿將風電場改造升級分為增容改造和等容改造。早期風電場單機容量均在1.5MW以下，目前陸上風機單機容量主為4MW、改造后增幅超1.7倍，先進機型容量達到7MW、增幅超3.7倍。7-8米/秒風速下，早期風電場平均利用小時數(shù)普遍在2,000小時/年左右，而目前主流陸上風機在7米/秒的風資源下即可實現(xiàn)3,500小時以上，小時數(shù)提升約為75%。假設22年開始啟動增容改造，我們預計22-24年可帶來額外的風電容量不低于6.7/8.2/12.0GW(4MW場景)或14.8/18.0/26.4GW(7MW場景)，風電全行業(yè)額外電量增幅(較2020年)不低于6%/8%/11% (4MW場景)或12%/15%/22%(7MW場景)。單位2022E2023E2024E2025E待改造容量萬千瓦4034917191,345額外容量-4MW場景萬千瓦6728181,1982,242額外容量-7MW場景萬千瓦1,4781,8002,6364,932原發(fā)電量吉瓦時8,0609,82014,38026,900額外電量-4MW吉瓦時29,55336,00752,72798,633額外電量-7MW吉瓦時57,76370,377103,057192,783電量增幅-4MW6%8%11%21%電量增幅-7MW12%15%22%41%注：1)2022年待改造容量對應2007年全部風電并網(wǎng)容量，2023-2025年對應2008-2010年新增的風電并網(wǎng)容量；2)原發(fā)電量指改造前裝機按照2000小時計算得到的發(fā)電量；3)電量增幅以2020年風電行業(yè)發(fā)電量(4,665億千瓦時)為基數(shù)計算資料來源：國家能源局、華泰研究預測光伏受制于上游大幅漲價，新增裝機不確定性上升央國企入局，光伏運營商集中度有望上升。從2016-2020年裝機變化趨勢來看，國內光伏發(fā)電運營市場集中度CR3由10.7%降至6.8%，CR5由13.9%降至10.3%，主要原因是由于可再生能源補貼回收期大幅延長，十三五末期民企光伏運營商陸續(xù)放慢擴張節(jié)奏(以協(xié)鑫新能源、晶科科技為代表)，電站資產陸續(xù)由民企向央企/國企轉讓，行業(yè)進入格局重塑階段。隨著民企陸續(xù)退出，大型電力央企有望成為“十四五”光伏發(fā)電擴張主力，將推動光伏發(fā)電運營重新趨于集中，2021年CR3/CR5/CR10同比均有所上升。公用環(huán)保公司2016裝機容量/GWCAGR/%201720182019202020212025E18-2122-25E三峽能源-2.523.304.326.518.4121.4135.1126.31正泰電器1.495.498.19-39.31-華電福新0.923.816.51-55.23-中國核電0.763.496.2420.84-35.19太陽能3.204.004.404.975.046.09-11.08-中廣核風電---3.284.995.77---中國電力0.360.851.842.724.015.2234.0157.3959.74吉電股份0.501.181.371.703.314.3010.9038.2826.18晶科科技1.462.083.092.953.082.855.458.2917.58華能國際0.100.630.961.382.513.3127.0051.5368.99京能清潔能源0.640.801.172.072.913.2112.4141.6540.20信義能源0.950.950.951.491.832.49-27.16-林洋能源0.881.301.451.481.601.60-5.22-中國電建0.590.890.941.201.291.45-13.10-國投電力80.721.031.349.9770.7265.09京運通0.651.051.24-4.31-中廣核新能源00.871.091.14-52.66-龍源電力90.190.441.1018.6455.03103.09大唐新能源70.221.051.08-57.57-協(xié)鑫新能源3.515.997.317.154.831.00--36.14-華潤電力0.130.280.450.450.560.8228.7431.57143.02CR310.569.638.608.046.727.5412.97CR513.6712.9011.6511.3610.6011.5619.08CR1018.9117.8516.2217.7817.5818.6829.47注：2025E列”-“表示十四五目標未知或未作預測資料來源：上述公司年報、國家能源局、華泰研究預測成本端上漲，2021年光伏新增裝機普遍不及預期，2022年取決于價格向下拐點。根據(jù)Solarzoom統(tǒng)計，2021年以來，光伏中上游各環(huán)節(jié)(硅料、硅片、電池片、組件)價格整體呈上升趨勢。尤其是最上游硅料價格居高不下，壓制產業(yè)鏈整體利潤率。對光伏運營商當前組件價格普遍在1.93元/瓦以上，項目全投資收益率貼近最低標準，招標投產壓力大。部分光伏運營商2021年新增裝機不及預期，而2022年再次面臨保收益和增規(guī)模的平衡，若組件價格向下拐點如期出現(xiàn)在Q3，則全年光伏新增規(guī)模仍可期待。(2014/5/30=100)多晶硅硅片電池片組件200180160140120100806040200201504201604201704201804201904201504201604201704201804201904202004202104202204資料來源：Solarzoom、華泰研究工商業(yè)72%戶用28%地面電工商業(yè)72%戶用28%地面電站33%公用環(huán)保分布式光伏增量顯著，看好工商業(yè)光伏前景。2022年一季度國內光伏新增裝機規(guī)模12.9GW，其中分布式光伏9GW，占比將近70%，集中式3.9GW，占比30%。受電價上升、減碳需求與能源轉型影響，工商業(yè)分布式光伏招標體量明顯增加，并且參與方也在增多，央國企的參與力度明顯提高。且工商業(yè)光伏商業(yè)模式?jīng)Q定了對組件價格更高的接受度，預計2022年工商業(yè)光伏有望成為光伏裝機增長的主力。分布分布式67%源：光伏盒子、華泰研究源：光伏盒子、華泰研究公用環(huán)保，市場化與綠電交易帶來新彈性電價市場化深入。2021年，煤價高企倒逼電力市場化改革，市場化交易電價較基準電價浮動范圍由[-15%,+10%]擴大至[-20%，+20%]，高耗能用戶交易價格不受20%限制。煤電市場化電價上漲主要系為了抵抗煤價高漲帶來的成本上升壓力，雖然電價(收入)增厚最多，但是到凈利潤層面，該增厚會被燃料成本增長抵消一部分。但對于核電/水電/風光，同等售電量下，由于鈾采購成本相對穩(wěn)定、而水/風/光為自然資源無燃料成本，市場化電價上漲帶來的收入增厚落實到利潤層面幾乎只需要扣除稅金。因此對于風光電而言，參與市場化交易和綠電交易帶來的溢價更直接地體現(xiàn)在運營商利潤層面，是未來綠電運營商業(yè)績彈性的主要來源。電源種類電價煤電原則上全部參與市場化交易，上網(wǎng)電價=各省基準電價*(1+浮動比例)，浮動區(qū)間[-20%.+20%]，高耗能用戶不受20%浮動限制燃機單一制電價與兩部制電價并存核電計劃電價、市場化電價(市場化電價定價機制與煤電基本相同)水電1)留省內消納水電電量對應省內市場化電價和非市場化電價2)外送消納電量中，合同內電量一般為跨省跨區(qū)送電的協(xié)商電價，合同外的超發(fā)電量可能參考落地省份的市場化交易電價或者取兩省平均市場化交易電價定價抽水蓄能兩部制電價風電/光伏補貼項目：基準電價+補貼平價項目：基準電價或指導價綠電交易電價：市場交易決定資料來源：國家發(fā)改委、華泰研究風光全面平價時代開啟我國風光定價機制主要經(jīng)歷了五個階段的發(fā)展：1)風電產業(yè)起步階段，價格主要參照火電；2)風電開啟商業(yè)化發(fā)展，經(jīng)歷還本付息電價和經(jīng)營期電價兩個階段；3)風電上網(wǎng)電價由國務院價格主管部門分地區(qū)測算，大型并網(wǎng)光伏示范電站建設開啟，國家核準電價。同時，風光特許權招標項目陸續(xù)開啟，按中標價格上網(wǎng)；4)將陸風/集中式光伏分為四/三類資源區(qū)，分資源區(qū)制定標桿電價。2009~2018年風光分資源區(qū)標桿電價均經(jīng)歷四次下調。2014年起，近海風電/潮間帶風電項目上網(wǎng)電價為每千瓦時0.85/0.75元。對于分布式光伏，實施全電量補貼，“全額上網(wǎng)”項目電價執(zhí)行標桿電價。5)標桿電價變?yōu)橹笇r，國補繼續(xù)退坡。平價試點正式開啟，2021年除戶用光伏外，新建陸上風電和光伏項目平價上網(wǎng)；2022年新建海上風電項目平價上網(wǎng)。瓦時)標桿電價開始執(zhí)行年份2009201520162018*2018I類資源區(qū)0.510.490.470.440.40II類資源區(qū)0.540.520.500.470.45III類資源區(qū)0.580.560.540.510.49IV類資源區(qū)0.610.610.600.580.57注：2018*的標桿電價系2015年制定的，2016年國家發(fā)改委下調2018年標桿電價資料來源：國家發(fā)改委、華泰研究元/千瓦時)標桿電價開始執(zhí)行年份2013201620172018*2018I類資源區(qū)0.900.800.650.550.50II類資源區(qū)0.950.880.750.650.60III類資源區(qū)1.000.980.850.750.70注：1)2016年以前西藏自治區(qū)光伏電站標桿電價另行制定，2016年西藏自治區(qū)光伏電站標桿電價定為1.05元/千瓦時；2)2018*的標桿電價系2015年制定的，2016年國家發(fā)改委下調2018年標桿電價資料來源：國家發(fā)改委、華泰研究公用環(huán)保標桿電價變?yōu)橹笇r，延續(xù)下降趨勢，集中式風光競爭化格局開啟。風光標桿電價改為指導價，指導價繼續(xù)下行。2019/2020年陸風I~IV類資源區(qū)指導價調整為每千瓦時0.34/0.29元、0.39/0.34元、0.43/0.38元、0.52/0.47元(含稅、下同)，較2018年標桿電價平均低0.05/0.1元/千瓦時；2019/2020年集中式光伏I~III類資源區(qū)指導價調整為每千瓦0.4/0.35、0.45/0.40、0.55/0.49元，較2018年標桿電價平均低0.1-0.15/0.2元/千瓦時。集中式風光新增項目由市場競爭定價，不高于指導價。分布式光伏區(qū)分戶用和工商業(yè)式，執(zhí)行不同補貼標準。對于納入2019/2020年財政補貼規(guī)模，采用“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式的工商業(yè)分布式光伏發(fā)電項目，全發(fā)電量補貼標準調整為每千瓦時0.10/0.05元；“全額上網(wǎng)”模式的工商業(yè)分布式光伏發(fā)電項目，按所在資源區(qū)集中式光伏電站指導價執(zhí)行。能源主管部門統(tǒng)一實行市場競爭方式配置的工商業(yè)分布式項目，市場競爭形成的價格不得超過所在資源區(qū)指導價，且補貼標準不得超過每千瓦時0.10/0.05元。納入2019/2020年財政補貼規(guī)模，采用“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式和“全額上網(wǎng)”模式的戶用分布式光伏全發(fā)電量補貼標準調整為每千瓦時0.18/0.08元。2021年，新建戶用分布式光伏項目國家財政補貼預算額度為5億元。時間2013年9月1日2018年1月1日2018年5月31日全電量補貼0.420.370.32注：以上補貼均含稅資料來源：國家發(fā)改委、華泰研究逐步進入平價時代。風光建設成本持續(xù)下行，平價上網(wǎng)條件日漸完備。2019年國家發(fā)改委發(fā)文推進風光無補貼平價上網(wǎng)。平價上網(wǎng)項目雖然沒有國家補貼，仍可以享受地方補貼，且投資環(huán)境改善。其限發(fā)電量可以核定為優(yōu)先發(fā)電計劃，從而參與發(fā)電權交易，同時，可獲得可再生能源綠色電力證書，通過出售綠證獲得收益。根據(jù)發(fā)改辦能源〔2019〕594號/發(fā)改辦能源〔2020〕588號文件，2019年第一批/2020年風光發(fā)電平價上網(wǎng)項目裝機容量達到2076/4444.73萬千瓦。自2021年起，新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項目和新核準陸上風電項目全面平價上網(wǎng)，同時為支持產業(yè)加快發(fā)展，明確2021年新建項目不再通過競爭性方式形成具體上網(wǎng)電價，直接執(zhí)行當?shù)厝济喊l(fā)電基準價。且2021年起新核準海上風電項目由當?shù)厥〖墐r格主管部門制定，具備條件的可通過競爭性配置方式形成。2021年風光電參與市場化比例同比提升，但折價幅度相比往年大幅縮小。2021年5月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關于進一步做好電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》，新增上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北等6省市為第二批電力現(xiàn)貨試點。鼓勵新能源項目與電網(wǎng)企業(yè)、用戶、售電公司通過簽訂長周期(如20年及以上)差價合約參與電力市場，引導新能源項目10%的預計當期電量通過市場化交易競爭上網(wǎng)，市場化交易部分可不計入全生命周期保障收購小時數(shù)。以三家第一梯隊運營商(龍源電力、三峽能源、節(jié)能風電)為例，2021年風光發(fā)電參與市場化交易的比例同比有所上升；但三家公司平均上網(wǎng)電價并未因市場化交易擴大而大幅下降，其中龍源電力與節(jié)能風電受益于市場化交易價格同比上升，最終的上網(wǎng)電價同比也有所上升。公用環(huán)保升(%)龍源電力三峽能源節(jié)能風電43454343413534.133331.5329.2331.2523534.133331.5329.2331.2529.563129.7827.7729.2837353331292725201720182019202020212017201820192020源：公司公告、華泰研究(%)龍源電力節(jié)能風電489三峽能源(風電)龍源電力節(jié)能風電48951048748449048248748449046947046045647045044045044043041140440640440341040339620172018201920202021源：公司公告、華泰研究電網(wǎng)消納能力提升或儲能配置增加后，風光市場電溢價或更為可觀。目前風光電參與市場化交易主要有三類情況：1)發(fā)電小時數(shù)超過電網(wǎng)保障收納的部分，通常為折價參與交易；2)各省電網(wǎng)公司強制某一比例參與，通常折價幅度較??；3)因電網(wǎng)消納能力受限而運營商為避免限電而參與，通產折價幅度較大。對于前兩種情況而言，綠電運營商受益于整體市場化交易價格的上漲，折價幅度收窄較為明顯；而對于第三種情況而言，隨著電網(wǎng)消納能力的提升或者項目儲能配置增加，客觀因素導致的限電現(xiàn)象有望減少，從而降低折價比例的較大的市場化交易電量。我國綠電交易試點正式啟動，首批綠電交易成交電量79.35億千瓦時，較當?shù)仉娏χ虚L期交易價格溢價0.03~0.05元/千瓦時。除首批集中交易以外，綠電分月交易量也呈現(xiàn)上升趨勢，2022年1-5月，全國綠電交易規(guī)模合計57.1億千瓦時(中電聯(lián)數(shù)據(jù)統(tǒng)計)。綠電交易為新能源另辟市場，充分體現(xiàn)了電力環(huán)境價值，交易溢價進一步促進新能源發(fā)電側的壯大。同時，大量高耗能行業(yè)購買綠電，以控制碳排放，順應“雙碳”目標。(億千瓦時)全國綠電月度交易量5025019.320202109202110202111202112202201202109202110202111202112202201202202202203202204202205圖表18：江蘇/廣東/廣西三省綠電交易均有10-20%的溢價(元/兆瓦時)交易均價：江蘇交易均價：廣東(%)520510500490480470460450440430交易均價：廣西溢價：廣東(右)25溢價：江蘇(右)溢價：廣西(右)交易均價：廣西溢價：廣東(右)252050年度交易202202202203202204202205202206202207注：年度交易為2022年度，其余為各月單獨交易，江蘇和廣東既有年度交易又有月度交易，廣西僅從5月后有月度交易公用環(huán)保碳價決定綠電溢價，預計2022/2025年增收42/217億元。我們認為綠電交易機制最大意義之一，在于區(qū)分風光發(fā)電的環(huán)境屬性和將低碳價值顯性化。未來綠電交易價格是否溢價以及溢價幅度將取決于碳配額和綠證的價值，碳價或成為綠電溢價的重要參考指標。相比煤電，風光減碳量約為912克/千瓦時。以全國平均的風光發(fā)電指導價均值0.3669元/千瓦時為基準，10%/20%的綠電溢價對應碳價約為40/80元/噸。假設綠電溢價20%、綠電交易比例30%，我們預計2022/2025年平價風光項目溢價收入合計42/217億元。由于溢價收入無需重復計算折舊與費用，僅需支付部分與交易相關的支出和稅費，綠電交易帶來的溢價將享受較高的凈利率水平。單位：克/千瓦時全生命周期碳排放最大值考慮機會成本后的碳排放最大值屋頂光伏發(fā)電15-34340.8-15.815.8大型光伏電站10-29297.85-26.926.9光熱發(fā)電8.5-24.324.36.43-25.225.2陸上風電7.0-10.810.84.8-8.68.6海上風電9-176.8-14.814.8地熱發(fā)電15.1-555529-7979水電17-222209波浪能發(fā)電21.721.726-3838潮汐能發(fā)電10-202014-3636核電9-707078生物質發(fā)電3-1,7301,730,7881,788天然氣發(fā)電+CCSU179-405405230-481481煤電+CCSU230-935935282-1,0111,011注：機會成本包括電源建設時長、戰(zhàn)爭與核泄露風險、土地和植被碳貯存損失的碳排放資料來源：《100%Clean,RenewableEnergyandStorageforEverything》、華泰研究交易緩解消納矛盾，預計2022/2025年回補18/96億元。綠電交易鼓勵簽訂5-10年購電長協(xié)，順序優(yōu)先于計劃發(fā)電和市場電交易，我們認為此舉將豐富市場化消納手段。綠電交易對手方需求穩(wěn)定，有助于緩和棄電率上升的矛盾。2021年全國棄風/光率為3.05%/2.03% (全國新能源消納監(jiān)測預警中心)，風光發(fā)電潛在損失電量合計274億千瓦時；假設棄風/光率保持不變，我們預計2022/2025年潛在損失電量或將達到323/537億千瓦時，平價風光項目對應49/263億千瓦時。因參與綠電交易后無法再享受綠電補貼，平價風光發(fā)電項目將成為供給主體。平價項目參與綠電交易完全消納后，不考慮溢價，2022/2025年有望回補的電量收入分別為18/96億元。2022E2023E2024E2025E行業(yè)并網(wǎng)容量萬千瓦76,00491,204108,794128,094行業(yè)發(fā)電量億千瓦時11,71314,10916,74319,703行業(yè)棄風率%2.7%2.7%2.7%2.7%平價項目平均上網(wǎng)電價元/千瓦時0.36690.36690.36690.3669潛在損失電量億千瓦時323388458537新增平價電量億千瓦時1,8874,2836,9179,877平價項目損失電量億千瓦時491484263回補收入億元8426896綠電交易溢價%20%20%20%20%綠電交易比例%30%30%30%30%溢價收入億元4294152217資料來源：國家發(fā)改委、國家能源局、華泰研究預測公用環(huán)保2022E2023E2024E2025E行業(yè)并網(wǎng)容量萬千瓦37,84844,04851,13858,938行業(yè)利用小時數(shù)小時2,1322,2002,2002,200行業(yè)發(fā)電量億千瓦時7,4618,91810,36611,987行業(yè)棄風率%3.053.053.053.05平價項目平均上網(wǎng)電價元/千瓦時0.36690.36690.36690.3669潛在損失電量億千瓦時235280326377新增平價電量億千瓦時9052,3623,8105,431平價項目損失電量億千瓦時28742071回補收入億元0274463綠電交易溢價%20%20%20%20%綠電交易比例%30%30%30%30%溢價收入億元205284120注：平價風電項目2021年開始并網(wǎng)資料來源：國家發(fā)改委、國家能源局、華泰研究預測2022E2023E2024E2025E行業(yè)并網(wǎng)容量萬千瓦38,15647,15657,65669,156行業(yè)利用小時數(shù)小時1,3011,2811,2811,281行業(yè)發(fā)電量億千瓦時4,2525,1916,3787,716行業(yè)棄光率%2.032.032.032.03平價項目平均上網(wǎng)電價元/千瓦時0.36690.36690.36690.3669潛在損失電量億千瓦時88083260新增平價電量億千瓦時9821,9213,1084,446平價項目損失電量億千瓦時20406492回補收入億元752434綠電交易溢價%20%20%20%20%綠電交易比例%30%30%30%30%溢價收入億元22426898注：平價光伏發(fā)電項目2021年開始并網(wǎng)資料來源：國家發(fā)改委、國家能源局、華泰研究預測行業(yè)整體業(yè)績增幅有限，但兩類運營商或享受更高彈性。相比于溢價收入和回補收入，我們認為綠電交易更大的價值在于完善新能源發(fā)電的市場化機制，助力風光裝機規(guī)?？焖僭鲩L。盡管全行業(yè)視角下收入/利潤增幅有限，但對于兩類綠電運營商而言，我們認為會帶來高于行業(yè)整體水平的業(yè)績彈性。第一類是平價項目裝機規(guī)?？焖僭鲩L的龍頭運營商，有望獲取更多的綠電交易機會；第二類是平價項目區(qū)域集中在高棄電地區(qū)的運營商，等待省間綠電交易機制打開后，有望通過綠電交易改善資產質量。公用環(huán)保估值修復：裝機增長決定β，業(yè)績彈性區(qū)分αA股、H股、美股的綠電運營商的估值存在明顯差異，呈現(xiàn)A股>美股>H股的特點。放眼全球，2022年1-6月的平均PE(TTM)估值中樞A股(21倍)>美股(19倍)>H股(7倍)。我們認為，全球綠電運營商估值差異的原因主要有：1)度電成本和財務費用的差異帶來高凈利率導致A股運營商盈利能力強于美股運營商，存在估值溢價；2)美股綠電運營商標的稀缺，資金相對集中，拔高龍頭公司新紀元能源的估值；3)港股運營商經(jīng)營時間長、應收綠電補貼規(guī)模大，而港股投資者對于補貼的態(tài)度更為悲觀，進一步影響港股綠電運營商估值。x)A股H股美股25232197501/202202/202203/202204/202205/202206/202207/2022注：采取相關標的PE-TTM中位數(shù)資料來源：Wind、Bloomberg、華泰研究A股H股美股A股H股美股4.03.53.02.52.0500.501/202202/202203/202204/202205/202206/202207/2022注：采取相關標的PS-TTM中位數(shù)資料來源：Wind、Bloomberg、華泰研究(x)A股HA股H股2.32.1975301/202202/202203/202204/202205/202206/202207/2022注：采取相關標的PB-MRQ中位數(shù)資料來源：Wind、Bloomberg、華泰研究x)A股HA股H股1701/202202/202203/202204/202205/202206/202207/2022注：采取相關標的EV/EBITDA中位數(shù)資料來源：Wind、Bloomberg、華泰研究2022年以來A/H股綠電運營商估值有所回落，主要有三點原因：1)市場對于盈利能力下滑的擔憂，短期因素包括1-5月國內風資源同比下降、光伏組件高價擠壓新投產項目收益水平，中長期因素包括“十四五”中后期新項目競價的不確定性；2)A股市場標的稀缺性進一步弱化，2022年以來龍源電力、廣宇發(fā)展等頭部運營商陸續(xù)在A股上市，國電電力、京能電力、皖能電力、長源電力、建投能源等傳統(tǒng)火電企業(yè)也陸續(xù)發(fā)布新能源戰(zhàn)略，市場可選擇標的增加；3)應收綠電補貼仍未完全解決，今年累計已發(fā)放三批的可再生能源補貼(500/500/399億元)，頭兩批發(fā)放對象主要是五大電力央企，而存量未解決補貼規(guī)模仍有約3,000億元左右。國投電力節(jié)能風電吉電股份京能清潔能源中國電力華能國際華潤電力三峽能源龍源電力合計6050國投電力節(jié)能風電吉電股份京能清潔能源中國電力華能國際華潤電力三峽能源龍源電力合計60504030200公用環(huán)保風電風電光伏4030200(10)(20)(30)02/201904/201906/201908/201910/201912/201902/202004/202006/202008/202010/202012/202002/202104/202106/202108/202110/202112/202102/202204/2022資料來源：中電聯(lián)、華泰研究(家)((家)總市值公司數(shù)量(右)7006005004003002001000642500 14124049 31918864202006-20102011-20152016-20202021-2025E資料來源：Wind、華泰研究裝機增長決定β，把握上游價格拐點前的配置機會綠電運營在成長期理應獲得更高溢價。在2003-05年，火電股作為成長股時期A股P/B估值相對大盤出現(xiàn)溢價?；痣娫诔砷L階段，溢價來自于下游需求迅速增長、裝機規(guī)?？焖偕仙c原材料供需平衡三方面。從成長性來看，當前主要綠電運營商隱含2022-2025年裝機CAGR33%，成長性遠高于2003-05年火電的裝機增速(13%)，應當享受更高的估值溢價?；痣娧b機容量(萬千瓦)火電發(fā)電量(億千瓦時)容量YoY(右)200020012002200320042005200620072008火電裝機容量(萬千瓦)火電發(fā)電量(億千瓦時)容量YoY(右)2000200120022003200420052006200720082009201080,00070,00060,00050,00040,00030,00020,00010,0000千瓦時)電量YoY(右) 30%25%20%15%10%5%0%-5%資料來源：國家統(tǒng)計局、華泰研究18-2118-2122-25E63.07058.8443.237.532.426.021.723.523.526.628.722.631.433.332.941.227.7注：22-25E均為華泰預測資料來源：公司公告、華泰研究預測80%70%60%50%40%30%20%10% 0%-20%2000200020012001200220022003200320042000200020012001200220022003200320042004200520052006200620072007200820082009200920102010火電指數(shù)PB(右)上證A股PB(右)x)876543210(1)(2)資料來源：Wind、華泰研究A股綠電相對溢價(右)A股綠電x)3.0(%)10001/202102/202103/202104/202105/202106/202107/202108/202109/202110/202111/202112/20210A股綠電相對溢價(右)A股綠電x)3.0(%)10001/202102/202103/202104/202105/202106/202107/202108/202109/202110/202111/202112/202101/202202/202203/202204/202205/202206/202207/20220.50.0802.5602.0405250.0(20)(40)(60)注：A股相對滬深300的PB溢價，H股相對恒生指數(shù)的PB溢價資料來源：Wind、華泰研究706706050403020100公用環(huán)保上游價格拐點前的配置機會?？紤]到光伏上游價格高位震蕩、海上風電平價項目收益率不高，市場對綠電運營裝機增長有所擔憂，部分壓制了綠電運營板塊的相對估值水平。但從中長期角度來看，中國“雙碳”目標不會改變，建立以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)路徑勢在必行。因此，我們認為，在組件價格有望迎來向下拐點、海上風電平價加速推進的預期下，綠電運營板塊仍具備配置價值。業(yè)績彈性區(qū)分α，優(yōu)選具備核心競爭力的頭部運營商綠電運營商的競爭力最終體現(xiàn)在中長期業(yè)績彈性與持續(xù)性。三維度評價：1)運營能力，發(fā)電量最為直觀，綜合體現(xiàn)開發(fā)/投資/建設/運維實力；2)盈利能力，對風電而言資源區(qū)域>運營效率>融資成本，對光伏而言融資成本與電價是關鍵；3)融資能力，保障競爭力的可持續(xù)性，杠桿是內在約束，央/國企融資成本壁壘牢固。競爭力最終體現(xiàn)在運營商中長期的業(yè)績彈性與持續(xù)性。我們認為三類綠電運營商有望體現(xiàn)出α屬性：1)裝機規(guī)?？焖僭鲩L的綠電運營商龍頭，包括三峽能源、龍源電力；2)傳統(tǒng)能源轉型標的，包括華電國際、國電電力；3)占據(jù)優(yōu)質資源的區(qū)域型運營商，包括福能股份、中閩能源。頭部運營商有望在22-24年保持利潤高增速。根據(jù)華泰預測，三峽能源與龍源電力22-24年歸母凈利潤CAGR均將好于19-21年，主要得益于新增裝機提速。國電電力加速轉型新-24年歸母凈利潤CAGR與19-21年基本持平，且絕對值處于相對較高水平。華電國際因火電貢獻高基數(shù)的原因，22-24年歸母凈利潤CAGR相對不高。福能股份與中閩能源均受益于福建省海上風電優(yōu)質項目的并網(wǎng)，歸母凈利潤有望實現(xiàn)高速增長。(%)CAGR：19-21CAGR：19-21CAGR：22-24E71.471.4557.036.834.027.728.120.717.214.712.46.538.737.2龍源電力三峽能源國電電力華電國際福能股份中閩能源中閩能源(資產注入)注：1)國電電力與華電國際2021年因火電虧損，CAGR分別為19-20、21-24E；2)中閩能源資產注入標的為平海灣海上風電三期項目，已于2021年底投產，大股東福建省投資集團已在公告中承諾擇機注入資料來源：華泰研究預測就歸母凈利潤的增厚效應而言，風電“以大代小”逐年遞減，綠電交易溢價逐年遞增。我們選取龍源電力、三峽能源兩家公司，裝機結構中絕大部分為風光發(fā)電，且22-24年新增平價風光裝機規(guī)模較大。從風電“以大代小”的額外裝機和綠電交易溢價兩個維度進行敏感性分析后，我們發(fā)現(xiàn)：1)“以大代小”對歸母凈利潤的增厚效應逐年遞減，通過改造每新增1GW，22-24年龍源電力歸母凈利潤增厚2.73/2.55/2.32%、三峽能源可增厚4.80/3.82/3.21%；2)綠電交易溢價對歸母凈利潤的增厚效應逐年遞增，在30%交易比例下每溢價5%，22-24年龍源電力歸母凈利潤增厚0.86/1.38/1.88%、三峽能源可增厚0.60/1.28/1.73%。公用環(huán)保E2022E增厚%-5%0%5%10%15%20%0-0.860.000.861.722.583.4411.872.733.594.455.326.1824.615.476.337.198.058.9137.348.209.069.9210.7811.64410.0710.9411.8012.6613.5214.38512.8113.6714.5315.3916.2517.112023E增厚%-5%0%5%10%15%20%0-1.380.001.382.764.145.5211.172.553.935.306.688.0623.715.096.477.859.2310.6136.267.649.0210.4011.7813.1648.8110.1911.5612.9414.3215.70511.3512.7314.1115.4916.8718.252024E增厚%-5%0%5%10%15%20%0-1.880.001.883.765.657.5310.442.324.206.087.979.8522.764.646.528.4110.2912.1735.086.968.8510.7312.6114.4947.409.2911.1713.0514.9316.8159.7311.6113.4915.3717.2519.13注：縱軸為風電“以大代小”額外裝機規(guī)模(單位：GW)，橫軸為綠電交易溢價率，假設僅有平價項目參與綠電交易，且交易電量比例為30%資料來源：公司公告、華泰研究預測E2022E增厚%-5%0%5%10%15%20%0-0.600.000.601.201.802.4014.204.805.406.016.617.2129.019.6110.2110.8111.4112.01313.8114.4115.0115.6116.2116.81418.6119.2119.8120.4221.0221.62523.4224.0224.6225.2225.8226.422023E增厚%-5%0%5%10%15%20%0-1.280.001.282.563.845.1112.543.825.106.387.668.9426.377.658.9210.2011.4812.76310.1911.4712.7514.0315.3016.58414.0115.2916.5717.8519.1320.41517.8419.1120.3921.6722.9524.232024E增厚%-5%0%5%10%15%20%0-1.730.001.733.465.196.9211.473.214.946.678.4010.1324.686.418.149.8711.6013.3337.889.6211.3513.0814.8116.54411.0912.8214.5516.2818.0119.75514.2916.0317.7619.4921.2222.95注：縱軸為風電“以大代小”額外裝機規(guī)模(單位：GW)，橫軸為綠電交易溢價率，假設僅有平價項目參與綠電交易，且交易電量比例為30%資料來源：公司公告、華泰研究預測公用環(huán)保00905CH，買入，目標價：8.12元)風光項目儲備豐富，維持買入評級。截至21年末公司投產裝機22.90GW，其中海上風電4.58GW/陸上風電9.69GW/光伏8.41GW，全年新增3.24/2.15/1.91GW。截至22年4月末公司平價海上風電已開工3.4GW，其中平潭/昌邑/青洲分別為0.1/0.3/3.0GW；加上今年新中標江蘇大豐0.8GW與上海金山0.3GW兩個項目，公司已鎖定4.5GW海上風電增量，24年歸母凈利為82/100/119億元，CAGR=28%，EPS為0.29/0.35/0.41元。新能源發(fā)電行業(yè)可比公司22年PEG均值為0.7x(Wind一致預期)。我們認為公司具備成為全球海上風電龍頭的潛力，凈利潤CAGR(28%)好于可比均值 (25%)，給予公司22年1.0x目標PEG(相對溢價0.3x)，對應目標價8.12元。(報告發(fā)風險提示：電價風險；限電風險；可再生能源補貼滯后風險。CH，買入，目標價：28.50元)國家能源集團新能源主力平臺。龍源電力具備四大獨特優(yōu)勢：1)央企國家能源集團的新能源主力平臺，可充分整合集團資源；2)全球風電龍頭地位牢固，自2015年以來裝機規(guī)模持續(xù)保持首位；3)風電投運項目覆蓋國內32個省市，在資源獲取和項目開發(fā)上具備先發(fā)優(yōu)勢；4)杠桿率穩(wěn)健，回歸A股后大幅拓寬融資渠道。預計公司2022-24年歸母凈利80/95/113億元，EPS0.95/1.13/1.34元。公司行業(yè)地位領先，盈利能力優(yōu)于同行，資產注發(fā)布日期：2022年6月27日)風險提示：疫情對在建項目進度的影響；來風情況不及預期；棄電率回升風險；煤價上升風險；電價下調風險；可再生能源補貼回款速度不及預期。CH：5.91元)QH10.9-14.2億元 Q母凈利4.7-8.0億元。我們維持2022-2024年歸母凈利潤預期51.1/60.9/66.7億元。我們預計22年公司參股新能源可比公司2022EWind一致預期PE/PB/PB均值23.3x/2.2x/1.1x，給予公司參股新能源權益資產/水電/火電目標PE/PB/PB16.3x/1.7x/0.9x(新能源折價考慮公司擁有的為參股資產，水電折價考慮與可比公司水電盈利水平有差距，火電折價考慮可比公司擁有控股新能源資產)，公司目標市值風險提示：煤價下降/電價上漲不及預期；參股新能源平臺發(fā)展不及預期；對參股新能源平臺的持股比例被稀釋風險。傳統(tǒng)能源資產盈利穩(wěn)中有升，新能源規(guī)劃上調加速轉型。公司背靠國家能源集團，系集團旗下新能源發(fā)展三大主力公司之一。截至21年底，公司控股裝機9981萬千瓦，其中火電占比78%，系我國火電裝機規(guī)模第二大的上市公司。十三五期間，除幾次集團資產整合外，公司盈利穩(wěn)中有升。我們預計公司22-25年歸母凈利為62/77/92/115億元。根據(jù)公司22年新能源板塊歸母凈利潤17.7億元，水電/火電歸母凈資產230/398億元，參考可比公司W(wǎng)ind一致預期22EPE/PB/PB均值21.4/2.1/0.8x，考慮公司新能源/水電資產盈利較可比公司有一定差PBEPEPBPB/1.5/0.6x，公用環(huán)保風險提示：煤價超預期及長協(xié)煤保障不及預期；煤電電價上漲/新能源發(fā)展/大渡河水能利用不及預期。(600483CH，買入，目標價：20.96元)估值錨從傳統(tǒng)火電向新能源發(fā)電切換。預計22-24年歸母凈利為25.7/28.2/30.5億元，EPS為1.31/1.44/1.56元，新能源發(fā)電利潤貢獻占比73%/76%/76%?；痣?新能源發(fā)電22年Wind一致預期PE均值為9x/16x。我們認為隨著公司新能源發(fā)電凈利潤貢獻占比突破50%，公司估值錨將逐步從火電向新能源發(fā)電切換。給予22年目標PE16x，基于分部估值法：1)火電與其他業(yè)務9x，利潤占比27%；2)新能源18x，利潤占比73%，福建海風前景趨于風險提示：風電項目建設進展不及預期；電價/煤價不及預期；氣電政策不及預期。元/千瓦時上網(wǎng)電價、項目盈利能力突出。三期項目裝機規(guī)模30.8萬千瓦，高于公司現(xiàn)有海風規(guī)模(29.6萬千瓦)，投資主體為閩投海電，目前由中閩海電托管。根據(jù)大股東投資集團承諾，未來有望啟動三期項目的資產注入，為公司業(yè)績的持續(xù)高增長增添強大動力。寧德霞浦海風B億元，對應EPS0.49/0.53/0.56元。公司海上風電潛力突出，給予22年20x目標PE(相對可比公風險提示：新項目建設不及預期；限電風險；可再生能源補貼滯后風險。公司名稱股票代碼(元/股)股價(元/股)市值(十億元)EPS市盈率(x)22E23E24E22E23E24E三峽能源600905CH8.126.30180.310.290.350.4121.7218.0015.37龍源電力001289CH28.5021.38179.210.951.131.3422.5118.9215.96華電國際600027CH5.914.7847.180.520.620.689.197.717.03國電電力600795CH4.653.8969.380.340.430.5211.449.057.48福能股份600483CH20.9611.9323.321.311.441.569.118.287.65中閩能源600163CH9.807.3914.060.490.530.5615.0813.9413.20注：1)股價及市值為2022年7月22日；2)EPS均來源于華泰研究預測資料來源：Wind，華泰研究預測20公用環(huán)保疫情對在建項目進度的影響。在全球碳中和減排目標下，行業(yè)整體發(fā)展形勢向好。但是，隨著變異毒株的傳播，全球疫情蔓延趨勢未得到有效控制，邊境管控仍然存在，境外前期開發(fā)工作無法有效推進。新冠疫情對全球物流和產業(yè)鏈、供應鏈的沖擊將繼續(xù)影響在建項目的供貨及運輸。來風情況不及預期。風電行業(yè)面臨的主要氣候風險是風資源的年際大小波動，即大風年發(fā)電量高于正常年水平，小風年低于正常年水平。2022年一季度因風資源的同比下降，導致利用小時同比減少。而隨著規(guī)模的擴張，折舊攤銷、員工成本保險費等經(jīng)營費用相對增加，綜合導致風電分布的凈利潤同比下降。棄電率回升風險。若國家電網(wǎng)的用電需求小于發(fā)電供應，電網(wǎng)就會進行限電。在十四五期間，我們預計發(fā)電企業(yè)規(guī)?？焖贁U大，2025年風光合計裝機占比將達到39%(2021年為26%)，發(fā)電量占比將達到19%(2021年為12%)，綠電消納面臨挑戰(zhàn)。未來若需求持續(xù)降低且未出臺保障風光消納相應的政策，綠電運營商的發(fā)電業(yè)務可能會受到不利影響。電價下調風險。2021年，隨著電力市場化改革的不斷深入，風光電量市場交易規(guī)模和范圍持續(xù)擴大。電力現(xiàn)貨市場的逐步開展以及政策要求一般工商業(yè)用戶須全部進入電力市場，促使全社會市場化交易電量的增加，新能源企業(yè)可能面臨著電價進一步下降，收益下滑的風險?？稍偕茉囱a貼回款速度不及預期。目前綠電運營商的應收帳款主要由拖欠補貼缺口構成，補貼回款速度的不確定性會對綠電運營商資產結構和現(xiàn)金流產生不利影響。21公用環(huán)保公司龍源電力三峽能源華電國際國電電力福能股份中閩能源華電福新大唐新能源華潤電力華能國際金風科技中國電建節(jié)能風電中廣核新能源京能清潔能源吉電股份中國電力國投電力正泰電器太陽能晶科科技信義能源林洋能源京運通協(xié)鑫新能源南網(wǎng)能源廣宇發(fā)展中國核電股票代碼001289CH600905CH600027CH600795CH600483CH600163CH0816HK1798HK0836HK600011CH002202CH601669CH601016CH1811HK0579HK000875CH2380HK600886CH601877CH000591CH601778CH3868HK601222CH601908CH0451HK003035CH000537CH601985CH資料來源：Bloomberg、華泰研究22公用環(huán)保分析師聲明本人，王瑋嘉、黃波，茲證明本報告所表達的觀點準確地反映了分析師對標的證券或發(fā)行人的個人意見；彼以往、現(xiàn)在或未來并無就其研究報告所提供的具體建議或所表迖的意見直接或間接收取任何報酬。一般聲明及披露本報告由華泰證券股份有限公司(已具備中國證監(jiān)會批準的證券投資咨詢業(yè)務資格，以下簡稱“本公司”)制作。本報告所載資料是僅供接收人的嚴格保密資料。本報告僅供本公司及其客戶和其關聯(lián)機構使用。本公司不因接收人收到本報告而視其為客戶。本報告基于本公司認為可靠的、已公開的信息編制，但本公司及其關聯(lián)機構(以下統(tǒng)稱為“華泰”)對該等信息的準確性及完整性不作任何保證。本報告所載的意見、評估及預測僅反映報告發(fā)布當日的觀點和判斷。在不同時期，華泰可能會發(fā)出與本報告所載意見、評估及預測不一致的研究報告。同時，本報告所指的證券或投資標的的價格、價值及投資收入可能會波動。以往表現(xiàn)并不能指引未來，未來回報并不能得到保證，并存在損失本金的可能。華泰不保證本報告所含信息保持在最新狀態(tài)。華泰對本報告所含信息可在不發(fā)出通知的情形下做出修改，投資者應當自行關注相應的更新或修改。本公司不是FINRA的注冊會員，其研究分析師亦沒有注冊為FINRA的研究分析師/不具有FINRA分析師的注冊資華泰力求報告內容客觀、公正，但本報告所載的觀點、結論和建議僅供參考，不構成購買或出售所述證券的要約或招攬。該等觀點、建議并未考慮到個別投資者的具體投資目的、財務狀況以及特定需求，在任何時候均不構成對客戶私人投資建議。投資者應當充分考慮自身特定狀況，并完整理解和使用本報告內容，不應視本報告為做出投資決策的唯一因素。對依據(jù)或者使用本報告所造成的一切后果，華泰及作者均不承擔任何法律責任。任何形式的分享證券投資收益或者分擔證券投資損失的書面或口頭承諾均為無效。除非另行說明，本報告中所引用的關于業(yè)績的數(shù)據(jù)代表過往表現(xiàn)，過往的業(yè)績表現(xiàn)不應作為日后回報的預示。華泰不承諾也不保證任何預示的回報會得以實現(xiàn)，分析中所做的預測可能是基于相應的假設，任何假設的變化可能會顯著影響所預測的回報。華泰及作者在自身所知情的范圍內，與本報告所指的證券或投資標的不存在法律禁止的利害關系。在法律許可的情況下，華泰可能會持有報告中提到的公司所發(fā)行的證券頭寸并進行交易，為該公司提供投資銀行、財務顧問或者金融產品等相關服務或向該公司招