（报告出品方/作者：兴业证券，蔡屹）

1、引言：从龙源电力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。

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（PB估值 2.06x-1.10x，股价涨跌幅-33.7%）：装机量维 持快速增长，消纳问题与补贴支付节奏放缓令公司经营情况表现不佳。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（PB 估值 1.12x-2.09x，股价涨跌幅+110.4%）：消纳情 况转好，装机增速降低，补贴退坡进程开始。公司与港股电力板块大幅跑赢恒指；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（PB估值 1.92x-0.73x，股价涨跌幅-62.0%）：弃风限电 问题再度大面积浮现，业绩维持稳定增长，但对于其成长性的隐忧亦逐步 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+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（PB 估值 0.73x-1.33x，股价涨跌幅+49.3%）：政策推 动与特高压建设叠加作用，弃风问题得到实质性改善，公司风电利用小时 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（PB估值 1.25x-0.55x，股价涨跌幅-56.0%）：电价调整 +增速下滑+补贴拖欠问题加剧，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：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：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 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：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（PB 估值 0.55x-2.34x，股价涨跌幅+464.9%）：1）基 本面边际改善：平价时代开启，电价降幅通过装机成本降低得以疏导，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：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：2020 年公司新增装机量大幅提升，带动 2021 年业绩出现大幅增长。

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：公司具备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：电价上涨预期通常对于公司估值的催化较为明显。3）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 正向扭转或相对明确： 1）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：存量补贴拖欠问题有望由率先获得清偿，叠加平价电站装机量 的快速增长，现金流水平将逐步改善； 3）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、装机成本、辅助服务成本等方面则为当前绿电行业内尚未完全明朗或 变数犹存的因素：4）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，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：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：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，体现为令电源 侧增配储能系统或向其征收辅助服务费用。（报告来源：未来智库）

2、三峡能源：三峡旗下绿电平台，高速扩张与高质量发展

2.1、公司概况：集团核心绿电开发平台，平价伊始登陆 A 股

三峡集团旗下专注于开展绿电开发建设上市平台，平价时代伊始登陆 A 股完成 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其新能源开发主体：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：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：2021 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。

集团内部各子公司分工明确，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。

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

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，源于高毛利海上风电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。

装机量提升推动发电量高速增长，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%。

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。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，公司现金流有望出现显著改善。

3、电价端：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 凸显。新能源发电补贴时代中，绿电电站电价由可再生能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。

保障性与市场化项目的主要差异体现于是否提供配套并网条件，而非电价结算 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。（报告来源：未来智库）

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：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。

绿电交易框架独立且明确执行溢价交易，平价电站优先参与绿电交易。《关于加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：可分为向电网企业购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；交易溢价：鼓励高于核定的上网价格与电网企业收购价格，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：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：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。

平价电站供给有限阻碍此前绿电交易量大幅提升，静待绿电交易放量为平价电 站释放红利。具体绿电交易价格上，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，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，且供需空间错配：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； 新能源消纳责任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 际上，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。

4、绿电基本面：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装 机成本、消纳问题以及项目选位所带来的资源禀赋与各地上网电价差异。对陆 上电站，装机成本在全国范围内差异较小，因此为行业 β 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 α 的核心因素。

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

行业层面：成本端风电企稳、光伏承压，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，风电降本主要依赖利用效率提升、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%、-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%。（报告来源：未来智库）

平价时代以来，陆上风电实现超预期降本，需求旺盛叠加硅料涨价推高组件价 格。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。

消纳问题自 2017 年以来逐年改善，总体向好但限电问题仍可能于三北地区不时 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。

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。

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 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。

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

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为公司光伏资产占比优势相对较大的区域。

内陆风光以基地项目建设为主，配置要求或将提升头部绿电央企资源获取能力。 十四五时期陆风、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。

一期基地项目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 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。平价时代伊始登陆 A 股，于平价元年实现装机量高增。公司于 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。

4.2、海上风电：三峡领军海风产业发展，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，降本速度有望快速提升。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。

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。

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。

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海风规划， 合计规划新增约 47.69GW 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。

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。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 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%。（报告来源：未来智库）

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

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。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。

三峡能源海上风电布局路径主要为参控股地方海风项目，进而拓展当地增量资 源，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。

5、投资分析

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。

受益于 2022 年政府性基金清偿补贴计划与平价电站逐步业绩放量，公司经营性 收现有望出现大幅提升，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，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。

公司盈利预测详情：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。

（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。）

精选报告来源：【未来智库】

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中证网讯（记者 周璐璐）2月17日，中国证监会发布全面实行股票发行注册制相关制度规则，自公布之日起施行。开源证券副总裁兼研究所所长孙金钜在接受中国证券报记者采访时表示，全面注册制对于深化资本市场改革、助推实体经济高质量发展具有重要意义，将助力资本市场改革迈上新台阶。

孙金钜指出，全面注册制明确了各板块差异化的定位与信息披露要求，进一步完善多层次资本市场体系。在实施注册制改革后，主板服务成熟期大型企业、科创板服务“硬科技”企业、创业板服务成长型创新创业企业。北京证券交易所与全国股转系统共同打造服务创新型中小企业主阵地。多层次资本市场差异化定位将得到进一步明确，体系也将更加清晰，从而有效满足不同行业、不同类型、不同成长阶段企业的融资需求。

“同时，考虑到板块特征和投资者群体的差异，主板在复制推广双创板块成熟制度的同时优化了自身的基础制度。”孙金钜指出，发行方面，主板借鉴双创板块经验完善了定价、配售机制。从定价机制来看，主板实行以询价为主体、以直接定价为补充的定价机制，并将期货公司和职业年金基金纳入询价对象。从配售机制来看，主板将配售方式由比例配售或摇号配售统一调整为比例配售，并设置了50%的战 略配售比例上限，将超额配售选择权的申报方式放宽至竞价交易方式。但也规定在主板上市的还应向个人、其他法人和组织询价，明确不实施券商跟投制度。上市方面，主板取消最近一期末不存在未弥补亏损、无形资产占净资产的比例限制等要求以优化盈利上市标准，新增“预计市值+收入+现金流”“预计市值+收入”两套指标体系以提升市场包容性。交易方面，主板明确新股上市前5个交易日不设涨跌幅限制，但规定自新股上市第6个交易日起继续保持10%的日涨跌幅限制。

孙金钜表示，全面注册制下，主板审核效率和证券公司IPO业务收入或将明显提升。一方面，从创业板注册制改革的经验来看，创业板实施注册制以来，发行审核周期由2019年的594天缩短至平均300天，预计主板在实施注册制之后也将实现审核效率的明显提升。另一方面，2021/2022年主板IPO规模1847/1387亿（占全市场34%/24%），完成项目122/71单（占全市场23%/17%），预计全面注册制下主板IPO业务或将驱动证券公司IPO业务收入进一步增长。中长期视角看，资本市场扩容利好券商各类业务。

此外，孙金钜称，全面注册制实施后，上市流程、发行定价、交易制度、交易资质、上市公司数量等都将发生变动，证券、资管、基金、保险等金融机构IT系统业需要 进行配套改造和升级，涉及核心交易系统、投行、资管、合规、风控等多个业务条线。在金融信创加速推进和政策环境持续宽松背景下，未来几年金融IT行业景气度也有望加速提升。

2023年是疫情管控放开后的第一年，也是“二十大”报告的开局之年。国际形势仍动荡不安，全球经济将面临衰退风险，主要金融市场仍有剧烈波动的可能；国内需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力也仍较突出。中央经济工作会议强调，2023 年要从战略全局出发，从改善社会心理预期、提振发展信心入手，纲举目张做好工作。

值此关键时点，金融界特推出《启程：百位首席预见2023》，旨在通过专家分析解读，为企业社会注入信心，给广大投资者带来启发。

本期嘉宾：新湖期货副总经理、研究所所长李强

◎目前影响全球最主要的因素在于国内国外两方面要素，国内方面主要体现在中国经济弱现实和强预期的博弈；

◎随着稳地产各项政策效应开始显现，后期地产或将企稳；

◎积极财政政策主要体现在政府层面的直接投资行为以及为拉动消费所实施的刺激消费的政策，例如消费券之类的；

◎房地产行业在2023年可能会呈现前低后稳，主要是在于稳地产政策需要有政策效应的传导期，市场的信心也需要一个恢复期；

◎疫后恢复将是经济的主要驱动力。不过，我们也要关注当前中国经济所面临的是外围经济走弱与国内经济转型共振会形成的干扰。

金融界：您认为当前影响全球经济前景的最主要因素有哪些？

李强：目前影响全球最主要的因素在于国内国外两方面要素。海外方面体现在全球主要经济体的衰退与货币政策的预期转向的博弈，国内方面主要体现在中国经济弱现实和强预期的博弈。此外还需要关注部分高通胀、高利率、汇率不断贬值的国家可能出现危机的风险、俄乌冲突可能升级的外溢以及疫情可能出现的反复影响。

金融界：您如何看待当前中国经济面临的挑战？请您展望一下2023年的中国经济？

李强：2023年中国经济将是疫后修复之年，我们对此充满了期待和信心。当然在全球经济出现衰退的背景下中国经济所面临的挑战也是显而易见的。最重要的挑战在于外需对出口的影响以及地产对内需的影响。海外经济的走弱对内需的影响是大概率，而且涉及中国出口的就业规模庞大，稳就业的压力之下，对于出口所产生的影响是我们重点关注的。国内房地产的政策底早在2022年下半年已经出现，地产的信心有滞后性，随着稳地产各项政策效应开始显现，后期地产或将企稳。对于中国经济而言，要极力避免的是外需和内需共振走弱。

金融界：在全球经济下行的背景下，预计2023年我国经济将有哪些核心增长点？

李强：在外需大概率走弱以及疫情对实体资产负债表冲击的背景下，通过政策提振信心依然是必要的。在货币、财政、产业政策支持下，预计2023年我国经济的增长主要体现在基建继续发力；消费在政策刺激下显著复苏，其中新能源汽车等消费品成为消费亮点，服务业显著复苏；地产负效应减弱；制造业呈现结构性特征。

金融界：为进一步提振市场信心，财政、货币政策应具备哪些应对之策？

李强：为进一步提振市场信心，财政政策必须积极，2023年地方政府制定了好于预期的经济增长目标，这势必需要有更加积极的财政政策作为支撑。积极财政政策主要体现在政府层面的直接投资行为以及为拉动消费所实施的刺激消费的政策，例如消费券之类的；此外，近期地方政府也加大招商引资的力度，这往往需要地方政府有更加积极的财政支持。由于当前财政压力总体偏大，这就需要财政政策的实施需要更加精准，更需要关注性价比。货币政策实际上一直保持了较为宽松的状态，随着美元贬值，人民币的压力也减缓，货币政策定位可能主要体现在两方面，一是在一段时间内还需要保持原有的宽松状态，其次是为积极的财政政策提供宽松的货币环境。

金融界：2023年我国资本市场将会有怎样的表现？哪些领域值得关注？

李强：我们对2023年资本市场持乐观的观点，弱经济和强政策的组合对于股市而言是利好的组合。此外，由于疫情快速消退，市场对于中国经济复苏的预期更加强烈，而欧美也将在经济走弱背景下货币政策收紧逐步进入尾声，同时美元进入调整，这将有利于大宗商品配置。此外，在俄乌冲突背景下美元配置需求降低，有利于避险资产黄金，同时也有利于中国对对外依存度较高的资源配置需求。

金融界：请您展望一下2023年房地产市场的走向？2023年楼市能找回信心吗？

李强：房地产市场已经进入新周期，房住不炒仍是主基调，地产行业去金融、去杠杆，回归商品属性，在经历过2022年的调整以及稳地产政策的不断出台，房地产行业也将逐步筑底，对于经济的拖累也将减弱。房地产行业在2023年可能会呈现前低后稳，主要是在于稳地产政策需要有政策效应的传导期，市场的信心也需要一个恢复期。2023年可能是房地产行业由调整向常态恢复的过渡年。

金融界：我们该对2023抱有怎样的期待？

李强：2023年，我们对于中国的经济抱有乐观的期待，疫后恢复将是经济的主要驱动力。不过，我们也要关注当前中国经济所面临的是外围经济走弱与国内经济转型共振会形成的干扰。这意味着我们需要更好的稳经济、扩内需的刺激政策，同时将经济转型和发展的方向更加清晰化，并给予政策支持。

本文源自金融界

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