敬请参阅最后一页特别声明-1-证券研究报告2021年11月4日行业研究新能源运营商：绿电加持，重塑成长——碳中和深度报告（十二）电力设备新能源“双碳”时代，绿电成为能源枢纽。能源革命和全球定价权的争夺是“碳中和”的核心，以光伏、风电等清洁能源为主体的新型电力系统是未来发展的重点方向。综合考虑资源储量、度电碳排放量、发电成本等三方面因素，绿电将成为未来的能源枢纽，我们预计2020-2025年光伏、风电发电量5年复合增速将达20%。“能耗双控”政策背景下绿电需求将持续提升，但需进一步理顺其供需机制。（1）“能耗双控”是实现“双碳”目标的重要抓手，其约束是长期性的；而随着国家提出各省市可再生电力消纳达到激励值要求后，最低值以上的部分免于区域能耗“双控”考核的范围，各地会积极规划建设更多的新能源设施，同时推动绿电的销售，因为绿电不仅能缓解地方及企业的指标压力、有效降低能耗，同时也能为生产所需的电能带来补充。（2）绿电交易试点机制开启后绿电交易量仍相对较少，核心原因在于国内绿电的供需机制尚未完全理顺，具体而言：量端，绿电交易需与碳成本内部化在未来建立起联动机制，即碳约束范围越广、碳成本内部化机制越健全，绿电的交易量提升将会越快；价格端，当前时点绿电溢价约3~5分/KWh，未来绿电价格的“锚”将取决于非绿电的消费者碳成本承担的比例（比例越高，绿电的溢价和需求则越强），同时也需综合考虑碳价对碳减排和经济的双向影响。制造成本持续降低，运营商享受盈利溢价。与传统发电方式相比，新能源发电成本持续处于下降通道。随着技术进步等因素，绿电的成本优势将持续增强，加速对于传统能源发电的替代：风电方面，机组大型化推动风机价格持续降低，未来若风机（不含塔筒）价格下降到1800元/kW，风电项目总体投资将较2021H1继续降低15%；光伏方面，若2022年底前硅料价格下降到80元/kg，光伏项目总体造价仅因此因素就将下降13%，且技术进步和产业竞争仍在持续中，共同推动持续降本。投资建议：绿色交易机制试点开启、国家及各企业均加快发展新能源发电、叠加金融机构未来对新能源运营项目的支持力度有望进一步加大，三重逻辑下我们看好新能源运营商未来的投资机会。重点推荐金开新能、太阳能、三峡能源、晶科科技，建议关注粤电力A、中国核电、节能风电、林洋能源、龙源电力（H）、中广核新能源（H）、深高速、中国电建。风险分析：各地方政府推进风光电站建设不及预期；光伏、风电装机价格大幅上涨影响公司盈利能力；电网灵活性改造及储能设施建设力度不及预期从而影响消纳。重点公司盈利预测与估值表证券代码公司名称股价（元）EPS（元）PE（X）投资评级20A21E22E20A21E22E600821.SH金开新能12.510.040.280.573414522买入600905.SH三峡能源7.240.130.210.31573423买入000591.SZ太阳能11.140.340.410.61332718买入601778.SH晶科科技9.720.170.200.24564840买入资料来源：Wind，光大证券研究所预测，股价时间为2021-10-29买入（维持）环保买入（维持）作者分析师：殷中枢执业证书编号：S0930518040004010-58452063yinzs@ebscn.com分析师：郝骞执业证书编号：S0930520050001021-52523827haoqian@ebscn.com分析师：黄帅斌执业证书编号：S0930520080005021-52523828huangshuaibin@ebscn.com联系人：陈无忌021-52523693chenwuji@ebscn.com联系人：和霖021-52523853helin@ebscn.com行业与沪深300指数对比图-30%0%30%60%90%20/1020/1120/1221/0121/0221/0321/0421/0521/0621/0721/0821/0921/10电力设备新能源公用事业沪深300资料来源：Wind相关研报三重逻辑下持续重点关注新能源运营商——碳中和行业（电新+环保）周报20210926（2021-09-26）绿电交易启动+双控方案发布，持续重点关注风电板块与新能源运营商——碳中和行业（电新+环保）周报20210921（2021-09-21）发改委发文以新能源消纳换能耗指标，重点关注风电板块与新能源运营商——新能源、环保领域碳中和动态追踪（三十一）（2021-09-17）要点敬请参阅最后一页特别声明-2-证券研究报告电力设备新能源、环保投资聚焦碳中和背景下，伴随着国家持续加大对新能源发电的推动和支持力度，叠加近期绿电交易机制试点开启、各大央企加快发展新能源发电，以及未来潜在可能的金融机构支持进一步加强，三重逻辑下我们认为新能源运营商有望迎来新一波投资机会。我们的创新之处（1）明确了绿电的需求推动因素以及价格锚定因素，并对绿电的溢价情况进行了测算。（2）详细梳理了国内主流新能源运营商的各类新能源装机量结构、发电量结构。（3）从ROE、成长性、融资成本等多方面因素分析了投资选股策略。投资观点（1）新能源运营商阶段性盈利有保障。一方面绿色电力交易试点开启，将有效缓解存量补贴压力，并为增量项目提供额外收入来源；未来随着绿色电力零碳属性的商业附加价值进一步凸显，绿电交易将为存量的补贴到期项目与增量项目提供增量的收入来源。另一方面未来组件和风机成本将持续下降，有望进一步保障增量新能源运营项目的盈利能力。（2）碳中和背景下，新能源项目量增有保障。在加快建设以新能源为主体的新型电力系统的过程中，运营商的作用重大。碳中和背景下新能源电站发展是基本盘，国家能源局负责人表示要加快发展新能源发电，不断扩大绿色低碳能源供给，要求“十四五”时期风电光伏要成为清洁能源增长的主力。国家能源集团等八大电力央企均提出积极的“十四五”新能源装机规划，装机规模增速较快，新增装机总规模达到468GW。（3）金融机构支持有望进一步加强。存量补贴拖欠逐步开始解决，新能源运营商现金流将改善；新能源运营商或将获得更多融资功能，获得更快发展。为了更好的满足新能源建设需求，金融机构或将对新能源运营商加以支持：a.对于拖欠的存量补贴，通过ABS、ABN、REITS等方式对确权部分进行低息再贷款；b.提供更多绿色贷款支持进行新平价项目建设。重点推荐国家开发银行全资子公司国开金融持股的新能源运营商金开新能、中国节能环保集团控股的光伏投资运营商太阳能、长江三峡集团控股的新能源运营商（海风规模行业领先）三峡能源、晶科能源控股的新能源运营商及分布式光伏投资运营商晶科科技，建议关注粤电力A、中国核电、节能风电、林洋能源、龙源电力（H）、中广核新能源（H）、深高速、中国电建。敬请参阅最后一页特别声明-3-证券研究报告电力设备新能源、环保目录1、新能源运营商将享受合理估值溢价....................................................................................41.1、“双碳”目标下，新能源运营商成长性将提升......................................................................................41.2、“绿电”的需求驱动和价格锚定因素有哪些..........................................................................................51.3、制造成本持续降低，运营商享受盈利溢价...........................................................................................122、选股策略：有质量的成长................................................................................................162.1、ROE：体现经营的差异性.....................................................................................................................162.2、成长：价值重估的核心.........................................................................................................................182.3、金融机构：支持力度进一步强化..........................................................................................................193、投资建议.........................................................................................................................203.1、金开新能：定增落地，助力成长加速...................................................................................................213.2、三峡能源：海上风电引领者，风光协同发展........................................................................................243.3、太阳能：光伏运营行业龙头，拟定增加大光伏电站建设.....................................................................283.4、晶科科技：营收边际改善，运维收入高速增长....................................................................................314、风险分析.........................................................................................................................34敬请参阅最后一页特别声明-4-证券研究报告电力设备新能源、环保1、新能源运营商将享受合理估值溢价1.1、“双碳”目标下，新能源运营商成长性将提升能源革命和全球定价权的争夺是“碳中和”的核心，以光伏、风电等清洁能源为主体的新型电力系统是未来发展的重点方向。根据《BP世界能源统计年鉴》第70版，从2019年到2020年，全球太阳能装机容量增长127GW，风能装机容量增长111GW，合计达238GW，可再生能源在发电量中的占比从10.3%增长至11.7%；煤炭发电占比则下降1.3pct至35.1%。根据我国国家统计局，2020年我国全社会用电量75110亿kWh，同比增长3.1%，其中化石燃料来源约占65.7%，该占比较高是由我国能源资源禀赋所决定的，因此我国电力清洁化转型的任务重、压力大。经济性、安全性和保护环境是典型能源矛盾三角。“双碳”目标是从保护环境角度出发而考虑的问题，目前已成确定的趋势；“风光”降本是从经济性角度考虑和评估清洁能源的可行性；储能建设及电网改造是否能支撑高比例的风光发电量时电网的安全性，是当风光发电量占比达到15-20%以上时，需要重点考虑的问题（我们预计，2021年我国风光发电量占比为11%）。图1：清洁能源发电占比快速提升资料来源：国家发改委能源所于2020年8月预测，光大证券研究所整理，单位：亿千瓦根据发改委能源所预测：到2025年，光伏总装机规模达到约7.3亿千瓦，风电约4.5亿千瓦，光伏全年发电量约0.88万亿千瓦时、风电约0.90万亿千瓦时，占当年全社会用电量约18%；2035年，光伏总装机规模达到约30亿千瓦（3000GW，相当于2020年底的11.9倍），风电约12亿千瓦，总发电量约5.9万亿千瓦时，占当年全社会用电量约47.2%；敬请参阅最后一页特别声明-5-证券研究报告电力设备新能源、环保2050年，光伏发电总装机规模达到约50亿千瓦（5000GW，相当于2020年底的19.8倍），风电约18亿千瓦，总发电量约9.6万亿千瓦时，占当年全社会用电量约62.4%。我们根据以上目标，可以得到以下结论：（1）2020年光伏、风电发电量为7270亿千瓦时，占全社会用电量约9.5%，若要实现2025年的目标，2020-2025年光伏、风电发电量5年复合增速为20%；（2）火电为了保障供电安全性，在长周期看并不会被完全淘汰，水电由于资源属性较强也存在装机天花板，核电主要关注技术进步，当前在测算中并未给予更高预期。1.2、“绿电”的需求驱动和价格锚定因素有哪些“绿电”交易平台以电力市场化交易为基础，提供了一种电力来源可追溯、认证机制，有助于推动清洁电力的使用。绿电是排碳水平较低、对环境影响较小的电力，主要来源是光伏、风力、水电等。2021年9月7日，我国绿色电力交易试点工作正式启动，以平价风电和光伏为电源侧，联通17个省份共259家市场主体，首批交易量达79.35亿kWh，较当地电力中长期交易价格溢价0.03-0.05元/kWh。在试点初期，绿电交易以年度或多月为周期组织开展，买卖双方可通过双倍协商和挂牌集中竞价等方式购买。9月7日当天，绿电需求的大客户主要是以外企或者外贸型企业为主，如宝马、巴斯夫等公司，主要原因在于海外部分发达国家的碳排放权、排污权市场化交易机制、环境税收机制相对成熟，这些企业可以通过绿电交易产生实际的经济效益。但目前，我国绿电的总交易量较少，其核心原因在于国内绿电的供需机制尚未完全理顺。（一）推动与碳成本内部化联动机制，可以使“绿电”需求量增加。绿电的环境效益更为纯粹。首批绿电成交量为79.35亿kWh，将减少标煤燃烧243.6万吨，减排二氧化碳607.18万吨，实际上碳减排是绿电最重要的作用之一。在绿电追溯认证机制以及交易平台建立后，相比于使用火电，绿电的使用者可以直接减少排碳量，同时减少未来潜在的碳成本。但目前，国家尚未完全建立起来碳成本全面内部化的机制，碳交易市场作为碳成本内部化的手段之一也尚处于起步阶段。因此，绿电交易与碳成本内部化需要在未来建立起联动机制，具体而言：（1）碳约束范围越广、碳成本内部化机制越健全，绿电的交易量提升越快。碳约束产生碳成本，碳成本内部化可以通过碳税实现，也可以通过碳交易市场实现。这是绿电需求影响的核心因素之一，碳约束从相对宽松到偏紧，从免费配额到拍卖配额，纳入行业从少到多后，绿电的需求会提升。目前，我国碳交易市场也尚处于起步阶段，单日成交额为几十吨，交易均价为50元/吨左右，也尚未起量，随着双碳工作的逐步深化，未来成交量也将逐步提升。敬请参阅最后一页特别声明-6-证券研究报告电力设备新能源、环保图2：全国碳交易成交量及收盘价01020304050607002004006008002021-07-162021-07-202021-07-222021-07-262021-07-282021-07-302021-08-032021-08-052021-08-092021-08-112021-08-132021-08-172021-08-192021-08-232021-08-252021-08-272021-08-312021-09-022021-09-062021-09-082021-09-102021-09-142021-09-162021-09-222021-09-242021-09-282021-09-302021-10-11成交量（万吨）收盘价（元/吨）（右轴）资料来源：全国碳交易市场，左轴为成交量，右轴为收盘价；截止2021.10.15（2）对于排碳企业或新能源企业，绿电和CCER可二选一。1）排碳企业在实现碳减排的过程中，如果选择购买绿电，则核算排碳量直接降低；如果选择购买CCER则是实现相对高排碳后的对冲补偿机制。即便碳交易市场（碳配额交易与CCER交易市场）没有起到较强的减排作用，绿电同样可以起到减排目的，预计企业端更倾向于前者。2）对于新能源企业来说绿电和CCER同样是二选一，或参与绿电交易出售具有环境属性的绿电，或开发CCER交易环境属性，其中可交易量和价则是决策的核心，主要看政策支持力度。（3）在绿电交易与碳成本联动机制下，绿电溢价的“锚”是多少？我们在碳成本30-80元/吨的情况下，计算了买方愿意支付的绿电溢价，结果显示，绿电溢价约0.02-0.06元/度，与当前绿电交易市场数据吻合。表1：不同碳价情况下对应的绿电溢价项目情形1情形2情形3情形4情形5情形6碳成本或碳价（元/吨）304050607080度电燃煤碳排放量（克）800800800800800800度电风光碳排放量（克）303030303030度电绿电碳减排量（克）770770770770770770买方愿意支付的绿电溢价（元/度）0.02310.03080.03850.04620.05390.0616资料来源：光大证券研究所测算此外，在绿电交易与碳成本联动机制下，未来还有两个问题需要考虑：第一，碳成本的传导机制如何，即非绿电的消费者是否会完全承担碳成本？我们认为，这与体制特点和经济运行规律有关，非绿电的消费者碳成本承担的比例越高，绿电的溢价和需求则越强。敬请参阅最后一页特别声明-7-证券研究报告电力设备新能源、环保图3：碳成本自上而下传导过程企业人工企业用电原材料含碳原材料低碳或不含碳原材料煤炭、石油等一次能源电网电火电风电光电核电水电煤炭、石油天然气一次能源建筑用电交通用电CC生物质及其他自备电市场化电新能源汽车出口型产品进口国海关进口国消费者电力体系能源需求侧居民生活能源供给侧用电成本↑政策调节碳成本↑碳成本↑重点2电力体制改革重点1能源排碳有差异重点3新能源车、建筑、工业、生活节能重点4企业用能成本差异内销型产品本国消费者重点5材料替代、工艺改进重点6碳关税C碳成本↑C碳成本↑C碳成本↑C碳成本能否转移到产品或消费者C碳成本和定价权C碳成本转移有差异C碳成本承担有差异资料来源：光大证券研究所绘制目前，我国正在推动企业端高比例的能源、电力市场化交易机制和价格传导机制，同时，政策也强调“双碳”目标要积极运营市场化手段，所以能源消费者理应承担更多碳成本，这样可以有效的推动能源消费者自身的节能措施和效率的提升。第二，碳价如何锚定？碳价过低，无法有效推动碳减排，过高会影响中游、下游的盈利，导致经济不振。碳成本的本质是社会减碳的综合成本，也需要外部性成本内部化这样的过程，需要考虑由哪个环节承担；全球碳价统一标准较难，需要考虑社会成本、汇率等诸多因素，各国会争夺定价权，但按何种程度制定标准很重要；中国的碳价一开始不宜过高，否则有损于制造业，能够推动成本要素转移和低碳改革即可。图4：不同国家、地区及不同时段碳价指引敬请参阅最后一页特别声明-8-证券研究报告电力设备新能源、环保资料来源：WIND，IMF数据《财政监测如何缓解气候变化》中国：清华大学能源环境经济研究所所长、全国碳市场总体设计专家组负责人张希良估算；美国：拜登给美国碳中和的社会成本定价51美元/吨，光大证券研究所绘制；单位：美元/吨（二）“双控”政策加码，“绿电”获差异化，有助于提升绿电需求。“双控”是实现“双碳”目标的重要抓手，其约束是长期性的。2021年8月12日，国家发展改革委印发的《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》显示，能耗强度降低进度目标中，有9个省为一级预警，10个省为二级预警，一二级合计占比过半。图5：2021H1各地区能耗双控目标完成情况晴雨表资料来源：国家发改委，注：西藏自治区数据暂缺，不纳入预警范围；地区排序的依据为各地区能耗强度降低率；红色为一级预警，表示形势十分严峻；橙色为二级预警，表示形势比较严峻；绿色为三级预警，表示进展总体顺利在“能耗双控”的背景下，很多高耗能项目无法审批，能评指标成为稀缺资源；短期甚至导致了地方为满足年度或季度“双控”指标，采取限电等措施。2021年9月11日，国家发改委印发关于《完善能源消费强度和总量双控制度方案》的通知，鼓励地方增加可再生能源消费，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。而根据2019年5月《国家发展改革委、国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，对于实际完成消纳量超过本区域激励性消纳责任权重对应消纳量的省级行政区域，超出激励性消纳责任权重部分的消纳量折算的能源消费量不纳入该区域能耗“双控”考核。敬请参阅最后一页特别声明-9-证券研究报告电力设备新能源、环保也就是说，从最低值到激励值中间的部分，被纳入免于区域能耗“双控”考核的范围。这将进一步加强地方使用可再生能源的动力。表2：可再生能源电力消纳责任权重情况省市2020消纳责任权重最低值2021消纳责任权重最低值2022消纳责任权重最低预期值2021年提升2022年提升2020年电力总消费量（亿千瓦时）北京15.50%18.00%19.44%2.50%1.44%1,140天津14.50%17.00%18.42%2.50%1.42%875河北13.00%16.50%17.93%3.50%1.43%3,934山西17.00%20.00%21.41%3.00%1.41%2,342山东11.50%13.00%14.44%1.50%1.44%6,940内蒙古18.00%20.50%21.87%2.50%1.37%3,900辽宁15.00%15.50%16.90%0.50%1.40%2,423吉林24.00%28.00%29.29%4.00%1.29%805黑龙江22.00%22.00%23.40%0.00%1.40%1,014上海32.50%31.50%32.45%-1.00%0.95%1,569江苏14.00%16.50%17.71%2.50%1.21%6,374浙江17.50%18.50%19.46%1.00%0.96%4,830安徽15.00%16.00%17.34%1.00%1.34%2,428福建19.50%19.00%19.96%-0.50%0.96%2,483江西22.00%26.50%32.39%4.50%5.89%1,627河南17.50%21.50%22.77%4.00%1.27%3,392湖北32.50%37.00%37.50%4.50%0.50%2,144湖南40.00%45.00%49.49%5.00%4.49%1,929重庆40.00%43.50%45.50%3.50%2.00%1,187四川80.00%74.00%70.00%-6.00%-4.00%2,865陕西17.00%25.00%25.89%8.00%0.89%1,741甘肃44.50%49.50%50.00%5.00%0.50%1,376青海63.50%69.50%70.00%6.00%0.50%742宁夏22.00%24.00%25.40%2.00%1.40%1,038新疆20.00%22.00%22.88%2.00%0.88%2,998广东28.50%29.00%31.09%0.50%2.09%6,926广西39.50%43.00%47.92%3.50%4.92%2,025海南13.50%16.00%16.65%2.50%0.65%362贵州30.00%35.50%36.00%5.50%0.50%1,586云南80.00%75.00%70.00%-5.00%-5.00%2,026资料来源：国家能源局；注：含水电表3：可再生能源电力消纳省市2020年实际消纳量（亿千瓦时）2020年实际完成情况2020年最低总量消纳责任权重2020年消纳责任权重激励值超出激励值超出最低值免于考核能耗值（旧版）（亿千瓦时）免于考核能耗值（新版）（亿千瓦时）北京18716.40%15.50%16.90%-0.50%0.90%天津14116.10%14.50%15.90%0.20%1.60%214河北55914.20%13.00%14.40%-0.20%1.20%山西44018.80%17.00%18.80%0.00%1.80%山东86012.40%11.50%12.60%-0.20%0.90%内蒙古82121.10%18.00%19.70%1.40%3.10%55121敬请参阅最后一页特别声明-10-证券研究报告电力设备新能源、环保辽宁41817.20%15.00%16.60%0.60%2.20%1553吉林24430.30%24.00%26.60%3.70%6.30%3051黑龙江23823.40%22.00%24.40%-1.00%1.40%上海56135.60%32.50%36.30%-0.70%3.10%江苏107216.80%14.00%15.40%1.40%2.80%89178浙江94619.60%17.50%19.60%0.00%2.10%安徽42717.60%15.00%16.70%0.90%2.60%2263福建47319.00%19.50%21.80%-2.80%-0.50%江西41025.20%22.00%24.40%0.80%3.20%1352河南73121.60%17.50%19.40%2.20%4.10%75139湖北92743.20%32.50%35.60%7.60%10.70%163229湖南90947.10%40.00%44.30%2.80%7.10%54137重庆61051.40%40.00%44.50%6.90%11.40%82135四川234481.80%80.00%89.30%-7.50%1.80%陕西43424.90%17.00%18.80%6.10%7.90%106138甘肃72252.50%44.50%48.80%3.70%8.00%51110青海62984.70%63.50%70.70%14.00%21.20%104157宁夏27726.70%22.00%24.10%2.60%4.70%2749新疆65220.54%20.00%22.10%-1.56%0.54%广东229433.10%28.50%32.00%1.10%4.60%76319广西87843.30%39.50%43.90%-0.60%3.80%海南5916.20%13.50%14.90%1.30%2.70%510贵州64640.70%30.00%33.30%7.40%10.70%117170云南163480.60%80.00%89.00%-8.40%0.60%合计1,0842,125资料来源：国家能源局；注：含水电一方面，国家发改委和能源局确定的各地非水电消纳责任权重最低值（以下简称“最低值”）每年提升，促使各地不断提升可再生能源比例；如2021年各地最低值普遍提升0-5%，2022年各地非水电消纳责任权重最低预期值全部较2021年提升1.25%。另一方面，在新版规定中，达到激励值后，最低值以上的部分免于区域能耗“双控”考核的范围，这会推动各地加大非水可再生能源的使用，推动绿电的销售。我们以2020年历史数据进行参考测算，共有18个省级区域达到激励值，在新版规定下，共2125亿千瓦时电力将免于能耗考核，较旧版提升1041亿千瓦时;较旧版多出的1041亿千瓦时的电力可通过65GW风光装机来实现（以光伏1200h、风电2200h利用小时数假设计算）。表4：部分产品单位生产能耗产品电耗单位国标限定值国标准入值国标先进值行业平均值资料来源每吨涤纶用电量(短纤)千瓦时/吨404.882018年上海产业能效指南每吨涤纶用电量(长丝)千瓦时/吨1393.962018年上海产业能效指南机制纸及纸板电耗千瓦时/吨709.572018年上海产业能效指南单位烧碱生产耗交流电(离子膜)千瓦时/吨2183.832018年上海产业能效指南单位乙烯生产电耗千瓦时/吨105.722018年上海产业能效指南吨钢电耗千瓦时/吨769.322018年上海产业能效指南敬请参阅最后一页特别声明-11-证券研究报告电力设备新能源、环保电炉炼钢综合电耗千瓦时/吨534.372018年上海产业能效指南轧钢工序单位电耗千瓦时/吨164.352018年上海产业能效指南铜电解直流电单耗千瓦时/吨240.042018年上海产业能效指南吨铜加工材电耗千瓦时/吨1103.762018年上海产业能效指南吨铝加工材电耗千瓦时/吨785.52018年上海产业能效指南硅铁单位产品冶炼电耗千瓦时/吨8800850083008500全国工业能效指南（2014年版）电炉锰铁单位产品冶炼电耗千瓦时/吨270026002300全国工业能效指南（2014年版）石墨电极-普通功率单位产品电耗千瓦时/吨678360515807全国工业能效指南（2014年版）水泥熟料可比熟料综合电耗千瓦时/吨64605662全国工业能效指南（2014年版）水泥（无外购熟料）可比水泥综合电耗千瓦时/吨90888590全国工业能效指南（2014年版）水泥（外购熟料）可比水泥综合电耗千瓦时/吨40363245.26全国工业能效指南（2014年版）电解铝-铝液交流电耗千瓦时/吨13700127501260013340全国工业能效指南（2014年版）电解铝-铝液综合交流电耗千瓦时/吨14050131501265013458全国工业能效指南（2014年版）电解铝-铝锭综合交流电耗千瓦时/吨14400132001310013720全国工业能效指南（2014年版）资料来源：光大证券研究所根据2018年上海产业能效指南、全国工业能效指南（2014年版）整理进一步分析，假设1041亿千瓦时电力用于单个行业的能量消耗中，按行业平均值计算，对应电解铝/水泥/钢产量分别为758万吨/11.5亿吨/1.35亿吨。当然需要指出的是，每年消纳责任权重指标都是在增长的，可再生能源消纳难度实际是在增加的，我们采用的是2020年的数据进行测算仅作为参考，而且仅考虑能耗总量，未考虑能耗强度，后者也是非常重要的考核指标，但不可否认该政策有助于减轻能耗总量约束压力，同时推动可再生能源的装机及消纳。因此，绿电不仅能缓解地方及企业的指标压力、有效降低能耗，同时为生产所需的电能带来补充，故需求量大幅攀升。（3）平价项目“证电合一”与“证电分离”尚存在分歧，需要突破物理限制。绿电的好处是显而易见的：兼顾分担补贴压力和促进企业清洁用电，把清洁能源发电企业的发电额度转化成绿电证明，清洁能源企业可以对外售卖，既可以保证清洁能源企业收回部分补贴，又能使得需要绿电的企业获得绿电凭证，即补贴绿证。2017年绿证制度实施之初，核发对象主要包括获得国家财政补贴资格的风电、光伏发电项目，2021年5月25日，信息中心正式启动了平价绿证核发工作。中国绿证实现了与RE100等国际机构的互认，近两年，尤其是“30·60”碳达峰、碳中和目标提出后，绿证需求量持续提升。比利时带有绿证的电价比无绿证的电价高出1-2欧分/千瓦时，德国则为0.5-0.8欧分/千瓦时，挪威则约0.2-0.3欧分/千瓦时。平价项目绿电交易提出了“证电合一”，但尚需打破“物理限制”。本次绿电交易将提供的绿色电力消费认证，建立全国统一的绿证制度，国家能源局组织国家可再生能源信息管理中心，根据绿电交易试点需要，向北京电力交易中心、广州电力交易中心批量核发绿证，电力交易中心依据绿电交易结算结果将绿证分配至电力用户。“证电合一”，可激发绿电交易市场的积极性，提高溢价率；但西部地区绿证相对富裕多为绿证的供给方，但其电力外输线路不足，存在物理限制。所以“证电合一”尚存在分歧。实际上，绿电交易本身也需要输电线路充足，所以其绿电实际交割需要一定的基础设施辅助。敬请参阅最后一页特别声明-12-证券研究报告电力设备新能源、环保过去绿证出售主要用于对冲补贴拖欠的风险，因此绿证成交价格的上限为补贴金额，考虑到一张绿证对应1MWh，即：单张绿证的成交价格上限=（项目的风电/光伏的标杆电价-当地脱硫煤标杆电价）1000。本次绿电的出售方主要以五大发电企业的平价项目为主，根据绿电交易发放绿电证书，按照平价绿证价格50元每张计算，绿电溢价对标上限大概5分钱/度。表5：证电合一假设下不同项目绿电溢价计算年份2013201520162017201820192020平价绿证光伏标杆电价Ⅰ类资源区（元/度）0.90.80.650.550.50.40.35Ⅱ类资源区（元/度）0.950.880.750.650.60.450.4Ⅲ类资源区（元/度）10.950.850.750.70.550.49年份2009201520162017201820192020平价绿证陆上风电标杆电价Ⅰ类资源区（元/度）0.510.490.470.470.40.340.29Ⅱ类资源区（元/度）0.540.520.50.50.450.390.34Ⅲ类资源区（元/度）0.580.560.540.540.490.430.38Ⅳ类资源区（元/度）0.610.610.60.60.570.520.47脱硫煤标杆电价低价（元/度）0.30.30.30.30.30.30.3高价（元/度）0.40.40.40.40.40.40.4光伏绿证价格高价（元/张）700650550450400250190低价（元/张）50040025015010000风电绿证价格高价（元/张）310310300300270220170低价（元/张）110907070000平价绿证价格（元/张）50绿电溢价（传导后）高价（元/度）0.70.650.550.450.40.250.190.05低价（元/度）0.110.090.070.070000.05资料来源：国家能源局、国家发改委，光大证券研究所测算1.3、制造成本持续降低，运营商享受盈利溢价与传统发电方式相比，新能源发电成本持续处于下降通道。随着技术进步等因素，绿电的成本优势将持续增强，加速对于传统能源发电的替代。2010-2020年期间，风光发电成本均大幅降低。其中光伏度电成本下降85%，陆风度电成本下降56%，海风度电成本下降48%。根据IRENA数据，2010-2020年，光伏的度电成本由2010年的0.381美元迅速降至2020年的0.057美元（注：以2021年10月7日汇率计算，为0.37元人民币/度，下同），降幅高达85%；陆风的度电成本由2010年的0.089美元降至2020年的0.039美元（0.25元人民币/度），降幅达到56%；海风的度电成本由2010年的0.162美元降至2020年的0.084美元（0.54元人民币/度），降幅达到48%。敬请参阅最后一页特别声明-13-证券研究报告电力设备新能源、环保图6：2010-2020年不同发电类型的成本变化资料来源：IRENA风电：机组大型化推动风机价格持续降低，未来若风机（不含塔筒）价格下降到1800元/kW，风电项目总体投资将较2021H1继续降低15%。2019年，抢装拉动了装机需求，风机价格有所攀升。但进入2020年之后，补贴退出，需求下降，风机价格进入下行通道。但大基地项目开启，风电机组大型化的趋势逐步建立，4、5MW机组开始成为主力机型。根据IRENA与金风科技数据，我国风机价格从1998年的17308元/kW下降84.89%至2021年6月份的2616元/kW，较2019年12月价格下降34.67%，当前风机招标价格甚至下探到2000元/kW（不含塔筒）。整机价格的下降刺激了下游需求的释放，补贴退坡后的平价将不再成为制约风电项目建设的因素。图7：我国风机市场投标均价变化趋势图8：全国风电设备公开招标情况173083997261602000400060008000100001200014000160001800020000-84.89%抢装潮短期抬升价格抢装潮后，价格再次快速下降024681012141618201Q192Q193Q194Q191Q202Q203Q204Q201Q212Q21全国公开招标容量（GW)抢装潮需求恢复短暂低迷资料来源：IRENA、金风科技；单位：元/kW；截止2021.7资料来源：金风科技、光大证券研究所整理当前情况下（风机价格2.6元/W），风机与塔筒采购成本合计占风电项目总造价的54%。假设其他条件不变，若风机与塔筒价格分别下降至1.8元/W和0.6元/W，则风电项目总造价较2021H1可进一步下降15.21%。敬请参阅最后一页特别声明-14-证券研究报告电力设备新能源、环保表6：风电项目单瓦造价随风机与塔筒价格变动的敏感性测算情况假设2020年6月风机价格为3.5元/W当前风机价格为2.6元/W若风机价格下降到2.3元/W若风机价格下降到2.2元/W若风机价格下降到2.0元/W若风机价格下降到1.8元/W设备及材料采购风机采购3.52.62.32.221.8塔筒采购0.900.740.690.670.640.60基础锚栓0.10.10.10.10.10.1设备及建安装工程箱变采购及安装0.1880.1880.1880.1880.1880.188集电线路材料及安装0.3740.3740.3740.3740.3740.374110KV升压站设备及安装0.480.480.480.480.480.48其他设备及安装工程（通风、照明、监控、消防、控制、生活等）0.0960.0960.0960.0960.0960.096风机吊装0.260.260.260.260.260.26道路、平台施工0.20.20.20.20.20.2基础及基础环材料及施工0.560.560.560.560.560.56房屋建筑及辅助建筑0.090.090.090.090.090.09验收费0.050.050.050.050.050.05设计费0.050.050.050.050.050.05监理费0.0420.0420.0420.0420.0420.042保险费0.0040.0040.0040.0040.0040.004机位、升压站土地费0.0210.0210.0210.0210.0210.021融资成本0.30.30.30.30.30.3水保、环保、劳动安全、工业卫生等0.030.030.030.030.030.03合计7.2456.1865.8335.7165.4805.245较当前情况总造价变动17.11%--5.71%-7.61%-11.41%-15.21%资料来源：金风科技、电建能源，光大证券研究所测算；单位：元/W光伏：2022H1硅料价格降低将推动产业链价格下降；若2022年底前硅料价格下降到80元/kg，光伏项目总体造价仅因此因素就将下降13%，且技术进步和产业竞争仍在持续中，共同推动持续降本。2021年以来，硅料价格快速上涨。根据solarzoom数据，与2021年1月相比，2021年9月硅料价格上涨了144%。2021年6月以来，硅料价格稳定在200元/kg以上，较高的原料价格一定程度上压制了下游光伏需求；虽然过程中硅料及硅片价格呈现一定程度的缓跌，但是市场对Q4下游需求的强预期、叠加原材料工业硅价格处于高位，2021年“十一”后硅料价格跳涨至260元/kg以上。敬请参阅最后一页特别声明-15-证券研究报告电力设备新能源、环保图9：硅料价格变动情况（截止2021年9月）05010015020025030019/0119/0720/0120/0721/0121/07硅料产能稳步释放&需求平淡价格阴跌硅料事故频发&海外产能关停&需求回暖价格急速攀升行业回归理性价格虽短期回落但供需偏紧对价格有支撑碳中和背景下21年新增装机预期上修硅片厂备货需求硅片产能释放备货需求激增硅料价格非理性上涨Q4需求预期高原材料工业硅价格快速上升硅料价格跳涨资料来源：solarzoom；单位：元/kg假设硅料价格212元/kg，则硅成本占组件成本的37%，占光伏项目总成本的16%。若硅料价格进入下行通道，光伏项目总造价仍有较大的下降空间。假设其他条件不变：若硅料下降至180元/kg，则光伏项目总造价较当前情况将下降3.06%；若硅料下降至120元/kg，则光伏项目总造价较当前情况将下降8.86%；若硅料下降至80元/kg，则光伏项目总造价较当前情况将下降12.73%。表7：光伏项目单瓦造价随硅料价格变动的敏感性测算情况假设硅料价格为212元/kg若硅料价格下降到180元/kg若硅料价格下降到150元/kg若硅料价格下降到120元/kg若硅料价格下降到80元/kg设备及材料采购组件硅成本（电池片）0.730.620.510.410.27非硅成本（电池片）0.200.200.200.200.20电池片成本0.930.820.710.610.47电池片价格1.181.040.910.780.61EVA价格0.180.180.180.180.18玻璃价格0.140.140.140.140.14其他价格0.470.470.470.470.47组件总成本1.971.831.701.571.39组件价格2.031.891.751.621.44较当前情况组件价格变动--7.04%-13.71%-20.38%-29.27%集中式逆变器0.130.130.130.130.13支架0.300.300.300.300.30一次设备0.450.450.450.450.45二次设备0.090.090.090.090.09电缆0.200.200.200.200.20建安费0.700.700.700.700.70电网接入0.280.280.280.280.28土地费0.200.200.200.200.20管理费0.300.300.300.300.30合计4.674.534.394.264.08较当前情况总造价变动--3.06%-5.96%-8.86%-12.73%资料来源：solarzoom、电建能源，光大证券研究所测算；单位：元/W敬请参阅最后一页特别声明-16-证券研究报告电力设备新能源、环保当前时点光伏制造端的产能相对过剩，推动集中度提升和行业整体降本是未来主要趋势，在这个过程中制造端一体化、某环节的技术进步或推动超额收益的产生，而整体降本会推动制造端为下游让利，使运营商阶段性享受超额收益。从运营商层面，电力供应安全性保障如储能、电网改造等成本是否未来需要运营商承担，也是需要中长期需要考虑的问题。但整体上来说，制造端的快速降本有利于中下游超额收益的产生，而运营端作为业主在保证合理IRR的水平下，对制造端仍有一定的议价权，进而享受一定的降本收益。2、选股策略：有质量的成长2.1、ROE：体现经营的差异性为了整体呈现新能源运营公司的装机、发电量情况，我们选取了53家A股及H股典型的公用事业公司，包含风光占比较多新能源运营公司，也包括火电、水电向新能源运营转型的公司，根据公告披露情况，列举了它们截至2021H1分类运营装机及2021H1累计发电量。（1）风电装机量排名靠前的公司为：龙源电力、华润电力、大唐新能源、三峡能源、华能国际；（2）光伏装机排名靠前的公司为：三峡能源、中国电力、太阳能、中国核电、吉电股份。表8：53家上市的新能源运营商装机量及发电量公司代码公司名称总装机量(GW)2021H1装机（GW）2021H1发电（GWh）煤电核电气电风电光伏水电生物质总发电量煤电核电气电风电光伏水电生物质1798.HK大唐新能源12.2111.141.071435513854451.HK协鑫新能源3.043.04265426541811.HK中广核新能源7.721.561.663.141.130.140.11923323437988033520916.HK龙源电力24.9122.433125526133836.HK华润电力47.0632.1313.850.80.281144422380.HK中国电力28.4315.040.282.864.815.4549441305895362928328512101600025.SH华能水电23.184565545655600163.SH中闽能源0.850.830.0213011301600821.SH金开新能2.450.651.8119234811442601016.SH节能风电未披露49074907600032.SH浙江新能2.790.421.570.7922262221413545600900.SH长江电力45.6045.607133271332600236.SH桂冠电力12.131.330.5710.2318411183146816112600674.SH川投能源9.8018121812603105.SH芯能科技0.56300300601778.SH晶科科技2.962.9617081708000862.SZ银星能源1.471.410.061110104763000591.SZ太阳能4.314.3129582958603693.SH江苏新能1.211.000.090.121669135459257000722.SZ湖南发展0.17406406600116.SH三峡水利0.7512471247600979.SH广安爱众未披露782782000875.SZ吉电股份9.513.302.703.5111805654229592304601222.SH林洋能源1.611.6110161016600021.SH上海电力17.068.532.403.143.002888520125254443251891002053.SZ云南能投0.37500500600548.SH深高速未披露721721600795.SH国电电力82.4061.036.730.2614.371779521318291453855131034000767.SZ晋控电力未披露130001100010001000002060.SZ粤水电1.521842935592312000027.SZ深圳能源13.844.633.402.881.151.0124494116385645275678312902382600642.SH申能股份未披露236351394761202170591601991.SH大唐发电68.1347.954.624.631.689.200.03132079929708954899132621784352601985.SH中国核电28.5422.511.974.06872388288420882265600011.SH华能国际99.8912.248.182.70220700197882166455229712232敬请参阅最后一页特别声明-17-证券研究报告电力设备新能源、环保601669.SH中国电建16.386.361.45200004000640016008000600098.SH广州发展4.031023587931442600089.SH特变电工4.582.721.330.53702754331157437000690.SZ宝新能源未披露9278923840600157.SH永泰能源8.97150891506920000791.SZ甘肃电投2.540.820.141.58359912002002200000993.SZ闽东电力0.560.190.36599186413600483.SH福能股份5.312.621.531.120.0412100760024002000100600886.SH国投电力31.9311.893.2716.776580024480673034590600744.SH华银电力5.905.240.420.1410344600956.SH新天绿能5.667637754790000883.SZ湖北能源10.710.840.644.1419045107637633497170300040.SZ九洲集团0.460.190.27456313143600027.SH华电国际53.4142.368.342.711063989790030005005000600863.SH内蒙华电12.8511.401.452703225450152161000539.SZ粤电力A21.7617.153.720.89414883270070931695600905.SH三峡能源16.449.416.800.2316328115134598217601877.SH正泰电器6.766.76未披露资料来源：Wind、公司公告，光大证券研究所整理表9：53家上市的新能源运营商重要指标公司代码公司名称2020年新能源收入（亿）核心指标（亿元）总销售收入新能源售电收入风光水20年风+光+水营收占比ROE资产周转率（次）归母净利率资产负债率PE(TTM)PB（LF）1798.HK大唐新能源93.7293.72100.00%4.94%0.1112.66%69.15%19.320.94451.HK协鑫新能源49.3549.35100.00%NA0.10-27.21%81.04%NA1.141811.HK中广核新能源74.0174.01100.00%13.36%0.1913.87%81.40%17.773.230916.HK龙源电力286.67204.03127.383.0871.17%8.19%0.1716.45%62.09%18.451.92836.HK华润电力352.1484.9024.11%8.84%0.3010.79%59.19%11.611.102380.HK中国电力284.2862.9020.1427.3215.4422.13%5.12%0.205.82%70.64%15.690.87600025.SH华能水电192.53192.191.851.03189.3199.82%7.85%0.1225.54%61.42%18.761.87600163.SH中闽能源12.5212.4812.240.2499.68%13.43%0.1739.02%63.78%23.054.21600821.SH金开新能13.5713.483.4310.0599.35%1.78%0.184.20%76.04%38.354.28601016.SH节能风电26.6726.0826.0897.78%6.29%0.0923.32%68.07%39.043.31600032.SH浙江新能23.4722.820.0716.136.6297.25%4.32%0.0912.25%65.99%98.975.04600900.SH长江电力577.83528.82528.8291.52%15.28%0.1846.47%46.10%17.582.75600236.SH桂冠电力89.7476.432.4473.9985.17%13.15%0.2024.90%56.77%18.782.74600674.SH川投能源10.318.508.5082.43%10.98%0.03316.90%28.00%16.831.89603105.SH芯能科技4.273.473.4781.31%5.28%0.1619.01%45.21%92.845.35601778.SH晶科科技35.8828.8228.8280.33%4.30%0.1213.33%61.95%49.941.93000862.SZ银星能源12.029.619.6179.96%1.29%0.132.89%69.94%45.822.01000591.SZ太阳能53.0540.5640.5676.46%7.32%0.1419.62%63.82%25.282.23603693.SH江苏新能15.4710.009.40.664.65%3.30%0.1610.03%54.00%90.572.96000722.SZ湖南发展3.111.951.9562.72%3.22%0.1032.05%7.22%43.181.07600116.SH三峡水利52.5632.5732.5761.97%6.07%0.4311.88%46.24%20.641.71600979.SH广安爱众22.699.959.9543.85%4.75%0.268.45%52.30%18.760.98000875.SZ吉电股份100.6038.9418.5220.4238.71%6.12%0.204.81%79.86%22.912.11601222.SH林洋能源57.9914.2414.2424.56%9.09%0.3117.28%44.53%21.291.93600021.SH上海电力242.0357.7929.4328.3623.88%4.53%0.203.70%73.11%30.401.30002053.SZ云南能投19.904.564.5622.91%5.56%0.2211.89%43.76%38.691.61600548.SH深高速80.2716.6616.6620.76%8.92%0.1625.79%52.35%6.350.89600795.SH国电电力1164.21183.1961.492.57119.1315.74%4.97%0.322.30%66.83%11.410.93000767.SZ晋控电力116.8815.804.9210.8813.52%2.74%0.221.96%84.84%81.221.22002060.SZ粤水电125.8314.807.354.642.8111.76%7.18%0.452.10%86.97%17.951.54000027.SZ深圳能源204.5523.387.619.446.3311.43%10.49%0.1919.63%63.31%13.951.03600642.SH申能股份197.0915.9713.102.878.10%7.76%0.2712.22%48.97%11.041.00601991.SH大唐发电956.1460.9434.556.5519.846.37%4.16%0.343.12%67.40%18.391.27601985.SH中国核电522.7630.8913.9016.995.91%8.51%0.1411.60%69.49%14.821.58600011.SH华能国际1694.3985.5266.7415.643.145.05%3.75%0.401.42%67.71%33.520.80601669.SH中国电建4019.551884.68%6.77%0.472.00%74.74%12.020.88600098.SH广州发展317.106.673.752.922.10%5.03%0.742.86%51.49%18.521.06600089.SH特变电工441.668.362.975.391.89%6.61%0.425.71%57.44%18.592.31000690.SZ宝新能源71.600.390.390.54%16.68%0.3725.64%43.53%7.171.21600157.SH永泰能源221.440.350.350.16%10.79%0.2120.78%56.35%8.68000791.SZ甘肃电投22.6522.6522.65100.00%6.58%0.1219.80%60.63%19.071.12000993.SZ闽东电力3.693.523.5295.28%-4.22%0.09NA53.37%NA3.69600483.SH福能股份95.5776.2576.2579.78%9.65%0.3015.77%46.55%13.631.81600886.SH国投电力393.20219.1514.7410.06194.3555.73%11.68%0.1714.37%63.92%14.871.50600744.SH华银电力82.5640.4640.4649.01%1.14%0.440.43%83.61%NA3.71600956.SH新天绿能125.1144.4644.4635.54%11.47%0.2412.11%70.84%29.994.89000883.SZ湖北能源170.2357.5410.2147.3333.80%8.51%0.2814.55%41.74%11.131.10300040.SZ九洲集团12.801.661.6612.97%2.98%0.215.53%66.83%47.172.30600027.SH华电国际907.4454.7630.336.5217.916.03%5.80%0.394.62%60.37%7.740.54600863.SH内蒙华电153.618.157.170.985.31%5.11%0.355.08%57.60%49.721.73000539.SZ粤电力A283.29未披露6.38%0.356.22%58.42%20.920.80600905.SH三峡能源113.15未披露8.62%0.0932.21%67.43%40.634.55601877.SH正泰电器162.40未披露21.49%0.5319.43%54.98%16.823.63资料来源：Wind、公司公告，光大证券研究所整理注：代表上市公司并未拆分新能源发电各子板块数据敬请参阅最后一页特别声明-18-证券研究报告电力设备新能源、环保（1）水电运营的盈利相对较好（长江电力2020年ROE为15.28%），风光运营相对次之，主要原因在于水电长期以来发电成本更依赖于资源、基础设施建设、融资成本，整体成本相对较低，但其发展也有天花板（即资源约束）；（2）风电、光伏10年间制造成本下降较快，2020年后的光伏、陆上风电虽然发电侧可以实现平价，但历史项目依然需要补贴，同时资源情况、运营维护、项目边界红线谈判条件，都会影响项目盈利；风电为主的龙源电力2020年ROE为8.19%，节能风电为6.29%，光伏为主的太阳能为7.32%，同样业务不同公司体现的差异性较大，说明其项目质量和运营管理的差异；此外，业务比较多样的公司呈现的ROE亦各有差异。2.2、成长：价值重估的核心电力企业是“双碳”目标下，新能源装机的核心力量。“十四五”期间风光整体发电量5年复合增速有望达到20%，从成长角度行业已经发生了深刻变化。2020年后，光伏和陆上风电也已进入平价阶段，虽然未来仍需考虑电网安全因素，但是当前节点，行业也已经从之前的政策驱动，进入了市场化阶段。为实现“双碳”目标，在“十四五”开局之年电力央企纷纷制定了风电装机容量目标宏图，因为央国企具备一定的融资成本、项目获取优势，因此其指定的目标大多数比行业整体均值要高，成长要快。表10：部分央企集团“十四五”风光装机规划集团名称公司名称2020（GW）2025（GW）CAGR“十四五”规划碳达峰时间华能集团集团25.44105.4432.89%华能集团2025年清洁能源占比50%以上，发电装机达到3亿千瓦左右，“十四五”期间新增新能源装机8000万千瓦以上。2025年华能新能源14.6239.6222.06%华能国际10.6550.6536.60%华电集团集团24.9099.9032.03%华电集团“十四五”期间新增新能源装机7500万千瓦；华电福新将着力实现新能源装机规模力争达到1亿千瓦；2025年非化石能源占比达到50%（清洁能源装机超过60%），努力实现碳达峰。2025年华电福新13.09100.0050.19%华电国际4.9124.9138.38%大唐集团集团18.4393.4338.36%大唐集团2025年清洁能源占比50%以上。2025年大唐发电6.2236.2242.25%大唐新能源12.2242.2228.13%国电投集团67.47132.4714.45%国电投2025年实现电力总装机2.2亿千瓦，清洁能源占比60%；到2035年，电力装机达2.7亿千瓦，清洁能源装机比重提升到75％2023年中国电力5.3824.3835.29%吉电股份5.8320.8329.01%上海电力5.8415.8422.10%国家能源集团集团47.7312.7320.79%国家能源集团“十四五”期间光伏装机容量将新增25～30GW，可再生能源新增装机达到7000-8000万千瓦。2025年国电电力6.5425.5431.31%长源电力22.75--龙源电力22.7552.7518.32%中广核集团19.7454.7422.63%中广核预计到“十四五”末境内新能源所运装机总容量将突破4000万千瓦。-中广核新能源4.0534.0553.09%华润集团集团10.9650.9635.99%华润集团预计“十四五”期间新增40GW新能源装机。2025年华润电力10.9650.9635.99%国家开发投资集团集团2.8637.8667.61%-国投电力3.1738.1764.47%敬请参阅最后一页特别声明-19-证券研究报告电力设备新能源、环保三峡集团集团16.4991.7940.46%三峡集团“十四五”时期及后续发展阶段，保持每年1500万千瓦清洁能源新增装机规模的增速；未来5年，新能源装机实现7000万至8000万千瓦的水平。2023年三峡新能源15.3063.3032.84%长江电力---资料来源：各公司公告、光大证券研究所整理2.3、金融机构：支持力度进一步强化金融机构支持有望进一步加强。为了更好的满足新能源建设需求，金融机构或将对新能源运营商加以支持，整体流动性将达到空前的宽裕。2021.3.25，发改委等五部门发布《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》，要求各银行和有关金融机构充分认识可再生能源行业对我国生态文明建设和履行国际承诺的重要意义，树立大局意识，增强责任感，帮助企业有效化解生产经营和金融安全风险，促进可再生能源行业健康有序发展。2021.10.15，央行举行第三季度金融统计数据新闻发布会，指出：目前人民银行正抓紧推进碳减排支持工作设立工作。碳减排支持工具是为助推实现碳达峰、碳中和目标而创设的一项结构性货币政策工具，人民银行提供低成本资金，支持金融机构为具有显著碳减排效应的重点项目提供优惠利率融资，为保证精准性，碳减排支持工具支持清洁能源、节能环保、碳减排技术三个重点领域，为保证直达性，采取先贷后借的直达机制。人民银行将以稳步有序的方式推动碳减排支持工具落地生效，注重发挥杠杆效应，撬动更多社会资金促进碳减排。未来金融机构对可再生能源运营项目的支持有望来自以下三个方面：（1）对于拖欠的存量补贴，通过ABS/ABN、REITS对确权部分进行低息再贷款；（2）对于增量项目，提供更多绿色贷款支持进行新平价项目建设；（3）资本市场提供更多IPO、定增、转债的便利。表11：新能源运营商融资成本测算证券代码证券简称融资成本测算1798.HK大唐新能源3.75%0451.HK协鑫新能源8.20%1811.HK中广核新能源2.97%2380.HK中国电力3.71%0916.HK龙源电力3.61%0836.HK华润电力3.34%600025.SH华能水电4.61%600163.SH中闽能源3.50%600821.SH金开新能4.80%601016.SH节能风电3.02%600032.SH浙江新能3.61%600900.SH长江电力5.26%600236.SH桂冠电力4.44%600674.SH川投能源3.62%603105.SH芯能科技5.52%601778.SH晶科科技5-6%000862.SZ银星能源5.17%敬请参阅最后一页特别声明-20-证券研究报告电力设备新能源、环保000591.SZ太阳能4.60%603693.SH江苏新能3.54%600116.SH三峡水利2.99%600979.SH广安爱众5.86%000875.SZ吉电股份4.24%601222.SH林洋能源4.63%600021.SH上海电力4.29%002053.SZ云南能投2.86%600548.SH深高速3.97%600795.SH国电电力4.91%000767.SZ晋控电力6.56%002060.SZ粤水电3.98%000027.SZ深圳能源4.55%600642.SH申能股份3.15%601991.SH大唐发电4.78%601985.SH中国核电3.11%600011.SH华能国际4.04%601669.SH中国电建2.89%600098.SH广州发展4.00%600089.SH特变电工3.01%000690.SZ宝新能源4.73%600157.SH永泰能源7.28%000791.SZ甘肃电投4.49%000993.SZ闽东电力3.97%600483.SH福能股份3.64%600886.SH国投电力3.40%600744.SH华银电力4.85%600956.SH新天绿能3.20%000883.SZ湖北能源3.29%300040.SZ九洲集团6.88%600027.SH华电国际4.13%600863.SH内蒙华电4.23%000539.SZ粤电力A3.76%600905.SH三峡能源3.33%601877.SH正泰电器4.31%资料来源：Wind，光大证券研究所测算；加粗数据均低于3%测算方式：融资成本：（利息支出-利息收入）/（短期借贷及长期借贷当期到期额+长期借贷）注：晶科科技为反路演数据3、投资建议（1）新能源运营商阶段性盈利有保障。一方面绿色电力交易试点开启，将有效缓解存量补贴压力，并为增量项目提供额外收入来源；未来随着绿色电力的零碳属性的商业附加价值进一步凸显，绿电交易将为存量的补贴到期项目与增量项目提供增量的收入来源。另一方面未来组件和风机成本将持续下降，有望进一步保障增量新能源运营项目的盈利能力。（2）碳中和背景下，新能源项目量增有保障。在加快建设以新能源为主体的新型电力系统的过程中，运营商的作用重大。碳中和背景下新能源电站发展是基本敬请参阅最后一页特别声明-21-证券研究报告电力设备新能源、环保盘，能源局负责人表示要加快发展新能源发电，不断扩大绿色低碳能源供给，要求“十四五”时期风电光伏要成为清洁能源增长的主力。国家能源集团等八大电力央企均提出积极的“十四五”新能源装机规划，装机规模增速较快，新增总规模达到468GW。（3）金融机构支持有望进一步加强。存量补贴拖欠逐步开始解决，新能源运营商现金流将改善；新能源运营商或将获得更多融资功能，获得更快发展。为了更好的满足新能源建设需求，金融机构或将对新能源运营商加以支持：a.对于拖欠的存量补贴，通过ABS、ABN、REITS等方式对确权部分进行低息再贷款；b.提供更多绿色贷款支持进行新平价项目建设。重点推荐国家开发银行全资子公司国开金融持股的新能源运营商金开新能、中国节能环保集团控股的光伏投资运营商太阳能、长江三峡集团控股的新能源运营商（海风规模行业领先）三峡能源、晶科能源控股的新能源运营商及分布式光伏投资运营商晶科科技，建议关注粤电力A、中国核电、节能风电、林洋能源、龙源电力（H）、中广核新能源（H）、深高速、中国电建。3.1、金开新能：定增落地，助力成长加速注资重组成功，打开融资通路。金开新能是国开新能源2020年注资津劝业完成重组后改名金开新能而来，专注于新能源发电及运营。国开新能源成立于2014年12月，由国开金融（国家开发银行经国务院批准设立的全资子公司）牵头组建，多家全球知名投资机构联合参与投资的新能源投资与实业管理平台。布局优质资源区域，业绩扭亏为盈。截止2021年8月底，公司在全国20个省市、自治区持有在运及在建发电项目64个，核准装机容量3570兆瓦。公司计划到2025年核准装机达到13GW。电站项目主要分布在山东、河北、山西、宁夏、新疆等经济发达或风光资源优良的区域。2021年前三季度，公司实现营业收入13.68亿元，同比增长33.85%；实现归母净利润3.33亿元，同比增长1087.1%。定增落地，股东实力强，投资收购优质资产。2021年7月，公司完成非公开发行股票工作，募资13.35亿元。新进股东包括三峡资本、特变电工、华夏基金、财通基金、摩根大通等产业市场及专业投资机构。借此公司逐步搭建起广泛的间接融资渠道，保障整体资金链畅通，同时有效降低了融资成本。2021年上半年，公司对外投资总额21.16亿元，其中收购子公司总对价5.47亿元，其他对联营企业投资0.99亿元，向子公司国开新能源增资14.7亿元，资金均用于清洁能源投资。管理层经验丰富，精细化运营。截止2021年8月底，公司拥有博士4名、硕士66名，合计占员工总数47.3%，大多高管及中层管理人员具有头部金融机构或电力央企履历背景，熟悉新能源电力行业规律与业务模式。公司通过多年在新能源电力行业深耕细作，已培养出一批专业的业务开发团队。近两年来，公司装机规模已实现跨越式增长。敬请参阅最后一页特别声明-22-证券研究报告电力设备新能源、环保图10：2016-2021前三季度金开新能营收及同比增速图11：2016-2021前三季度金开新能归母净利润-120%-60%0%60%120%180%240%0246810121416201620172018201920202021Q1-3营业收入（亿元）同比（%）（右轴）-4-3-2-101234201620172018201920202021Q1-3归母净利润（亿元）资料来源：WIND、光大证券研究所资料来源：WIND、光大证券研究所图12：金开新能分部业务营收图13：金开新能各项费用率情况051015201620172018201920202021H1集中式电费分布式电费光伏发电风力发电商品销售其他业务0%20%40%60%80%100%120%140%160%201620172018201920202021Q1-3销售费用率（%）管理费用率（%）研发费用率（%）财务费用率（%）资料来源：WIND、光大证券研究所；单位：亿元资料来源：WIND、光大证券研究所图14：金开新能毛利率和净利率图15：金开新能ROE和ROA(350)(300)(250)(200)(150)(100)(50)050100201620172018201920202021Q1-3销售净利率(%)销售毛利率(%)-200.00-150.00-100.00-50.000.0050.0020162017201820192020ROE(加权)(%)ROA(%)资料来源：WIND、光大证券研究所资料来源：WIND、光大证券研究所敬请参阅最后一页特别声明-23-证券研究报告电力设备新能源、环保盈利预测、估值与评级关键假设：公司主要业务包括光伏发电和风力发电，其中：光伏发电：截止2020年底，公司光伏装机规模1.6GW，根据公司发展规划（2025年核准装机达到13GW，光伏、风电平衡发展），我们预计21-23年光伏累计装机达到2.2/3.5/4.4GW，由于存量项目较少，假设度电收入按照8%的速度下降，即21-23年分别为0.60/0.55/0.51元/千瓦时，则光伏发电营收13.25/19.58/22.87亿元。考虑到装机成本持续下降，及绿电溢价及CCER交易，保守假设毛利率维持不变，预计21-23年毛利率分别为61%/61%/61%。风力发电：截止2020年底，公司风电装机规模0.35GW，根据公司发展规划（2025年核准装机达到13GW，光伏、风电平衡发展），我们预计21-23年风电累计装机达到0.8/1.5/2.6GW，由于存量项目较少，假设度电收入按照8%的速度下降，即21-23年分别为0.43/0.40/0.36元/千瓦时，风力发电营收7.22/12.46/19.87亿元，预计21-23年毛利率分别为68.5%/68.5%/68.5%。我们预计公司21-23年营业收入分别为20.56/32.16/42.89亿元，同比增长51.5%/56.4%/33.4%，毛利率分别为63.8%/64.0%/64.6%，净利润分别为4.30/8.74/13.2亿元。表12：金开新能营业收入盈利预测表项目2019A2020A2021E2022E2023E主营收入（亿元）0.7013.5720.5632.1642.89增长率-55.97%1838.57%51.54%56.41%33.37%毛利（亿元）0.188.5413.1120.5827.69主营毛利率25.32%62.95%63.75%64.00%64.56%光伏发电收入（亿元）10.0513.2519.5822.87增长率31.81%47.82%38.00%毛利（亿元）6.128.0811.9413.95毛利率60.92%61.00%61.00%61.00%风力发电收入（亿元）3.437.2212.4619.87增长率110.63%72.50%30.00%毛利（亿元）2.354.958.5413.61毛利率68.55%68.50%68.50%68.50%资料来源：Wind，光大证券研究所预测考虑到公司主营新能源发电，我们选择晶科科技、节能风电、三峡能源作为可比公司。晶科科技：主营光伏电站运营及光伏电站EPC业务。2020年营业收入中光伏电站运营收入28.8亿元，光伏电站EPC业务收入6.4亿元。节能风电：主营风力发电运营业务。截止2020年底，风电装机容量3.2GW，2020年风力发电收入26.6亿元，其他收入0.1亿元。敬请参阅最后一页特别声明-24-证券研究报告电力设备新能源、环保三峡能源：主营光伏、风电运营。截止2021年6月底，光伏装机6.8GW，风电装机9.4GW。2021年上半年光伏、风电发电收入分别为24.4、53.7亿元，水电发电收入1.1亿元。可比公司当前股价对应21/22年PE均值为42/33倍，公司当前股价对应21/22年PE为45/22倍，公司21年估值略高于可比公司，22年估值显著低于可比公司。表13：可比公司估值比较公司名称收盘价（元）EPS（元）PE（X）CAGR-3/2020PEG-2021市值（亿元）2021/10/292020A2021E2022E2023E2020A2021E2022E2023E晶科科技9.720.190.190.220.305152443315.81%3.28268.81节能风电7.350.120.210.280.326135262338.48%0.91368.46三峡能源7.240.180.180.260.314040282319.67%2.032068.54平均值5142332624.65%2.07金开新能12.510.040.280.570.86341452215186.12%0.24192.20资料来源：金开新能数据为光大证券研究所预测，其余为wind一致性预期我们预计公司21-23年净利润分别为4.30/8.74/13.2亿元，对应EPS分别为0.28/0.57/0.86元,当前股价对应21-23年PE分别为45/22/15倍。公司股东背景雄厚，布局新能源运营且谋划长远，未来盈利能力将受益于“碳中和”背景下绿电需求提升而持续改善，首次覆盖给予“买入”评级。风险提示：各地方政府推进风光电站建设不及预期；光伏、风电行业原材料价格大幅上涨影响公司盈利能力；电网灵活性改造及储能设施建设力度不及预期从而影响消纳；公司获取可再生能源指标不及预期。表14：金开新能业绩预测和估值指标指标201920202021E2022E2023E营业收入（百万元）701,3572,0563,2164,289营业收入增长率-56.08%1845.07%51.54%56.41%33.37%净利润（百万元）(226.52)56.37429.63874.061,320.34净利润增长率NANA662.19%103.45%51.06%EPS（元）-0.150.040.280.570.86ROE（归属母公司)（摊薄）-1908.96%1.78%8.72%15.31%19.28%P/ENA341452215P/B438.84.83.93.42.8资料来源：Wind，光大证券研究所预测，股价时间为2021年10月29日；2021.7.2因增发导致股本增加314.86百万股，2019年末、2020年末、目前的股本分别为416.27、1221.50、1536.36百万股3.2、三峡能源：海上风电引领者，风光协同发展电力行业最大IPO，新能源运营商A股市值领先。三峡能源2021年6月正式在沪市主板上市，是国内电力行业历史上规模最大IPO，也是A股市值最高的新能源运营商上市公司。主要发展海上风电，辅助发展陆上风电和光伏发电，同时开展抽水蓄能、储能、氢能等业务。主要投资与新能源业务关联度高的相关产业，基本形成了风电、太阳能、战略投资等相互支撑、协同发展的业务格局。2021年前三季度，公司实现营收111.5亿元，同比+37.7%，实现归母净利润40.0亿元，同比+42.2%。区位优势明显，覆盖业务广泛。截至2021年6月，三峡能源业务覆盖了全国30个省、自治区和直辖市，业务分布范围广，集中连片规模化开发海上风电。三峡新能源陆上风电项目包括内蒙古、新疆、云南等地；海上风电项目正在进行敬请参阅最后一页特别声明-25-证券研究报告电力设备新能源、环保广东、福建、江苏、辽宁和山东等地的前期工作，不断巩固海上风电集中连片规模化开发优势；光伏项目遍及甘肃、青海、河北等省区。海上风电优势明显，位居全国前列。三峡能源作为国内最早布局海上风电的企业之一，三峡能源的先发优势明显，海上风电资源储备居国内前列。截止2021年6月底已投运规模149万千瓦，在建规模294万千瓦，排名行业第一，占全国全部海上风电在建规模的比例约20%，集中连片规模化开发格局成型，并积极探索海上风电技术创新，在江苏响水、大连庄河、东海、阳江等地建设海上风电项目及相关设施。风光共同发展，装机总量大。三峡能源2021年上半年已并网风电、光伏以及中小水电装机规模超1600万千瓦。其中风力发电和光伏发电为主要发电方式，风电941.1万千瓦（海上风电148.7万千瓦、陆上风电为797.4亿千瓦），光伏发电为679.8万千瓦。根据公司“十四五”战略规划目标，未来5年新能源的年均新增装机规模将达到15GW。2021年前三季度累计总发电量为236.70亿千瓦时，较上年同比增加42.70%。陆上风电完成发电量133.35亿千瓦时，较上年同期增加42.47%；海上风电完成发电量26.32亿千瓦时，较上年同期增加57.98%；光伏发电完成发电量70.98亿千瓦时，较上年同期增加41.82%。图16：2016-2021前三季度公司营收及同比增速图17：2016-2021前三季度公司归母净利润及同比增速0%20%40%60%80%100%020406080100120201620172018201920202021Q1-3营业总收入（亿元）yoy（右轴）0%20%40%60%80%100%051015202530354045201620172018201920202021Q1-3归母净利润（亿元）yoy（右轴）资料来源：WIND、光大证券研究所资料来源：WIND、光大证券研究所图18：公司分部业务营收图19：公司各项费用率情况0204060801001202018201920202021H1光伏发电风力发电水电其他0%5%10%15%20%25%201620172018201920202021Q1-3财务费用率管理费用率销售费用率研发费用率资料来源：WIND、光大证券研究所；单位：亿元资料来源：WIND、光大证券研究所敬请参阅最后一页特别声明-26-证券研究报告电力设备新能源、环保图20：公司毛利率和净利率图21：公司ROE和ROA0%10%20%30%40%50%60%70%201620172018201920202021Q1-3毛利率净利率0%2%4%6%8%10%12%20162017201820192020ROE(加权)(%)ROA(%)资料来源：WIND、光大证券研究所资料来源：WIND、光大证券研究所盈利预测、估值与评级关键假设：公司主要业务包括光伏发电和风力发电，其中：光伏发电：截止2020年底，公司光伏装机规模6.5GW，公司规划每年合计新增装机5GW以上，公司上市后资金实力进一步增强，我们预计21-23年光伏累计装机达到10/12/14GW，由于公司存量装机量较大，假设度电收入按照3%的速度下降，即21-23年分别为0.57/0.56/0.54元/千瓦时，光伏发电营收61.5/74.9/88.5亿元，预计21-23年毛利率分别为58%/58%/58%。风力发电：截止2020年底，公司风电装机规模8.9GW，公司规划每年合计新增装机5GW以上，公司上市后资金实力进一步增强，我们预计21-23年风电累计装机达到10/16/22GW，假设度电收入按照3%的速度下降，即21-23年分别为0.44/0.42/0.41元/千瓦时，风力发电营收83.2/132.6/181.3亿元，预计21-23年毛利率分别为58.5%/59%/59%。我们预计公司21-23年营业收入分别为147.5/210.6/273.4亿元，同比增长30.3%/42.8%/29.8%，毛利率分别为58.1%/58.5%/58.5%，净利润分别为60.06/88.10/116.90亿元。表15：三峡能源营业收入盈利预测表项目2019A2020A2021E2022E2023E主营收入（百万元）8,956.6411,314.9314,746.2121,056.7127,338.71增长率21.32%26.33%30.33%42.79%29.83%毛利（百万元）5,082.216,527.358,567.4412,315.4816,004.34主营毛利率56.74%57.69%58.10%58.49%58.54%光伏发电收入（百万元）3,317.653,933.006,147.077,489.088,852.99增长率29.24%18.55%56.29%21.83%18.21%毛利（百万元）1,845.592,270.143,565.304,343.675,134.73毛利率55.63%57.72%58.00%58.00%58.00%风力发电收入（百万元）5,482.787,135.008,322.6613,256.6918,134.47敬请参阅最后一页特别声明-27-证券研究报告电力设备新能源、环保增长率17.99%30.13%16.65%59.28%36.79%毛利（百万元）3,173.944,138.304,868.767,821.4410,699.33毛利率57.89%58.00%58.50%59.00%59.00%资料来源：Wind，光大证券研究所预测考虑到公司主营新能源发电，我们选择晶科科技、节能风电、江苏新能作为可比公司。晶科科技：主营光伏电站运营及光伏电站EPC业务。2020年营业收入中光伏电站运营收入28.8亿元，光伏电站EPC业务收入6.4亿元。节能风电：主营风力发电运营业务。截止2020年底，风电装机容量3.2GW，2020年风力发电收入26.6亿元，其他收入0.1亿元。江苏新能：主营新能源投资建设运营，截止2020年底，风电装机容量99.9万千瓦，生物质发电装机容量11.5万千瓦，光伏发电装机容量9.2万千瓦。2020年营收中，风电营收8.8亿元，生物质发电营收4.7亿元，光伏发电营收1.1亿元，另有供气和水业务营收0.8亿元。可比公司当前股价对应21/22年PE均值为40/31倍，公司当前股价对应21/22年PE为34/23倍，低于可比公司。表16：可比公司估值比较公司名称收盘价（元）EPS（元）PE（X）CAGR-3/2020PEG-2021市值（亿元）2021/10/292020A2021E2022E2023E2020A2021E2022E2023E晶科科技9.720.190.190.220.305152443315.81%3.28268.81节能风电7.350.120.210.280.326135262338.48%0.91368.46江苏新能28.630.250.881.211.3511532242175.44%0.43176.93平均值7640312643.24%1.54三峡能源7.240.130.210.310.415734231847.93%0.722068.54资料来源：三峡能源数据为光大证券研究所预测，其余为Wind一致性预期我们预计公司21-23年净利润分别为60.06/88.10/116.90亿元，对应EPS分别为0.21/0.31/0.41元,当前股价对应21-23年PE分别为34/23/18倍。公司是三峡集团旗下新能源运营平台，海上风电引领者，受益于“碳中和”背景下绿电需求提升，首次覆盖给予“买入”评级。风险提示：各地方政府推进风光电站建设不及预期；光伏、风电行业原材料价格大幅上涨影响公司盈利能力；电网灵活性改造及储能设施建设力度不及预期从而影响消纳；海上风电降本进度不及预期。表17：三峡能源业绩预测和估值指标指标201920202021E2022E2023E营业收入（百万元）8,95711,31514,74621,05727,339营业收入增长率21.32%26.33%30.33%42.79%29.83%净利润（百万元）2,8403,6116,0068,81011,690净利润增长率4.84%27.16%66.32%46.70%32.68%EPS（元）0.100.130.210.310.41ROE（归属母公司)（摊薄）7.38%8.62%12.53%15.89%17.91%P/E7357342318P/B3.83.54.33.73.2资料来源：Wind，光大证券研究所预测，股价时间为2021年10月29日；发行前股本20000百万股，2021.6.30由于新股上市增加股本8571百万股至28571百万股敬请参阅最后一页特别声明-28-证券研究报告电力设备新能源、环保3.3、太阳能：光伏运营行业龙头，拟定增加大光伏电站建设战略聚焦，深耕太阳能光伏电站领域三十余年。太阳能成立于1987年，于1996年2月在深交所上市，主要业务以太阳能光伏电站的投资运营为主，主要产品为电力以及太阳能电池组件。公司实控人为中国节能环保集团有限公司，截止2021年6月底持股31.37%。2020年公司实现营业收入53.05亿元（同比+5.9%），归母净利润10.28亿元（同比+12.9%）。2021前三季度营收52.1亿元（同比+38.1%），归母净利润11.9亿元（同比+21.3%）。公司是光伏运营行业龙头，依托央企平台发展。公司目前光伏发电业务范围覆盖全国18个地区和省份，在各个区域均有分公司进行统一运营管理，为可持续发展提供了有力的保证。公司积极参与一县一企项目，节能云平台的应用将更加高效的帮助企业实现电站的运维。作为中国节能太阳能业务的唯一平台，公司积极承担国有企业责任，利用在相关业务领域的专业经验和资源整合能力，结合控股股东产业集团的优势推进业务快速发展，提升经营业绩。公司受政策利好，通过长期耕耘构建起技术和人才壁垒。风光大基地加速发展的趋势下，光伏产业将持续发展，公司力争到2025年末实现光伏电站累计装机20GW，光伏制造板块实现电池组件产能超26GW。公司拥有国家级CNAS实验室、获得TUV莱茵目击实验室资质、另拥有江苏省(中节能)晶硅太阳能电池及组件工程技术研究中心、江苏省企业技术中心等14个研发平台。目前，公司获得国家级博士后工作站资质，为公司带来高于行业水平的产品研发能力。定增加码光伏电站建设，业绩经营持续向好。公司于2021年9月推出非公开发行股票预案，拟向不超过35名特定对象定增不超过约9.02亿股股票，募集资金不超过60亿元，用于光伏电站项目建设。此次计划意在响应国家“碳达峰、碳中和”战略，进一步增强资本实力，缓解资金压力改善财务状况，支持光伏运营业务布局和装机容量持续扩大。光伏组件价格对电站的建设成本及未来的营业成本影响较大，随着硅料价格趋于平稳，公司业绩有望进一步上升。图22：2016-2021前三季度公司营收及同比增速图23：2016-2021前三季度公司归母净利润及同比增速-20%0%20%40%60%80%100%0102030405060201620172018201920202021Q1-3营业总收入（亿元）yoy（右轴）0%20%40%60%80%100%02468101214201620172018201920202021Q1-3归母净利润（亿元）yoy（右轴）资料来源：WIND、光大证券研究所资料来源：WIND、光大证券研究所敬请参阅最后一页特别声明-29-证券研究报告电力设备新能源、环保图24：公司分部业务营收图25：公司各项费用率情况0102030405060201620172018201920202021H1太阳能发电业务太阳能产品制造业务其他业务0%5%10%15%20%201620172018201920202021Q1-3财务费用率管理费用率销售费用率研发费用率资料来源：WIND、光大证券研究所；单位：亿元资料来源：WIND、光大证券研究所图26：公司毛利率和净利率图27：公司ROE和ROA0%10%20%30%40%50%60%201620172018201920202021Q1-3净利率毛利率0%1%2%3%4%5%6%7%8%20162017201820192020ROE(加权)(%)ROA(%)资料来源：WIND、光大证券研究所资料来源：WIND、光大证券研究所盈利预测、估值与评级关键假设：公司主要业务包括太阳能发电和太阳能产品制造，其中：太阳能发电：截止2020年底，公司光伏装机规模4.24GW，公司规划到2025年累计装机达到20GW，我们预计21-23年光伏累计装机达到5/6.8/10.5GW，由于预计新增装机速度提升，假设度电收入按照5%的速度下降，即21-23年分别为0.73/0.69/0.66元/千瓦时，21-23年光伏发电营收47.3/61.1/89.7亿元，预计21-23年毛利率分别为64.2%/64.2%/64.2%。太阳能产品制造：2020年公司组件销售规模1.0GW，公司持续推进产线升级，截止2021年6月底已形成高效组件产能2GW，并分三期实施年产4.5GW组件项目，受市场及自身旺盛需求拉动，我们预计21-23年组件销售达到1.8/2.3/3.0GW，单价分别为1.19/1.01/0.86元/W，分部营收22.1/24.0/25.5亿元，考虑到2022年硅料价格大概率下行，预计21-23年毛利率分别为0.5%/2%/3%。敬请参阅最后一页特别声明-30-证券研究报告电力设备新能源、环保我们预计公司21-23年营业收入分别为69.6/85.4/115.5亿元，同比增长31.3%/22.6%/35.2%，毛利率分别为43.6%/46.3%/50.4%，净利润分别为12.44/18.47/32.11亿元。表4：太阳能营业收入盈利预测表项目2019A2020A2021E2022E2023E主营收入（百万元）5,0115,3056,9638,54111,546增长率-0.5%5.9%31.3%22.6%35.2%毛利（百万元）2,4102,5693,0343,9565,815主营毛利率48.1%48.4%43.6%46.3%50.4%太阳能发电收入（百万元）3,7214,0564,7326,1138,968增长率19.7%9.0%16.7%29.2%38.0%毛利（百万元）2,3702,6023,0353,9225,753毛利率63.7%64.2%64.2%64.2%64.2%太阳能产品制造收入（百万元）1,2691,2272,2082,4022,553增长率-33.4%-3.3%80.0%8.8%30.0%毛利（百万元）48-20114877毛利率3.8%-1.7%0.5%2.0%3.0%资料来源：Wind，光大证券研究所预测考虑到公司主营新能源发电，我们选择晶科科技、节能风电、江苏新能作为可比公司。晶科科技：主营光伏电站运营及光伏电站EPC业务。2020年营业收入中光伏电站运营收入28.8亿元，光伏电站EPC业务收入6.4亿元。节能风电：主营风力发电运营业务。截止2020年底，风电装机容量3.2GW，2020年风力发电收入26.6亿元，其他收入0.1亿元。江苏新能：主营新能源投资建设运营，截止2020年底，风电装机容量99.9万千瓦，生物质发电装机容量11.5万千瓦，光伏发电装机容量9.2万千瓦。2020年营收中，风电营收8.8亿元，生物质发电营收4.7亿元，光伏发电营收1.1亿元，另有供气和水业务营收0.8亿元。可比公司当前股价对应21/22年PE均值为40/31倍，公司当前股价对应21/22年PE为27/18倍，低于可比公司。表19：可比公司估值比较公司名称收盘价（元）EPS（元）PE（X）CAGR-3/2020PEG-2021市值（亿元）2021/10/292020A2021E2022E2023E2020A2021E2022E2023E晶科科技9.720.190.190.220.305152443315.81%3.28268.81节能风电7.350.120.210.280.326135262338.48%0.91368.46江苏新能28.630.250.881.211.3511532242175.44%0.43176.93平均值7640312643.24%1.54太阳能11.140.340.410.611.073327181046.18%0.58334.99资料来源：太阳能数据为光大证券研究所预测，其余为Wind一致性预期敬请参阅最后一页特别声明-31-证券研究报告电力设备新能源、环保我们预计公司21-23年净利润分别为12.44/18.47/32.11亿元，对应EPS分别为0.41/0.61/1.07元,当前股价对应21-23年PE分别为27/18/10倍。公司深耕光伏运营领域多年，经验丰富，受益于“碳中和”背景下绿电需求提升，首次覆盖给予“买入”评级。风险提示：各地方政府推进风光电站建设不及预期；光伏、风电行业原材料价格大幅上涨影响公司盈利能力；电网灵活性改造及储能设施建设力度不及预期从而影响消纳；可再生能源补贴拖欠风险。表20：太阳能业绩预测和估值指标指标201920202021E2022E2023E营业收入（百万元）5,0115,3056,9638,54111,546营业收入增长率-0.51%5.87%31.26%22.65%35.20%净利润（百万元）9111,0281,2441,8473,211净利润增长率5.65%12.86%20.97%48.52%73.87%EPS（元）0.300.340.410.611.07ROE（归属母公司)（摊薄）6.83%7.32%8.34%11.19%16.59%P/E3733271810P/B2.52.42.22.01.7资料来源：Wind，光大证券研究所预测，股价时间为2021年10月29日3.4、晶科科技：营收边际改善，运维收入高速增长资产结构调整，毛利率微降，运维收入高增。公司主营业务分为光伏电站运营和光伏电站EPC两大板块，在光伏整县推进中表现亮眼，与多地政府签约。2021年前三季度，公司实现营业收入27.6亿元，同比增长4.72%；实现归属于母公司的净利润3.54亿元，同比下降11.48%。主要系公司部分存量电站出售、平价及竞价项目陆续并网，补贴项目出售导致的发电业务毛利下降所致。公司运维实力行业领先，截止2021年6月末运维总规模近5GW，代运维规模约1.88GW。2021年上半年实现运维收入总计4075.89万元，同比增长92.39%。EPC订单充足，回款较好，运维收入稳步增长。2021年上半年，公司EPC业务完成合同签约规模约228.90MW，实现收入4.08亿元，同比增长33.28%，回款7.45亿元，应收账款余额较年初下降约26%。同时，公司新签基地开发订单规模10.8GW。可转债发行成功，坚定光伏布局。公司通过发行可转债，每股发行价格5.48元，成功募资近30亿元，主要用于清远市三排镇100MW光伏农光互补、铜陵市西联镇渔光互补、金塔县49MW光伏、渭南西固镇200MW光伏以及讷河市125.3MW光伏项目建设。上半年公司完成自持电站工程并网量约131.56MW，预计2021、2022年公司运营规模分别增加1.5GW和2.5GW。资源整合能力突出，逐步推进能源服务等创新业务。国外方面，公司与法国电力集团(EDF)、阿布扎比未来能源公司(Masdar)、MetitoUtilities、AlJomaih水电公司等多个全球能源巨头展开业务合作，凭借技术优势陆续中标阿布扎比2100MW、西班牙182.5MW等多个海外项目。国内方面，公司逐步推动综合能源服务，提升度电利润，上半年完成签约电量24.2亿千瓦时，签约客户1，162家，新增客户663家，服务范围覆盖五省35个地市。敬请参阅最后一页特别声明-32-证券研究报告电力设备新能源、环保图28：2016-2021前三季度公司营收及同比增速图29：2016-2021前三季度公司归母净利润及同比增速-60%0%60%120%180%240%020406080201620172018201920202021Q1-3营业收入（亿元）同比（右轴）-400%0%400%800%0246810201620172018201920202021Q1-3归母净利润（亿元）同比增速资料来源：WIND、光大证券研究所资料来源：WIND、光大证券研究所图30：公司分部业务营收图31：公司各项费用率情况0.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.0080.0020162017201820192020光伏电站运营光伏电站EPC051015202530201620172018201920202021Q1-3销售费用率（%）管理费用率（%）研发费用率（%）财务费用率（%）资料来源：WIND、光大证券研究所；单位：亿元资料来源：WIND、光大证券研究所图32：公司毛利率和净利率图33：公司ROE和ROA01020304050201620172018201920202021Q1-3销售净利率(%)销售毛利率(%)048121620162017201820192020ROE(加权)(%)ROA(%)资料来源：WIND、光大证券研究所资料来源：WIND、光大证券研究所敬请参阅最后一页特别声明-33-证券研究报告电力设备新能源、环保盈利预测、估值与评级关键假设：公司主要业务包括光伏电站运营和光伏电站EPC，其中：光伏电站运营：截止2020年底，公司光伏装机规模3.08GW，根据公司在手现金及已获指标情况，我们预计21-23年光伏累计装机达到3.6/4.0/4.4GW，平均电价达到0.79/0.73/0.68元/度，光伏发电营收29.43/31.93/34.5亿元，预计21-23年毛利率分别为52%/53%/53%。光伏电站EPC：2021年上半年，公司获得各省项目开发指标规模454.47MW，签约基地开发协议规模10.8GW。预计21-23年光伏电站EPC确认收入装机规模300/450/620MW，营收9.0/12.8/16.8亿元，预计21-23年毛利率分别为4%/5%/5%。我们预计公司21-23年营业收入分别为38.43/44.75/51.29亿元，同比增长7.1%/16.5%/14.6%，毛利率分别为40.8%/39.2%/37.3%，净利润分别为5.60/6.75/9.23亿元。表21：晶科科技营业收入盈利预测表项目2019A2020A2021E2022E2023E主营收入（亿元）53.4035.8838.4344.7551.29增长率-24.4%-32.8%7.1%16.5%14.6%毛利（亿元）19.4616.2115.6617.5619.13主营毛利率36.44%45.20%40.8%39.2%37.3%光伏电站运营收入（亿元）29.5828.8229.4331.9334.50增长率-2.3%-2.6%2.1%8.5%38.0%毛利（亿元）17.0015.8815.3016.9218.29毛利率57.5%55.1%52.0%53.0%53.0%光伏电站EPC收入（亿元）23.816.429.0012.8316.79增长率-41.0%-73.0%40.2%42.5%30.9%毛利（亿元）2.460.270.360.640.84毛利率10.32%4.21%4.0%5.0%5.0%资料来源：Wind，光大证券研究所预测考虑到公司主营新能源发电及光伏EPC业务，我们选择天合光能、三峡能源、节能风电作为可比公司。天合光能：主要业务包括光伏产品、光伏系统（包含电站业务和系统产品）、智慧能源（主要包含光伏运维、云平台等）三大板块。2020年光伏组件营收220.5亿元，电站业务采用“滚动开发、滚动销售”模式，实现营收21.0亿元，系统产品营收40.0亿元，智慧能源实现营收9.2亿元。三峡能源：主营光伏、风电运营。截止2021年6月底，光伏装机6.8GW，风电装机9.4GW。2021年上半年光伏、风电发电收入分别为24.4、53.7亿元，水电发电收入1.1亿元。节能风电：主营风力发电运营业务。截止2020年底，风电装机容量3.2GW，2020年风力发电收入26.6亿元，其他收入0.1亿元。敬请参阅最后一页特别声明-34-证券研究报告电力设备新能源、环保可比公司当前股价对应21/22年PE均值为52/34倍，公司当前股价对应21/22年PE为48/40倍。表22：可比公司估值比较公司名称收盘价（元）EPS（元）PE（X）CAGR-3/2020PEG-2021市值（亿元）2021/10/292020A2021E2022E2023E2020A2021E2022E2023E天合光能78.300.640.951.622.1212282483749.13%1.671619.26节能风电7.350.120.210.280.326135262338.48%0.91368.46三峡能源7.240.180.180.260.314040282319.67%2.032068.54平均值7552342835.76%1.54晶科科技9.720.170.200.240.335648402924.69%1.94268.81资料来源：晶科科技为光大证券研究所预测，其余为Wind一致性预期我们预计公司21-23年净利润分别为5.60/6.75/9.23亿元，对应EPS分别为0.20/0.24/0.33元,当前股价对应21-23年PE分别为48/40/29倍。公司大力布局分布式光伏整县推进，未来两年业绩增速有望随着各地方加大推进整县分布式项目建设而快速提升，同时传统风光运营资产的盈利能力亦将受益于“碳中和”背景下绿电需求的提升而稳步增加，首次覆盖给予“买入”评级。风险提示：各地方政府推进风光电站建设不及预期；光伏、风电行业原材料价格大幅上涨影响公司盈利能力；电网灵活性改造及储能设施建设力度不及预期从而影响消纳，整县制推进不及预期。表23：晶科科技业绩预测和估值指标指标201920202021E2022E2023E营业收入（百万元）5,3403,5883,8434,4755,129营业收入增长率-24.43%-32.82%7.11%16.46%14.61%净利润（百万元）728.70475.81559.60674.86922.50净利润增长率-19.22%-34.70%17.61%20.60%36.70%EPS（元）0.260.170.200.240.33ROE（归属母公司)（摊薄）8.83%4.30%4.81%5.54%7.11%P/E3756484029P/B2.62.42.32.22.1资料来源：Wind，光大证券研究所预测，股价时间为2021年10月29日4、风险分析（1）地方政府推进风光电站建设力度不及预期。平价时代运营商会拥有更高的新能源装机建设意愿，但是仍需要国家层面的政策指引以及地方政府的配套支持，在碳中和背景下国家已有较为明确的新能源装机建设目标，但若地方政府因种种原因支持力度不及预期仍将影响风光装机量落地。（2）技术进步降本不及预期或原材料价格大幅上涨从而影响运营资产盈利能力。未来风光电站的持续发展仍需要依靠其成本的不断下降从而给储能成本留出空间，若风光技术或原材料成本维持高位将极大程度影响下游运营电站盈利能力，进而影响风光装机量发展。（3）电网改造及储能配套设施建设不及预期。新能源装机的快速增长，需要配套消纳设施，如特高压、储能等。若配套建设不及预期，可能造成弃风弃光率上升，影响相关公司业绩释放。敬请参阅最后一页特别声明-35-证券研究报告行业及公司评级体系评级说明行业及公司评级买入未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数15%以上增持未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数5%至15%；中性未来6-12个月的投资收益率与市场基准指数的变动幅度相差-5%至5%；减持未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数5%至15%；卖出未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数15%以上；无评级因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，致使无法给出明确的投资评级。基准指数说明：A股主板基准为沪深300指数；中小盘基准为中小板指；创业板基准为创业板指；新三板基准为新三板指数；港股基准指数为恒生指数。分析、估值方法的局限性说明本报告所包含的分析基于各种假设，不同假设可能导致分析结果出现重大不同。本报告采用的各种估值方法及模型均有其局限性，估值结果不保证所涉及证券能够在该价格交易。分析师声明本报告署名分析师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、专业审慎的研究方法，使用合法合规的信息，独立、客观地出具本报告，并对本报告的内容和观点负责。负责准备以及撰写本报告的所有研究人员在此保证，本研究报告中任何关于发行商或证券所发表的观点均如实反映研究人员的个人观点。研究人员获取报酬的评判因素包括研究的质量和准确性、客户反馈、竞争性因素以及光大证券股份有限公司的整体收益。所有研究人员保证他们报酬的任何一部分不曾与，不与，也将不会与本报告中具体的推荐意见或观点有直接或间接的联系。法律主体声明本报告由光大证券股份有限公司制作，光大证券股份有限公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格，负责本报告在中华人民共和国境内（仅为本报告目的，不包括港澳台）的分销。本报告署名分析师所持中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格编号已披露在报告首页。光大新鸿基有限公司和EverbrightSunHungKai(UK)CompanyLimited是光大证券股份有限公司的关联机构。特别声明光大证券股份有限公司（以下简称“本公司”）创建于1996年，系由中国光大（集团）总公司投资控股的全国性综合类股份制证券公司，是中国证监会批准的首批三家创新试点公司之一。根据中国证监会核发的经营证券期货业务许可，本公司的经营范围包括证券投资咨询业务。本公司经营范围：证券经纪；证券投资咨询；与证券交易、证券投资活动有关的财务顾问；证券承销与保荐；证券自营；为期货公司提供中间介绍业务；证券投资基金代销；融资融券业务；中国证监会批准的其他业务。此外，本公司还通过全资或控股子公司开展资产管理、直接投资、期货、基金管理以及香港证券业务。本报告由光大证券股份有限公司研究所（以下简称“光大证券研究所”）编写，以合法获得的我们相信为可靠、准确、完整的信息为基础，但不保证我们所获得的原始信息以及报告所载信息之准确性和完整性。光大证券研究所可能将不时补充、修订或更新有关信息，但不保证及时发布该等更新。本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次发布时光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