1T_FirstTable_ReportType证券研究报告行业深度研究Table_FirstTable_Summary电力设备与新能源行业绿电运营商迎来戴维斯双击投资要点：电价进入上涨周期，大幅提升绿电运营商业绩2022年初，国内外煤价出现罕见的倒挂现象，当前处于减碳和保供的平衡点，国内动力煤价具备多因素强支撑。同时我国2022年电力需求保持旺盛，预计同比增长5-6%，尤其是绿电需求不断扩张支撑交易电价上行。江苏省电价迎来了4个月接近20%的上浮。经我们测算，目前绝大多数火电企业微亏区间，电价进入上涨周期，新能源运营商收入端具备成长性。以绿电为代表的新基建是2022年主要投资方向，成长属性凸显两会明确提出推进大型风光基地建设，在稳增长背景下，1月社融大幅增长，新能源作为新基建重要方向获得资金支撑。新能源融资成本下降：央行在2021年11月推出碳减排支持工具，按贷款本金60%支持，1年期利率1.75%，当前已经开始实施。供给释放推进成本端持续优化：硅料产能陆续释放，风电大型化持续推进，叠加各环节积极扩产，供给紧张状况缓解，产业链利润将向下游传递，光伏、风电成本下降，运营商成本端持续优化。绿电运营商是当下市场风格的优选2022年初以来，强加息预期下，纳指下跌，以成长风格为标签的新能源赛道出现大幅度回调，光伏、锂电行业2022年平均累计跌幅达8.76%、12.25%。绿电运营商2021年Q4基金平均持仓仅1.96%，或为均衡风格下的优选方向。推荐标的：中国核电：加速向综合绿电运营商转型我们预计到2025年底，公司核电/新能源装机量有望达到26/30GW，综合绿电运营属性愈发凸显，存量核电机组受益于交易电价上行。预计公司2021-2023年营收分别为633.9/798.6/858.5亿元，归母净利润分别为80.9/107.9/118.3亿元，对应PE为17.3/13.0/11.9倍，我们给予公司22年18倍PE，目标价10.8元，给予“买入”评级。太阳能：光伏运维龙头企业我们预计公司2021-2023年营业收入分别为68.59/81.66/106.02亿元，归母净利润分别为15.40/20.13/27.43亿元，EPS分别为0.51/0.67/0.91元/股，三年CAGR为38.84%，对应PE分别为19.4x/14.8x/10.9x。根据可比公司估值情况，我们给予公司22年19倍PE，目标价12.73元，给予“买入”评级。风险提示：新能源政策发生较大变化；电力市场化交易改革不及预期。简称EPS（元）PE（X）PB评级21E22E23E21E22E23E中国核电0.450.600.6617.313.011.91.9买入太阳能0.510.670.9119.414.810.92.0买入来源：Wind，国联证券研究所预测注：股价为2022年3月9日收盘价Table_FirstTable_ReportDate2022年03月09日Table_FirstTable_Rating投资建议：强于大市上次建议：强于大市Table_FirstTable_Chart行业相对市场走势Table_FirstTable_Author分析师贺朝晖执业证书编号：S0590521100002邮箱：hezh@glsc.com.cn分析师吴程浩执业证书编号：S0590518070002邮箱：wuch@glsc.com.cnTable_FirstTable_Contacter联系人袁澎邮箱：yuanp@glsc.com.cn联系人黄程保邮箱：huangcb@glsc.com.cn联系人华庆袁邮箱：huaq@glsc.com.cn联系人梁丰铄袁邮箱：liangfs@glsc.com.cnTable_FirstTable_RelateReport相关报告1、《技术升级叠加规模效应电机行业拐点将至》一2022.03.062、《新型电力系统：能源革命的必选项》一2022.02.213、《将成长进行到底》一2021.12.27请务必阅读报告末页的重要声明-40.00%-20.00%0.00%20.00%40.00%60.00%电力沪深3002请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究正文目录1.投资聚焦..........................................................42.电价上涨提振绿电运营商业绩........................................52.1.外盘高企和进口锐减支撑煤价...........................................................................52.2.动力煤国家调控空间有限...................................................................................72.3.多个外输电大省遭遇发用电增速剪刀差.............................................................82.4.电力市场化改革让电煤成本顺利传导................................................................82.5.火电企业正处于盈亏平衡状态...........................................................................93.新能源运营商乘市场化改革之风.....................................103.1.交易风格变化对运营商冲击较弱......................................................................103.2.绿电交易已具备强政策基础.............................................................................123.3.各省市绿电交易方兴未艾.................................................................................133.4.绿电交易将充分展现绿电的环境价值..............................................................143.5.新能源建设是十四五规划投资主线..................................................................153.6.碳减排工具进一步降低绿电贷款成本..............................................................183.7.补贴拖欠不会再恶化基本面.............................................................................194.推荐标的：中国核电、太阳能.......................................204.1.中国核电：加速向综合绿电运营商转型...........................................................214.2.太阳能：光伏运维龙头企业.............................................................................265.风险提示.........................................................29图表目录图表1：2021年初以来秦皇岛动力煤价格（单位：元/吨）............................................5图表2：2018-2021年我国每月动力煤进口量（单位：万吨）.......................................6图表3：2021年我国动力煤进口结构..............................................................................6图表4：俄罗斯动力煤价格..............................................................................................6图表5：从2021年初至今国内外动力煤价情况（单位：元/吨）....................................7图表6：发改委对于各地动力煤坑口价的指导区间.........................................................7图表7：我国外输电省份2020及2021年发用电和增速情况（单位：亿千瓦时）........8图表8：江苏省市场化交易月度集中竞价电价（单位：元/MWh）.................................9图表9：1000MW超超临界机组净利率敏感性分析（1）...............................................9图表10：1000MW超超临界机组净利率敏感性分析（2）...........................................10图表11：光伏行业个股基金持仓比例与2022年涨跌幅关系........................................10图表12：风电行业个股基金持仓比例与2022年涨跌幅关系........................................11图表13：锂电行业个股基金持仓比例与2022年涨跌幅关系........................................11图表14：运营商赛道相对其他行业不拥挤....................................................................12图表15：绿电交易已具备强政策基础...........................................................................12图表16：2021年中国绿电采购企业排行（GWh）......................................................13图表17：2022年企业绿电交易购买规划（GWh）......................................................13图表18：部分省市首次绿电交易情况...........................................................................14图表19：2022年年度交易江苏、广东绿电交易溢价超0.06元/kWh...........................15图表20：各发电集团及旗下上市公司新能源十四五规划..............................................16图表21：各电力央企上市公司十四五新能源装机规划（单位：万千瓦）....................17图表22：绿电运营商上市公司估值及财务情况（亿元）..............................................18图表23：部分运营商长期贷款和债券情况（单位：亿元）..........................................183请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表24：我国主要银行2021年碳减排贷款情况（单位：亿元）................................19图表25：我国部分新能源运营商应收补贴情况（单位：亿元）...................................20图表26：2015-2021年前三季度营业收入及增速.........................................................21图表27：2015-2021年前三季度归母净利润及增速.....................................................21图表28：2015-2021年前三季度公司盈利能力情况.....................................................22图表29：公司控费效果明显，加大研发投入................................................................22图表30：中国核电WANO指数和满分机组数量...........................................................22图表31：公司核电机组利用小时数创新高....................................................................22图表32：2015-2020年公司每股现金分红和比例（单位：元/股）..............................22图表33：公司市场化交易电量及比例（单位：亿kWh）.............................................23图表34：2021年公司核电机组高效运行......................................................................24图表35：2021年公司核电机组高效运行......................................................................25图表36：中国核电可比公司估值表...............................................................................26图表37：中国核电绝对估值表......................................................................................26图表38：2016-2021H1公司营收情况（单位：亿元）.................................................27图表39：2016-2021H1归母净利情况（单位：亿元）.................................................27图表40：光伏发电CCER计算.....................................................................................27图表41：公司各电站运营大区和项目公司电站装机规模（单位：MW）.....................28图表42：公司营业收入预测（单位：百万元）.............................................................28图表43：公司盈利预测与估值表（单位：百万元）.....................................................29图表44：太阳能可比公司估值表...................................................................................294请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究1.投资聚焦新能源运营商乘电力市场化改革东风，核电、绿电有望跟随火电价格上涨，绿电交易试点完成后各省绿电交易发展方兴未艾，十四五期间超300%的新能源装机增长空间为转型运营商不断注入增长性。研究背景2022年初以来，受美联储加息预期影响，以成长风格为标签的新能源赛道出现大幅回调。成长股回调幅度在某种程度上与基金持仓比例相关，前期新能源行业的翘楚—光伏、风电、锂电行业2022年平均累计跌幅达10.96%、10.83%、15.31%。在全球不确定性加剧情况下，成长股的估值体系受到压制。不同于市场的观点市场普遍认为绿电运营商主要靠资本开支驱动，忽略了存量资产的盈利变化。当前市场主流观点是预计十四五期间核电每年新增开工6-8台机组，但忽略了当下绿色电力市场化交易的起点，电力市场化改革背景下，核电价格跟随火电价格上涨，同时绿电的环境价值逐渐展现，绿电需求侧和供给侧通路成功打通，水到渠成之下，正是绿电新基建估值和价值的双重起点。核心逻辑新基建是2022年主要投资方向。两会提出要推进风光大基地建设，稳增长背景下，1月社融大幅增长，新能源作为新基建重要方向获得资金支撑。融资成本下降。央行在2021年11月推出碳减排支持工具，按贷款本金60%支持，1年期利率1.75%，当前已经开始实施。运营商受市场交易风格变化冲击较弱。强加息预期下，纳指下跌，对成长股估值体系产生冲击，绿电运营商持仓比例较低，受交易风格变化影响较小。供给释放推进成本端持续优化。硅料产能陆续释放，风电大型化持续推进，叠加各环节积极扩产，供给紧张状况缓解，产业链利润将向下游传递，光伏、风电成本下降，运营商成本端持续优化。收入端支撑力度强，进入电价上涨周期。上网电价对标火电电价，边际上由煤价决定电价水平，能耗双控下煤价处于高位较难下降，电力需求保持旺盛，尤其是绿电需求，支撑交易电价上行。5请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究2.电价上涨提振绿电运营商业绩2.1.外盘高企和进口锐减支撑煤价根据中电联2021年电力工业统计快报，2021年我国火电发电量56463亿千瓦时，占总发电量的67.4%。火电承担着调峰和保供的重任，将在未来很长一段时间内仍为我国主要发电来源。2021年受疫情恢复和外贸出口繁荣驱动，我国全社会用电量激增10.3%。叠加“双碳政策”执行导致的国内动力煤产量不升反降，从2021年9月上旬开始，我国动力煤价格一路高歌猛进，最高涨至2593元/吨，年内最高涨幅超229%。近期煤价企稳反弹，意味着当前是减碳与保供的平衡点。图表1：2021年初以来秦皇岛动力煤价格（单位：元/吨）来源：Wind，国联证券研究所根据我国往年煤炭进口量变化，在夏季用电高峰之后，我国每月煤炭进口量会逐月递减，但自2021年5月以来，煤炭月进口量呈现上升趋势，电煤供需偏紧，各火电厂电煤库存逐月下降。2021年我国煤炭进口量2.05亿吨，创下2017年以来的新高，约占我国电煤消耗总量的12%。动力煤进口量高点已现，2022年我国煤炭进口量预计将会减少。7882,5937901,00005001,0001,5002,0002,5003,000市场价:动力煤(Q5500,山西产):秦皇岛6请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表2：2018-2021年我国每月动力煤进口量（单位：万吨）来源：Wind，国联证券研究所受俄乌冲突和全球双碳政策引导，海外煤价今年将维持高位，增大国内动力煤进口市场边际价格。2021年，俄动力煤占我国总进口的39.64%，是第一大来源，但仅占我国电煤消费量的1.45%。根据百川孚盈数据，当前俄罗斯动力煤价（Q>5500）为639元/吨。我国动力煤价格处于全球最低水平，海外高煤价将提升我国煤炭进口成本。截至2022年2月16日，秦皇岛山西产动力煤市场价格1000元/吨，广州港印尼煤价1155元/吨，澳大利亚纽卡斯尔动力煤现货价1495元/吨，南非煤理查德动力煤现货价1431元/吨，欧洲ARA港动力煤现货价1238元/吨，我国煤价处于全球低位。2022年电力供需趋于平衡。根据中电联对2022年度全国电力供需形式的测算，预计2022年全社会用电量8.7-8.8万亿千瓦时，同比增长5-6%，政府工作报告给出2022年GDP增速目标5.5%，用电量增速往往略高于GDP增速，且各季度用电量增速总体呈逐季上升态势。050010001500200025001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2018201920202021图表3：2021年我国动力煤进口结构图表4：俄罗斯动力煤价格来源：Wind，国联证券研究所来源：百川孚盈，国联证券研究所39.64%36.84%8.43%6.73%4.07%1.86%2.43%俄罗斯印度尼西亚南非澳大利亚哥伦比亚蒙古其他98147563902004006008001,0001,2002021/3/22021/6/22021/9/22021/12/2俄罗斯动力煤价格（元/吨）7请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表5：从2021年初至今国内外动力煤价情况（单位：元/吨）来源：Wind，国联证券研究所注：价格数据截至2022年2月16日2.2.动力煤国家调控空间有限2022年2月24日，国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确提出引导动力煤价格在合理区间运行，完善煤、电价格传导机制，保障能源安全稳定供应，推动煤、电上下游协调高质量发展。文件明确指出秦皇岛港下水煤5500千卡中长期交易含税价格在每吨570-770元之间较为合理，秦皇岛港一月份平仓长协价在725元/吨左右（较指导区间下限570元/吨存在20%下跌空间），完全符合政策要求。在2021年年中限电出现后，2021年7、8月煤炭保供政策开始执行，动力煤价格一路从2593元/吨下降至最低790元/吨，但供给端已经得到充分释放，后续供给端继续放松空间减弱。我们认为这次煤炭长协政策主要是为了压住煤价再次上涨的势头，提高动力煤交易长协履约率，煤价仍有较强支撑，但由于供给端的限制，以及稳增长下用电需求的刚性，煤价调控空间非常有限。图表6：发改委对于各地动力煤坑口价的指导区间地区热值价格合理区间（元/吨）山西5500千卡370-570陕西5500千卡320-520蒙西5500千卡260-460蒙东3500千卡200-300来源：国家发改委，国联证券研究所注：动力煤价格含税05001,0001,5002,0002,5003,000纽卡斯尔NEWC动力煤现货价理查德RB动力煤现货价欧洲ARA港动力煤现货价市场价:动力煤(Q5500,山西产):秦皇岛广州港:库提价:印尼煤(Q5500)8请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究2.3.多个外输电大省遭遇发用电增速剪刀差我国东南沿海省份经济相对发达，各类型工业、商业规模庞大，用电量相对较大。因此所有沿海省份均处于本省电力无法满足本省电力需求的情况。在之前电力供应相对宽松的阶段，西南水电、西北风电、光伏成本相对更低，东西互补属于一种合理的经济分工。如2021年江苏省、山东省、广东省、浙江省外输电占比分别高达18.57%、21.33%、22.26%、27.13%。但在2021年煤价飙升阶段，东部各省发电量紧跟用电量增速，而西部传统外输大省发电量远不及其本省用电量增速，从而产生了发、用电增速的剪刀差，外输电量占比陡然下降，边际供给不足造成的供需失衡成为了东部省份电煤成本能够顺利传导至电价的另一重要原因。图表7：我国外输电省份2020及2021年发用电和增速情况（单位：亿千瓦时）省份用电量发电量用电增速发电增速外输2020202120202021宁夏1038.21158.01882.42007.411.54%6.64%42.31%云南2025.72138.33674.43434.35.56%-6.54%37.74%内蒙古3900.53957.05811.05952.61.45%2.44%33.52%山西2341.72607.93503.53734.411.37%6.59%30.17%新疆2988.33311.14121.94578.110.80%11.07%27.68%陕西1740.91966.02379.42615.812.93%9.93%24.84%四川2865.23275.04182.34329.514.30%3.52%24.36%贵州1586.11743.02305.42239.09.89%-2.88%22.15%湖北2144.22471.53015.83149.215.27%4.42%21.52%甘肃1375.71495.01762.41724.68.67%-2.14%13.31%吉林805.4843.21018.8959.64.69%-5.81%12.13%安徽2427.52715.52809.02911.911.86%3.66%6.75%黑龙江1014.41089.01137.81144.97.35%0.62%4.88%青海742.01858951.95887.115.63%-6.81%3.28%来源：国家统计局，国联证券研究所2.4.电力市场化改革让电煤成本顺利传导2021年10月11日，国家发改委下发《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》指出“燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价”、“将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%”、“高耗能企业市场交易电价、电力现货价格不受20%幅度限制”。电力市场化改革促使动力煤成本顺利传导。通知出台后，各省立即出台相关政策响应。江苏、福建、广东等多个经济发达的省份当月燃煤电价市场化交易从折价状态立马切换至上浮，其中江苏省上浮幅度即到达20%。仅2021年10月单月，江苏省集中竞价电价从平价状态389元/MWh上浮20%至469元/MWh，江苏省市场化交易电价由此开启上浮20%的时代。9请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表8：江苏省市场化交易月度集中竞价电价（单位：元/MWh）来源：江苏省电力交易中心，国联证券研究所2.5.火电企业正处于盈亏平衡状态大部分火电企业仍处于微亏状态运营。根据火电企业的典型指标，通过对1000MW的超超临界火电机组盈利进行测算，结果显示，当动力煤价格处于900元/吨左右，机组处于盈亏平衡状态。但由于超超临界机组作为新机组，其效率更高、度电耗煤更低，因此净利率相对较高；而火电企业资产中不乏运行超过20年的老旧机组，人工、运维费用和高耗煤对企业现金流拖累较大。并且在能耗双控向碳排放总量控制转变过程中，由于发电领域中火电碳排放量最高，利用小时数受到压制，高煤价、低利用小时数造成了火电企业盈利大幅缩减。如火电头部公司华能国际和华电国际1月份发布公告，2021年归母净利润分别预亏98-117亿元、45-53亿元。图表9：1000MW超超临界机组净利率敏感性分析（1）净利率（%）标煤折算价（元/吨，含税）700800900100011001200上网电价（元/kWh）0.399.43%3.96%-2.01%-9.29%-16.58%-23.87%0.4010.86%5.53%0.20%-6.84%-13.94%-21.05%0.4112.22%7.02%1.82%-4.50%-11.43%-18.36%0.4213.52%8.45%3.37%-2.27%-9.04%-15.81%0.4314.76%9.80%4.84%-0.15%-6.76%-13.37%0.4415.94%11.10%6.25%1.41%-4.58%-11.04%来源：国联证券研究所测算365384.5384.5360333333333371356335335333382391379371370373377380389389469468463.54670501001502002503003504004505001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2020202110请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表10：1000MW超超临界机组净利率敏感性分析（2）净利率（%）标煤折算价（元/吨，含税）700800900100011001200利用小时数400013.07%8.00%2.92%-2.87%9.64%-16.40%410013.30%8.23%3.15%-2.56%-9.33%-16.10%420013.52%8.45%3.37%-2.27%-9.04%-15.81%430013.73%8.65%3.58%-2.00%-8.76%-15.53%440013.93%8.85%3.78%-1.73%-8.50%-15.26%450014.12%9.04%3.97%-1.48%-8.24%-15.01%来源：国联证券研究所测算3.新能源运营商乘市场化改革之风3.1.交易风格变化对运营商冲击较弱2022年初以来，以成长风格为标签的新能源赛道遭受大幅度回调。强加息预期下，纳指下跌，对成长股估值体系产生冲击，。前期新能源行业的翘楚—光伏、风电、锂电行业2022年平均累计跌幅达10.96%、10.83%、15.31%。市场交易风格的切换，个股的回撤幅度在某种程度上与基金持仓比例、赛道拥挤相关。（注：基金持股比例=基金持股/流通A股100%，基金持股为公开可获得数据的求和）图表11：光伏行业个股基金持仓比例与2022年涨跌幅关系来源：Wind，国联证券研究所注：涨跌幅数据截至2022年3月9日，基金持股比例=基金持股/流通A股100%，基金持股为公开可获得数据的求和11请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表12：风电行业个股基金持仓比例与2022年涨跌幅关系来源：Wind，国联证券研究所注：涨跌幅数据截至2022年3月9日，基金持股比例=基金持股/流通A股100%，基金持股为公开可获得数据的求和图表13：锂电行业个股基金持仓比例与2022年涨跌幅关系来源：Wind，国联证券研究所注：涨跌幅数据截至2022年3月9日，基金持股比例=基金持股/流通A股100%，基金持股为公开可获得数据的求和12请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究绿电运营商2021年Q4基金持仓比例仍然处于低位，或为均衡风格下的优选方向，适合2022年上半年稳增长、偏绝对收益的投资主线。截止2021Q4，运营商基金平均持仓1.96%，远低于光伏、风电、锂电行业的6.10%、4.95%、7.6%。除去基金持仓比例较高的三峡能源（8.42%）和华能国际（5.52%），绿电运营商基金平均持仓比例仅为1.05%。图表14：运营商赛道相对其他行业不拥挤来源：Wind，国联证券研究所3.2.绿电交易已具备强政策基础2022年1月21日，国家发改委联合其他六部门发布《促进绿色消费实施方案》，从需求侧进一步激发全社会绿色电力消费潜力。2022年1月28日，发改委、国家能源局联合印发《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》指出“到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成”、“到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易”。图表15：绿电交易已具备强政策基础政策政策内容解读《促进绿色消费实施方案》统筹推动绿色电力交易、绿证交易。未来绿电交易和绿证交易将同时存在，不同发电主体均能享受绿电溢价。落实新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制要求。全面放开新能源上游生产限制，降低生产成本。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。未来绿电市场和碳市场将彻底打通，即出售绿电和出售CCER将二选其一。引导用户签订绿色电力交易合同。将大幅提高绿电交易在市场化交易电量中的比例，增加新能源运营商的收入的加稳定性、可预见性。鼓励企业消费绿色电力。经济发达省份起绿电消纳的带头作用，以点带面地从需6.10%4.95%7.60%1.96%0%1%2%3%4%5%6%7%8%光伏风电锂电电力运营商2021Q4各行业基金平均持仓13请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿色电力消费比例。求侧激发绿电交易。各地可根据实际情况制定高耗能企业电力消费中绿色电力最低占比。对消费绿色电力比例较高的用户在实施需求侧管理时优先保障。电网优先保供绿电消纳比例高的用户，进一步激发高耗能、地区性用电紧张用户消纳绿电的积极性。《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制。高煤价时代，煤电成本将继续顺利传导，电价将继续维持上浮态势。开展绿色电力交易试点，以市场化方式发现绿色电力的环境价值，引导有需求的用户直接购买绿色电力，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。绿色电力交易从试点交易逐步走向成熟市场化交易，新能源电力消纳量和价格将迎来双升。有序推动新能源参与电力市场交易，建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制，引导新能源签订较长期限的中长期合同。加快建设国家电力市场。充分发挥北京、广州电力交易中心作用，完善电力交易平台运营管理和跨省跨区市场交易机制。建设国家电力市场将进一步发掘潜在新能源消费潜力。来源：国家发改委，国家能源局，国联证券研究所绿电交易并非政策强制推行，更确切的说法是需求侧和供给侧共同发展下的水到渠成。近年来，越来越多的国内外企业购买绿电需求迫切，如宝马汽车、巴斯夫等跨国企业提出在未来十几年内实现100%绿色电力生产的目标，首钢等传统工业企业期待用绿电生产推动转型升级，我国许多出口型企业也希望用绿电生产来增强产品的国际竞争力。绿电是满足企业绿色转型的刚需，绿电交易是大势所趋。广大企业希望建立长效机制，愿意持续购买体现环境价值的绿电，同时获得权威的绿电认证。2021年作为云计算行业的代表阿里云购买了累计269GWh的绿色电力用以开展业务。腾讯更是披露其在2022年将消费502GWh的绿色电力。3.3.各省市绿电交易方兴未艾图表16：2021年中国绿电采购企业排行（GWh）图表17：2022年企业绿电交易购买规划（GWh）来源：彭博新能源财经，国联证券研究所来源：彭博新能源财经，国联证券研究所304050183269050100150200250300浙江银泰百货燕山石化巨化集团秦淮数据阿里云17321001075020100200300400500600铁姆肯（无锡）轴承阳光电源科思创扬子石化-巴斯夫腾讯14请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究继国家改革委、国家能源局批复《绿色电力交易试点工作方案》后，2021年9月7日，绿色电力交易试点启动会在北京召开，这是启动的首次绿色电力交易，共17个省份259家市场主体参与，达成交易电量79.35亿千瓦时，成交价格较当地电力中长期交易价格增加3-5分/千瓦时，之后各省市陆续加入到绿电交易的大军中来。图表18：部分省市首次绿电交易情况省份内容时间电量(亿kWh)价格(元/kWh)基准电价(元/kWh)溢价(元/kWh)国家9月7日，绿色电力交易试点启动会在北京召开，这是启动的首次绿色电力交易，共17个省份259家市场主体参与。2021年9月79.550.03-0.05山东山东26家市场主体参与首场绿色电力交易试点，交易电量346万kWh。2021年9月0.0350.3949天津天津市首笔绿电市场化交易。2021年9月0.0600.40550.36550.04广西广西绿色电力交易价格机制与广西现行电力中长期交易保持一致，交易价格由双边协商方式形成。9月7日，广西区内市场共5家用电企业与2家发电集团初步达成5对光伏电量交易意向，意向电量640万kWh2021年9月0.0640.4207江苏首次绿电试点交易成交13.69亿kWh，占全国交易量的17%。2021年9月13.6900.391浙江共62家企业参与（其中售电公司32家）参与首次绿电交易。2021年9月3.0070.42530.41530.01安徽安徽首次绿电交易。2021年10月0.1100.404440.38440.02江西首次绿色电力交易价格设置上限价格为0.4643元/kWh，下限价格为0.4243元/kWh。2021年10月0.1200.4243-0.46430.41430.01-0.05甘肃西北区域内首笔省内绿电交易。2021年10月0.0060.3078宁夏嘉骏售电代理宁夏某大型工业电力用户在北京电力交易中心完成了绿色电力交易申报。2021年11月0.2000.2595黑龙江大庆沃尔沃汽车制造有限公司拥有使用绿电需求，促成黑龙江省第一笔绿电交易。2021年12月0.5500.374辽宁适时开展绿色电力交易。来源：各省电力交易中心，北极星电力网，国联证券研究所当前国内绿电市场聚焦于引导未纳入国家可再生能源补助政策范围的绿电开展市场化交易。用长远眼光来看，启用绿色债券解决补贴拖欠存在诸多壁垒和资金来源困难，目前实施进度较为缓慢，而通过启动绿证和碳排放交易为新能源运营商提供稳定收入来源，符合当前政策指引，并具有极强可操作性。3.4.绿电交易将充分展现绿电的环境价值过去的电力市场化交易只体现了电能价值，即便有新能源电力参与，环境价值也是被掩盖的。绿电交易在机制上的重大创新，核心就在于充分发挥市场作用，在交易价格上全面反映绿色电力的电能价值和环境价值。我们认为未来绿电交易和绿证将同15请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究时存在，运营商择优进行交易，绿电环境价值相较火电溢价在0.05元/kWh以上。根据绿证认购平台数据，当前无补贴风电光伏绿证平均成交价在50元/个左右，一个绿证对应1000kWh的绿色电力，意味着当前绿证交易存在约0.05元/kWh的环境溢价。同时参考全国碳交易市场当前价格，绿电的碳减排价值约为0.04元/kWh（按每度火电排放800克CO2粗略测算）。江苏、广东作为中国经济最为发达的两个省份，其绿电消费需求也尤为强盛。2021年底江苏、广东电力交易中心公示了2022年电力市场年度交易，其中江苏省、广东省绿电相对基准电价溢价0.072元/kWh、0.061元/kWh。图表19：2022年年度交易江苏、广东绿电交易溢价超0.06元/kWh项目单位江苏广东煤电基准价元/MWh391453火电年度交易价元/MWh466.78497.04年度成交量亿kWh2529.42541.64相对基准价溢价元/MWh75.7844.04浮动比例%19.38%9.72%绿电年度交易价元/MWh462.88513.89年度成交量亿kWh9.246.79相对基准价溢价元/MWh71.8860.89基准溢价比例%18.38%13.44%相对火电溢价元/MWh-3.916.85来源：江苏省、广东省电力交易中心，国联证券研究所2022年2月25日，由南方区域（广东、广西、云南、贵州、海南）各电力交易机构联合编制的《南方区域绿色电力交易规则（试行）》明确指出：绿电交易的售电主体主要是符合绿证发放条件的风电、光伏等发电企业，根据需要，范围可逐步扩大到符合条件的水电。绿色电力价格由电能量价格和环境溢价组成，交易价格通过市场化方式形成。按照保障收益的原则，参考绿色电力供需情况，合理设置绿色电力交易价格的上、下限。我们认为上限应为基准价上浮20%，下限为绿证溢价0.05元/度加上市场化火电价格。绿色电力在交易组织、执行和结算方面的优先地位。绿电直接交易安排在其他电力中长期交易之前组织开展，交易结算按照“月结年清”的原则优先于其他发电计划和市场化交易结算，这意味着供需紧张时期，绿电溢价更容易产生。3.5.新能源建设是十四五规划投资主线国家发展改革委、国家能源局明确了第一批约1亿千瓦大型风电光伏基地项目50个，总规模97.05GW。截至2021年底，第一批大型风电光伏基地项目已开工约75GW，其余项目将在2022年一季度开工。第二批新能源大基地项目已在2021年12月15日上报，国家能源局印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，到2030年共规划16请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究新建风光大基地455GW，其中沙漠基地284GW，采煤沉陷区37GW，其他沙漠和隔壁基地134GW，规划十四五建设200GW，十五五建设255GW。2022年政府工作报告中也明确提出要加快推进风光大基地建设，这些大型基地项目将是新基建最具确定性的投资方向。各电力央企集团是新能源建设的主力军，华能、华电、大唐、国家能源集团十四五期间规划新增新能源装机均超70GW。图表20：各发电集团及旗下上市公司新能源十四五规划集团集团十四五规划上市公司2020备注风电光伏新能源合计总装机容量新能源占比华能集团新增新能源装机0.8-1亿千瓦，投资额约为7000亿元华能国际813.46251.201064.6611335.709.39%每年新能源新增800万千瓦内蒙华电138.107.00145.11285.1011.29%十四五合计新增新能源装机1000万千瓦华能水电13.5010.0023.52318.381.01%澜沧江流域新增新能源装机1000万千瓦华电集团新增新能源装机7500万千瓦华电国际05844.800.00%到十四五末清洁能源装机占比提高20%左右金山股份46.930.9547.88567.888.43%黔源电力0.000.000323.050.00%已签约水光一体化基地光伏500万千瓦大唐集团新增新能源装机7000万千瓦大唐发电463.31158.39621.76827.819.11%十四五新增能源装机新增大于3000万千瓦华银电力36.5510.0046.55584.557.96%大唐新能源1117.11105.301222.411222.9599.96%十四五末新能源装机达到4000万千瓦左右桂冠电力32.1532.151187.912.71%国电投2025年光伏累计装机达8000万千瓦中国电力199.05338.91537.964991.3610.78%2025年底清洁装机占比90%，预计新增5000万千瓦新能源吉电股份252.10330.90583912.9663.86%十四五末，清洁能源比例达到90%以上上海电力293.90289.77583.671676.2934.82%国家能源集团新增新能源装机7000-8000万千瓦国电电力633.1121.20654.318799.197.44%新增新能源装机不少于1400万千瓦长源电力19.3019.3380.465.07%龙源电力2230.302230.32468.1090.37%十四五期间新能源装机新增3000万千瓦中广核每年新增300万千瓦，预计2025在运装机突破4000万千瓦中广核新能源296.11108.86404.97755.0653.63%每年新增100万千瓦以上华润集团新增40GW可再生能源装机，预计2025年底可再生能源装机占比超过50%。华润电力1039.6056.201095.84336.5025.27%新增40GW可再生能源装机国家开发投资集团国投电力213.95103.20317.153182.689.96%三峡集团2023年碳达峰，2040年碳中和。“十四五”计划新能源装机7000-8000万千瓦三峡能源689.88477.141167.021189.8098.09%每年新增500万千瓦以上新能源装机长江电力04559.500.00%金沙江下游每年1500万千瓦水风光项目中节能节能风电315.97315.97315.97100.00%太阳能424424424100.00%到2025年末力争光伏累计装机2000万千瓦中核集团中国核电175.69349.3524.992664.0919.71%每年新增500万千瓦新能源17请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究来源：各发电集团官网，公司年报，国联证券研究所电力上市公司十四五期间新能源装机平均增长空间超340%，低基数、高成长性使得新能源成为传统电力运营商实现转型和保持增长的最重要推动力，新能源装机为运营商不断注入成长性。图表21：各电力央企上市公司十四五新能源装机规划（单位：万千瓦）来源：公司年报，北极星电力网，国联证券研究所整理注：中国电力装机为权益装机数据，增速相对偏大为实现新能源装机规模的不断增长，运营商需保持在健康财务状况下的高强度的资本开支，我们对绿电运营商财务状况进行了横向对比，央企运营商普遍拥有更强的资本开支能力，这个优势将在未来新能源建设加速下，拉开与民企之间的差距。537.962230.31095.81064.661222.411167.02621.7524.99654.314240145.123.5404.9705537.965230.35095.85064.664122.413667.023621.73024.992054.31202415001145.11023.5904.97500929.44%134.51%365.03%375.71%237.24%214.22%482.55%476.20%213.97%377.36%689.18%123.47%0%100%200%300%400%500%600%700%800%900%1000%01,0002,0003,0004,0005,0006,00020202021H12025十四五期间新能源增长空间18请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表22：绿电运营商上市公司估值及财务情况（亿元）分类简称归母净利润（亿元）PE未来三年预测值最新市净率PB2020年资本开支21H1固定资产21H1在建工程21H1资产负债率最新市值2020年底股息率分红在净利润占比21E22E23E2021E2022E2023E电力央企华能国际-5782.1107.9-51.416.111.41.71426.72451.9493.068%971.83.0%43.4%大唐发电1.26166.31879.3160.268%399.12.7%37.1%国电电力25.830.935.11.03140.32412.4219.965%478.02.2%27.1%国投电力47.063.569.215.812.011.11.58101.91315.3591.966%742.42.8%35.4%电力央企新能源开发平台三峡能源54.776.793.937.626.722.22.94254.6806.7343.961%19400.00%0.00%吉电股份7.711.915.027.420.116.02.00105.7415.643.976%213.50.00%0.00%上海电力-6.526.633.541.711.89.51.66145.2706.0178.874%274.01.8%32.4%中国核电85.2107.9119.817.313.011.91.86239.32528.4642.270%12692.2%37.9%非电力央企与地方国企太阳能15.420.127.419.414.810.91.9914.9259.90.264%274.21.5%36.3%节能风电10.414.016.527.219.916.82.6675.8176.2100.372%274.71.2%35.7%福能股份19.227.430.213.19.38.41.4447.8169.448.849%242.82.8%33.8%中闽能源7.49.111.920.216.413.13.168.866.210.362%149.40.00%0.00%江苏新能3.78.49.431.720.117.02.8616.155.923.757%163.31.2%60.3%浙江新能3.7247.3149.170.265%284.80.00%0.00%民营企业晶科科技4.98.511.537.325.819.41.8021.2149.64.763%203.50.4%0.00%林洋能源12.316.220.116.712.710.21.381.886.60.944%198.40.6%18.1%芯能科技1.12.23.261.232.021.54.102.023.70.148%66.10.00%30.9%来源：Wind，公司公告，国联证券研究所整理注：表中归母净利润、PE、PB均为2022年3月9日数据3.6.碳减排工具进一步降低绿电贷款成本当前我国运营商部分超长期贷款（接近五年或五年以上）的利率水平在5%-6.5%之间，略高于央行公布的五年期LPR利率3.75%和五年期贷款基准利率4.9%。图表23：部分运营商长期贷款和债券情况（单位：亿元）类型名称利率长期借款余额备注长期借款三峡能源2.30%-5.15%690.96上海电力2.03%-6.11%38.96国电电力2.01%-5.42%1309.35华能国际0.75%-6.55%1120.77华电国际0.75%-5.64%644.03福能股份3.00%-4.90%72.46吉电股份3.15%-5.50%226.25江苏新能4.20%-4.90%28.57绿色债券中节能风电4.83%3G17风电14.90%7G18风电2太阳能4.20%519太阳G1公司债券晶科科技7.00%221晶电014.19%620晶电0119请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究央行基准利率一年以内4.35%-一至五年4.75%-五年以上4.90%-来源：各运营商公告，中国人民银行，国联证券研究所注：三峡能源为2021年中报数据2021年11月8日，人民银行宣布推出碳减排工具这一结构性货币政策工具，完成对可再生能源行业的定向降准，对金融机构向碳减排重点领域内相关企业发放的符合条件的碳减排贷款，按贷款本金的60%提供资金支持，利率为1.75%。碳减排支持工具是再贷款的一种，与支小再贷款和PSL相类似，定向降低了相关绿色贷款的利率，同时绿色贷款中存在的利差提高了银行向运营商贷款的意愿。兼具“宽信用”和“宽货币”，未来新能源运营商电站开发贷款难度和利率进一步降低。根据主要银行碳减排贷款发放数据统计，自碳减排工具实施以来，总贷款金额达2212亿元，加权平均利率4.0%。运营商长期借款中超4%利率借款部分拥有了替代选项，实实在在地减少了运营商的贷款成本。以三峡能源为例，公司测算如果以浮动利率计算的借款利率下降50个基点，而其他因素保持不变，公司的净利润会增加约2.6亿元。图表24：我国主要银行2021年碳减排贷款情况（单位：亿元）银行名称支出项目数贷款金额加权平均利率中国建设银行402496.443.91%中国农业银行523348.213.97%中国工商银行333294.334.04%中国银行247261.893.90%国家开发银行162242.674.03%中国邮储银行196205.464.19%浦发银行77146.664.06%招商银行6966.744.20%中国进出口银行3452.004.03%兴业银行2935.593.89%交通银行9333.454.27%中国农业发展银行4328.644.10%合计22082212.084.00%来源：各银行官网，国联证券研究所3.7.补贴拖欠不会再恶化基本面根据财政部印发的《可再生能源电价附加有关会计处理规定》，可再生能源电价补贴款计入“主营业务收入”和“应收账款”项目，即未发放的补贴款也被计入每年的业绩当中。对于纯新能源运营商来说，其应收补贴款占应收账款比例的90%以上，其中部分运营商累计应收补贴额甚至超过其2020年全年的营业收入。存量风电、光伏项目拖欠补贴或达4000亿，对拥有大量存量电站的运营商财务状况产生了强烈冲击。如果当前补贴款全额发放，将可以实现以下效果：20请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究项目IRR提高：成本回收期的变短直接推动了项目IRR的提高。现金流向好转：新能源电站运营产生的额外补贴叠加基准上网收益能够覆盖电站的运维费用，同时能够抹去运营商的应收账款减值风险，新能源运营商充分释放业绩增长性。补贴作为新项目资本金加速开发力度：按照单个项目开发资本金占比30%，单个项目杠杆率可达3倍以上，4000亿补贴款能够撬动1.2万亿的项目投资，按照当前光伏4元/W、风电6元/W建设成本的中位数5元/W进行计算，可以支持240GW风光项目建设。即使补贴款仍然维续延迟发放，绿电运营商能够通过将应收账款委托给集团中的财务或信托公司发行债务融资工具，或者通过ABS、绿色债券收回部分现金流，甚至可以通过出让补贴回收权用以支撑新项目的开发。未来补贴问题的解决是必然，新建平价项目不存在新的补贴拖欠，在补贴问题上运营商不存在风险敞口继续扩大的问题。图表25：我国部分新能源运营商应收补贴情况（单位：亿元）市场简称应收补贴营业收入应收账款应收补贴占营收比例应收补贴占应收账款比例A股华能国际118.801694.39330.257%36%三峡能源154.02113.15160.44136%96%上海电力94.34242.03131.3739%72%太阳能41.7053.0596.7879%43%节能风电40.3026.6744.74151%90%福能股份17.8395.5728.0919%63%中闽能源0.0412.5213.920%0%晶科科技41.4035.8843.91115%94%林洋能源30.0257.9944.7452%67%港股华润电力131.40577.65216.4123%61%中国电力12.72284.2886.364%15%大唐新能源110.0093.72154.37117%71%龙源电力229.00286.67251.9380%91%中广核新能源27.3174.8039.9537%68%协鑫新能源29.7749.3531.3260%95%信义能源35.0914.4536.02243%97%来源：Wind，公司中报，国联证券研究所注：应收补贴数据为2021年中报数据（大唐新能源为2020年），营业收入、应收账款为2020年数据4.推荐标的：中国核电、太阳能在当期宏观背景和行业中观发展趋势下，我们认为绿电运营商具有较强投资价值，能够体现较强的绝对收益价值。我们看好正在向综合绿电运营商快速转型的中国核电，以及纯正的光伏运营商太阳能。新基建是2022年主要投资方向。稳增长背景下，1月社融大幅增长，新能源作21请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究为新基建重要方向获得资金支撑。融资成本下降。央行在2021年11月推出碳减排支持工具，按贷款本金60%支持，1年期利率1.75%已经开始实施。受市场交易风格变化冲击较弱。强加息预期下，纳指下跌，对成长股估值体系产生冲击，过去两年赛道基金大量发行，部分新能源标的基金持仓已处于高位，绿电运营商持仓比例较低，受交易风格变化影响较小。供给释放推进成本端持续优化。硅料产能陆续释放，风电大型化持续推进，叠加各环节积极扩产，供给紧张状况缓解，产业链利润将向下游传递，光伏、风电成本下降，运营商成本端持续优化。收入端支撑力度强，进入电价上涨周期。上网电价对标火电电价，边际上由煤价决定电价水平，能耗双控下煤价处于高位较难下降，电力需求保持旺盛，尤其是绿电需求，支撑交易电价上行。4.1.中国核电：加速向综合绿电运营商转型中国核电是国内核电领域龙头公司，拥有控股机组24台，核电装机容量22.5GW。并且快速推进风电、光伏项目开发，已拥有新能源装机8.9GW，其中风电2.6GW、光伏6.3GW。公司保持着优异的经营能力和稳定的盈利能力，并正在从单一核电运营商，向综合绿电运营商快速转型。第三代核电机组持续投入商运，营收、利润双增长。2021年前三季度，公司实现营收461.21亿元，同比增长21.70%；实现归母净利润65.07亿元，同比大幅增长29.73%。毛利率稳中有进，净利率走出低谷持续回升。受益于老机组折旧持续减少和市场化电价上调，公司毛利率从2016年的41%稳步上升至2021年前三季度的44.78%。随着公司老旧项目贷款趋近到期，财务费用在2019年见顶后回落，推动公司净利率从2019年的18.25%触底反弹至2021年前三季度的24.94%。公司铀燃料有国内铀矿、国外铀矿、国际现货等多个来源、用长期协议确保燃料供应，燃料成本几乎不受国际铀价波动影响。累计200堆年的运行管理实践，费用率下降趋势明显。2021年前三季度公司管理费用率下降至3.09%，为历史最低值。销售费用不是公司重要开支，占比小于图表26：2015-2021年前三季度营业收入及增速图表27：2015-2021年前三季度归母净利润及增速来源：Wind，公司年报，国联证券研究所来源：Wind，公司年报，国联证券研究所300.09335.90393.05460.67522.76461.210%5%10%15%20%25%0100200300400500600营业收入（亿元）YoY（%）44.8944.9847.3746.1359.9565.07-5%0%5%10%15%20%25%30%35%010203040506070归母净利润（亿元）YoY（%）22请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究0.2%。2021年前三季度公司研发费用率达1.72%，公司在第四代核电机组（高温气冷堆）上有着丰富的技术储备和项目资源。机组运营水平和效率处于全球领先水平。2021年公司核电机组利用小时数达7871小时，同比增加250小时，接近火电机组利用小时数的两倍。2021年19台机组WANO综合指数满分，WANO综合指数平均值高达98.92，公司核电机组管理水平、运行效率达到全球第一。连续六年保持每股派息适度增长并将延续下去。上市以来，公司每年亿现金分红分配的利润均占当年可分配利润的37%以上，2020年股息率为2.2%。公司仍将保持分红不低于30%的目标，并随着盈利能力的不断提升，股息率有望得到持续增长。图表32：2015-2020年公司每股现金分红和比例（单位：元/股）图表28：2015-2021年前三季度公司盈利能力情况图表29：公司控费效果明显，加大研发投入来源：Wind，公司年报，国联证券研究所来源：Wind，公司年报，国联证券研究所图表30：中国核电WANO指数和满分机组数量图表31：公司核电机组利用小时数创新高来源：Wano，公司年报，国联证券研究所来源：公司年报，国联证券研究所41.00%39.61%41.76%41.85%44.79%44.78%27.02%23.92%21.72%18.25%20.94%24.94%11.47%10.69%10.54%9.56%9.95%8.97%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%50%销售毛利率（%）销售净利率（%）ROE（%）0.19%0.09%0.12%0.12%0.12%0.11%1.17%1.24%1.96%1.72%4.33%4.06%3.53%4.40%4.49%3.09%0%1%2%3%4%5%销售费用率（%）研发费用率（%）管理费用率（%）93.88495.17997.291598.9219020406080100120WANO综合指数平均值WANO综合指数满分机组数量2018201920202021746174417134762178716,6006,8007,0007,2007,4007,6007,8008,00020172018201920202021利用小时数23请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究来源：Wind，公司年报，国联证券研究所我们认为公司发展逻辑正在发生变化，相对于市场对公司的传统认知，拥有比较大的预期差，主要体现在公司盈利能力的快速提升、业务的全面拓展，以及向综合绿电运营商转型带来的估值体系重构。煤炭价格强支撑和电力需求偏紧共振，市场电溢价提振公司净利润。根据浙江发改委2022年浙江省电力市场化交易方案，秦山一期、二期、三期和方家山核电站全年市场化交易电量占其年发电量的50%、50%、40%和50%，三门核电站则为10%。根据2022年江苏、福建电价市场化交易政策，2022年公司电力市场化交易占比有望突破50%，核电上网电价将跟随火电上涨，为公司增厚利润。图表33：公司市场化交易电量及比例（单位：亿kWh）来源：公司年报，国联证券研究所敏捷端业务将成为公司第三增长点。公司正在积极布局多个方向，通过投资开展先进光伏电池、储能、氢燃料电池等业务，将国内高新技术转换成为产业公司切入高端制造行业。公司核电机组存在供汽改造的潜力，供汽、供暖业务将带来额外收益。2月23日国内首个核能供汽工程在江苏田湾核电开工，预计2023年底投产供汽，可以每年供480万吨蒸汽至连云港石化产业基地使用。2021年底，公司在浙江海盐依靠秦山核电机组开展南方核能供暖。供汽、供暖业务拓展核能应用领域，并有0.0900.1000.1120.1200.1220.13035%36%37%38%39%40%41%42%0.000.020.040.060.080.100.120.14201520162017201820192020年度每股派息金额分红占归母净利润比例286.31428.23511.841099.121270.271380.9726.05%33.71%37.06%0%5%10%15%20%25%30%35%40%02004006008001,0001,2001,4001,6002018年2019年2020年市场化交易电量总上网电量市场化交易占比24请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究望带来发电之外的经济收益。图表34：2021年公司核电机组高效运行省份状态机组机型装机容量（MWe)开工时间投入商运时间2020年电价（元/度)2021年利用率2021年运营月数浙江运行方家山1号机组M310+10892008/12/262014/12/150.415399.87%12运行方家山2号机组M310+10892009/7/172015/2/120.415388.14%11运行秦山二期1号机组CNP6506501996/1/22002/4/150.399892.15%11运行秦山二期2号机组CNP6506501997/4/12004/5/30.399899.91%12运行秦山二期3号机组CNP6506602006/4/282010/10/50.415388.18%11运行秦山二期4号机组CNP6506602007/1/282011/12/300.415389.13%11运行秦山三期1号机组Candu67281998/6/82002/9/210.448189.52%11运行秦山三期2号机组Candu67281998/9/252003/7/240.448198.61%12运行秦山一期CNP3003301985/3/201994/4/10.405690.72%11运行三门1号机组AP100012512009/4/92018/9/210.420393.94%11运行三门2号机组AP100012512009/12/152018/11/50.420391.54%11江苏运行田湾1号机组VVER-100010601999/10/202007/5/170.439090.13%11运行田湾2号机组VVER-100010602000/9/202007/8/160.439093.50%11运行田湾3号机组VVER-100011262012/12/272018/2/150.391093.38%11运行田湾4号机组WWER100011262013/9/272018/12/220.391095.87%12运行田湾5号机组M310+11182015/12/272020/9/80.391085.95%11运行田湾6号机组M310+11182016/8/52021/6/20.391040.00%5在建田湾7号机组VVER-1200/V49112742021/5/192026年0.3910核准田湾8号机组VVER-1200/V49112742022年2027年0.3910海南运行昌江1号机组CNP6506502010/4/252015/12/250.415392.71%11运行昌江2号机组CNP6506502010/11/212016/8/120.415392.03%11在建昌江小型堆示范项目玲龙一号ACP1001252021/7/132026年0.4153福建运行福清1号机组M310+10892008/11/212014/11/220.415392.54%11运行福清2号机组M310+10892009/6/172015/10/160.391688.15%11运行福清3号机组M310+10892010/12/312016/10/240.359090.99%11运行福清4号机组M310+10892012/11/172017/9/170.377990.00%12运行福清5号机组华龙一号HPR100011612015/5/72021/1/290.380060.00%9在建福清6号机组华龙一号HPR100011502015/12/222022年0.3800在建漳州1号机组华龙一号HPR100011262019/10/162024年0.3800在建漳州2号机组华龙一号HPR100011262020/9/62025年0.3800辽宁在建徐大堡3号机组VVER-1200/V49112742021/7/282026年0.4300核准徐大堡4号机组VVER-1200/V49112742022年2027年0.4300来源：中国核能行业协会，国联证券研究所DCF估值体系改变为PE估值。根据中国关于核能发展的十四五规划，2021-2025年原则上每年新增在建机组为6-8台，核电增长性透明且可预测。但公司紧跟碳中和政策，规划到2025年底新能源装机量达到30GW（平均每年5GW），公司净利润拥有预期之外的成长性。25请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表35：2021年公司核电机组高效运行核电+新能源业务20212022E2023E2024E2025E装机量（GW）核电22.523.724.324.826.0新能源8.915.020.025.030.3风电2.64.55.97.49.0光伏6.210.514.117.621.3发电量（亿kWh）1807.62055.02187.02273.32441.5核电1712.51890.61962.21985.22084.4新能源95.1164.4224.9288.1357.1电力交易参数核电市场化交易占比（%）37%45%50%55%60%市场化交易电价浮动（%）-30%0%5%10%15%新能源绿电交易占比（%）30%35%40%45%50%绿电交易溢价（%）0%15%20%20%20%售电量（亿kWh）1686.91920.22046.12129.42289.3核电1593.91759.61826.41847.91940.4新能源92.9160.6219.6281.5348.9营业收入（亿元）633.9798.6868.0924.51017.4核电578.4714.6758.5789.3854.0新能源55.584.0109.6135.2163.4毛利率（%）42.5%43.9%44.4%44.8%45.2%核电40.8%42.0%42.2%42.2%42.4%新能源60.2%59.9%59.9%59.9%59.9%毛利润（亿元）269.5350.7385.6414.3460.0核电236.1300.3320.0333.4362.1新能源33.450.465.681.097.9来源：国联证券研究所测算经我们测算，公司2021-2023年新能源装机量预计分别为8.9/15.0/20.0GW，成为公司新的业务增长点。我们预计公司2021-2023年营收分别为633.9/798.6/858.3亿，归母净利润分别为80.9/107.9/118.4亿元，对应PE分别为17.3/13.0/11.9倍。运用绝对估值法，假设无风险利率Rf=2.85%，市场预期回报率Rm=8%，WACC=4.89%，计算得到每股价值10.5元/股。公司是当前市场风格的优选，考虑公司核电及新能源业务强绿电属性，可以享受比同行更高估值，我们给予公司22年18倍PE，目标价10.8元，给予其“买入评级”。26请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表36：中国核电可比公司估值表公司EPS（元）三年CAGRPE（X）2022PEG简称20202021E2022E2023E2021E2022E2023E华能国际0.29-0.410.50.6732.20%-22.0117.9213.430.08华电国际0.42-0.120.480.6213.86%-35.308.526.610.02中国广核0.190.220.240.259.58%13.7112.5512.041.33长江电力1.161.151.221.33.87%20.6919.4518.393.16三峡能源0.180.190.270.3322.39%35.6425.7320.950.66平均值16.38%2.5516.8314.281.05中国核电0.330.450.600.6625.99%17.3113.0111.850.49来源：Wind，国联证券研究所预测，股价取为2022年3月9日收盘价注：除中国核电外其余公司盈利预测均参考Wind一致预期图表37：中国核电绝对估值表估值假设数值FCFE估值现金流折现值无风险利率Rf2.85%第一阶段（亿元）12.74市场预期回报率Rm8.00%第二阶段（亿元）175.72第二阶段年数4第三阶段（亿元）1853.59第二阶段增长率15.00%总股权价值（亿元）2042.05永续增长率5.00%减：少数股东权益460.27有效税率Tx4.49%股权价值（亿元）1581.77β系数0.9234除：总股本(亿股)179.77税后债务资本成本Kd2.85%每股价值(元)10.5债务资本比重Wd57.00%股权资本成本Ke0.076来源：wind，国联证券研究所预测，股价取为2022年3月9日收盘价4.2.太阳能：光伏运维龙头企业公司从事太阳能光伏电站的投资运营和太阳能电池组件的制造生产，是中国节能环保集团控股的上市公司。公司自15年借壳上市后稳健推进光伏电站的建设和并购，持有超4GW的光伏电站，持有规模和毛利率居光伏行业前列。业绩持续稳定增长，盈利能力强，2015-2020年，公司归母净利润五年CAGR为16.81%。27请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究平价上网带动终端需求，碳排放权促进绿电交易：在全球各大经济体碳中和政策及平价上网的发展趋势下，光伏行业迎来新的增长阶段。中国光伏行业协会预计2021-2025年全球光伏新增装机量将达到1050~1295GW，2021-2025年中国新增装机量达到355~440GW。十四五期间全球装机量与十三五期间相比将增长100.76%~147.61%，将带动终端光伏电站建设，预计2022年全球光伏新增装机将达到200GW以上，国内新增装机将达到75GW以上。碳排放权交易的深入推进也将提升绿电企业的收益。假如公司光伏电站全部参与碳排放权交易，出售CCER每年收益可达3.1亿元。图表40：光伏发电CCER计算发电类型存量装机(GW)平均利用小时数年发电量（MWh）光伏4.3114006034000排放因子(tCO2/MWh)减排量(万tCO2)平均碳交易价格(元/吨)总碳交易价值(亿元)0.7967480.763.63.1来源：《中国光伏产业清洁生产研究报告》，国联证券研究所整理规划年均3GW光伏电站投资建设，大幅扩建光伏组件产能：公司持续推进光伏电站的高质量投资建设和收购，推进光伏电池组件的产能建设。目前公司拥有5.19GW的光伏电站及1.2GW高效单晶电池和2GW高功率组件的产能。我们认为公司2025年末可实现光伏电站累计装机规模20GW，及20GW高效电池，4.5GW高功率组件产能的扩建，运营及生产规模不断扩大提升公司发展空间。图表38：2016-2021H1公司营收情况（单位：亿元）图表39：2016-2021H1归母净利情况（单位：亿元）来源：Wind，公司年报，国联证券研究所来源：Wind，公司年报，国联证券研究所-10%0%10%20%30%40%50%0102030405060201620172018201920202021H1营业收入同比增长（右轴）0%5%10%15%20%25%30%35%40%024681012201620172018201920202021H1归母净利润同比增长（右轴）28请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表41：公司各电站运营大区和项目公司电站装机规模（单位：MW）来源：公司公告，国联证券研究所“十四五”期间公司在2025年末力争实现光伏电站累计装机20GW。根据行业发展情况，我们预测2021-2023年公司光伏发电装机量年均3GW，光伏电池及组件产能扩建，增速分别为12.10%、37.50%和54.54%。考虑到光伏行业实际情况，我们假设2021-2023年公司光伏发电业务毛利率保持稳定。图表42：公司营业收入预测（单位：百万元）业务2018A2019A2020A2021E2022E2023E光伏发电营业收入3108.973721.334055.945472.276263.027667.19YOY19.70%8.99%34.92%14.45%22.42%毛利率63.86%63.68%64.15%64.15%64.15%64.15%光伏产品营业收入1904.481268.591226.721375.151890.842922.10YOY-33.39%-3.30%12.10%37.50%54.54%毛利率-0.26%3.77%-1.67%-2.50%-2.50%1.00%其他业务营业收入23.5221.1722.3411.1711.7312.31YOY-9.99%5.53%-50.00%5.00%5.00%毛利率-62.93%-35.05%-57.07%-51.68%-51.68%-51.68%总营业收入5036.975011.0953056858.608165.5810601.60同比增长-0.51%5.87%29.29%19.06%29.83%营业成本3071.332600.942736.353388.284201.195660.24营业毛利1965.642410.152568.653470.313964.394941.36综合毛利率39.11%48.10%48.42%50.59%48.55%46.61%来源：国联证券研究所测算我们预计公司2021-2023年营业收入分别为68.59/81.66/106.02亿元，同比增长29.29%/19.06%/29.83%，归属母公司净利润分别为15.40亿元、20.13亿元和27.43亿元，同比增长49.78%/30.73%/36.27%，EPS分别为0.51/0.67/0.9173266948010471284367100630200400600800100012001400西中区西北区新疆区华北区华东区华中区华南区镇江公司29请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究元/股，三年CAGR为38.84%，对应PE分别为19.4x/14.8x/10.9x。图表43：公司盈利预测与估值表（单位：百万元）2019A2020A2021E2022E2023E营业收入(百万元)5011.15305.06858.68165.610601.6增长率-0.51%5.87%29.29%19.06%29.83%归母净利（百万元）910.81,028.01,539.72,012.92,743.0增长率5.65%12.86%49.78%30.73%36.27%EPS（元/股）0.300.340.510.670.91市盈率（P/E）32.728.919.414.810.9市净率（P/B）2.22.12.01.31.2来源：wind，国联证券研究所预测，股价取为2022年3月9日收盘价我们选取同样是光伏行业并且拥有光伏电站业务的上市公司金开新能、晶科科技和信义能源作为可比公司。公司是光伏电站运维及光伏发电龙头企业，受益行业发展和碳排放权交易市场的快速推进，参考可比公司PE及PEG，给予公司2022年19倍PE估值，对应股价为12.73元，首次覆盖，给予“买入”评级。图表44：太阳能可比公司估值表公司EPS（元）三年CAGRPE（X）2022PEG简称20202021E2022E2023E2021E2022E2023E金开新能0.050.270.520.76147.71%35.9015.9110.910.11晶科科技0.170.170.310.433.01%42.4822.6317.560.67信义能源0.130.180.20.2219.17%22.5019.8517.651.04平均值66.63%3419150.61太阳能0.340.510.670.9138.84%19.414.810.90.36来源：wind，国联证券研究所预测，股价取为2022年3月9日收盘价注：除太阳能外其余公司盈利预测均参考Wind一致预期5.风险提示新能源政策发生较大变化：当前中国经济发展面临降速风险，稳增长政策或减慢新能源发展进程。电力市场化交易改革不及预期：当前电力市场化交易产生的电价上浮能够让火电企业处于盈亏平衡，若市场化电量占比较低，电力运营商无法正常受益。硅料价格维持高位：组件价格高企直接影响运营商的光伏电站项目收益率，减缓电力运营商的转型进度和装机节奏。2022年全年电力供大于求：2022年我国外贸出口面临国外产能恢复的巨大考验，作为用电第一大部门的工业用电量增速或不及预期，导致市场化电价下行。30请务必阅读报告末页的重要声明分析师声明本报告署名分析师在此声明：我们具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，本报告所表述的所有观点均准确地反映了我们对标的证券和发行人的个人看法。我们所得报酬的任何部分不曾与，不与，也将不会与本报告中的具体投资建议或观点有直接或间接联系。评级说明投资建议的评级标准评级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6到12个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A股市场以沪深300指数为基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普500指数为基准；韩国市场以柯斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。股票评级买入相对同期相关证券市场代表指数涨幅20%以上增持相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于5%~20%之间持有相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于-10%~5%之间卖出相对同期相关证券市场代表指数跌幅10%以上行业评级强于大市相对同期相关证券市场代表指数涨幅10%以上中性相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于-10%~10%之间弱于大市相对同期相关证券市场代表指数跌幅10%以上一般声明除非另有规定，本报告中的所有材料版权均属国联证券股份有限公司（已获中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）及其附属机构（以下统称“国联证券”）。未经国联证券事先书面授权，不得以任何方式修改、发送或者复制本报告及其所包含的材料、内容。所有本报告中使用的商标、服务标识及标记均为国联证券的商标、服务标识及标记。本报告是机密的，仅供我们的客户使用，国联证券不因收件人收到本报告而视其为国联证券的客户。本报告中的信息均来源于我们认为可靠的已公开资料，但国联证券对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。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。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，国联证券及/或其关联人员均不承担任何法律责任。本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告出具日的观点和判断。该等意见、评估及预测无需通知即可随时更改。过往的表现亦不应作为日后表现的预示和担保。在不同时期，国联证券可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。国联证券的销售人员、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。国联证券没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。国联证券的资产管理部门、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。特别声明在法律许可的情况下，国联证券可能会持有本报告中提及公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。因此，投资者应当考虑到国联证券及/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一参考依据。版权声明未经国联证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、转载、刊登和引用。否则由此造成的一切不良后果及法律责任有私自翻版、复制、转载、刊登和引用者承担。联系我们无锡：江苏省无锡市太湖新城金融一街8号国联金融大厦9层上海：上海市浦东新区世纪大道1198号世纪汇广场1座37层电话：0510-82833337电话：021-38991500传真：0510-82833217传真：021-38571373北京：北京市东城区安定门外大街208号中粮置地广场4层深圳：广东省深圳市福田区益田路6009号新世界中心29层电话：010-64285217电话：0755-82775695传真：010-64285805