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電力設備與新能源行業研報:國聯證券-電力設備與新能源行業:綠電運營商迎來戴維斯雙擊-220309

研報作者:賀朝暉,吳程浩 來自:國聯證券 時間:2022-03-09 21:36:31
  • 股票名稱
    電力設備與新能源行業
  • 股票代碼
  • 研報類型
    (PDF)
  • 發布者
    sda****fds
  • 研報出處
    國聯證券
  • 研報頁數
    30 頁
  • 推薦評級
    強于大市
  • 研報大小
    1,445 KB
研究報告內容

1 T a b le _ F irs t | 證券研究報告 行業深度研究 | 電力設備與新能源行業 綠電運營商迎來戴維斯雙擊 投資要點: 電價進入上漲周期,大幅提升綠電運營商業績 2022年初,國內外煤價出現罕見的倒掛現象,當前處于減碳和保供的平衡 點,國內動力煤價具備多因素強支撐。

同時我國2022年電力需求保持旺盛, 預計同比增長5-6%,尤其是綠電需求不斷擴張支撐交易電價上行。

江蘇省 電價迎來了4個月接近20%的上浮。

經我們測算,目前絕大多數火電企業微 虧區間,電價進入上漲周期,新能源運營商收入端具備成長性。

以綠電為代表的新基建是2022年主要投資方向,成長屬性凸顯 兩會明確提出推進大型風光基地建設,在穩增長背景下,1月社融大幅增長, 新能源作為新基建重要方向獲得資金支撐。

新能源融資成本下降:央行在 2021年11月推出碳減排支持工具,按貸款本金60%支持,1年期利率 1.75%,當前已經開始實施。

供給釋放推進成本端持續優化:硅料產能陸 續釋放,風電大型化持續推進,疊加各環節積極擴產,供給緊張狀況緩解, 產業鏈利潤將向下游傳遞,光伏、風電成本下降,運營商成本端持續優化。

綠電運營商是當下市場風格的優選 2022年初以來,強加息預期下,納指下跌,以成長風格為標簽的新能源賽 道出現大幅度回調,光伏、鋰電行業2022年平均累計跌幅達8.76%、 12.25%。

綠電運營商2021年Q4基金平均持倉僅1.96%,或為均衡風格下 的優選方向。

推薦標的: 中國核電:加速向綜合綠電運營商轉型 我們預計到2025年底,公司核電/新能源裝機量有望達到26/30GW,綜合 綠電運營屬性愈發凸顯,存量核電機組受益于交易電價上行。

預計公司 2021-2023年營收分別為633.9/798.6/858.5億元,歸母凈利潤分別為 80.9/107.9/118.3億元,對應PE為17.3/13.0/11.9倍,我們給予公司22年18 倍PE,目標價10.8元,給予“買入”評級。

太陽能:光伏運維龍頭企業 我們預計公司2021-2023年營業收入分別為68.59/81.66/106.02億元,歸母 凈利潤分別為15.40/20.13/27.43億元,EPS分別為0.51/0.67/0.91元/股, 三年CAGR為38.84%,對應PE分別為19.4x/14.8x/10.9x。

根據可比公司估 值情況,我們給予公司22年19倍PE,目標價12.73元,給予“買入”評級。

風險提示: 新能源政策發生較大變化;電力市場化交易改革不及預期。

簡稱 EPS(元) PE(X) PB評級 21E 22E 23E 21E 22E 23E 中國核電0.450.600.6617.313.011.91.9買入 太陽能0.510.670.9119.414.810.92.0買入 來源:Wind,國聯證券研究所預測 注:股價為2022年3月9日收盤價 | 2022年03月09日 | 投資建議:強于大市 上次建議:強于大市 | 行業相對市場走勢 | 分析師賀朝暉 執業證書編號:S0590521100002 郵箱:hezh@glsc.com.cn 分析師 吳程浩 執業證書編號:S0590518070002 郵箱:wuch@glsc.com.cn | 聯系人袁澎 郵箱:yuanp@glsc.com.cn 聯系人黃程保 郵箱:huangcb@glsc.com.cn 聯系人 華慶袁澎 郵箱:huaq@glsc.com.cn 聯系人 梁豐鑠袁澎 郵箱:liangfs@glsc.com.cn | 相關報告 1、《技術升級疊加規模效應電機行業拐點將至》 一2022.03.06 2、《新型電力系統:能源革命的必選項》一 2022.02.21 3、《將成長進行到底》一2021.12.27 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 -40.00% -20.00% 0.00% 20.00% 40.00% 60.00% 電力滬深300           2請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 正文目錄 1.投資聚焦..........................................................4 2.電價上漲提振綠電運營商業績........................................5 2.1.外盤高企和進口銳減支撐煤價...........................................................................5 2.2.動力煤國家調控空間有限...................................................................................7 2.3.多個外輸電大省遭遇發用電增速剪刀差.............................................................8 2.4.電力市場化改革讓電煤成本順利傳導................................................................8 2.5.火電企業正處于盈虧平衡狀態...........................................................................9 3.新能源運營商乘市場化改革之風.....................................10 3.1.交易風格變化對運營商沖擊較弱......................................................................10 3.2.綠電交易已具備強政策基礎.............................................................................12 3.3.各省市綠電交易方興未艾.................................................................................13 3.4.綠電交易將充分展現綠電的環境價值..............................................................14 3.5.新能源建設是十四五規劃投資主線..................................................................15 3.6.碳減排工具進一步降低綠電貸款成本..............................................................18 3.7.補貼拖欠不會再惡化基本面.............................................................................19 4.推薦標的:中國核電、太陽能.......................................20 4.1.中國核電:加速向綜合綠電運營商轉型...........................................................21 4.2.太陽能:光伏運維龍頭企業.............................................................................26 5.風險提示.........................................................29 圖表目錄 圖表1:2021年初以來秦皇島動力煤價格(單位:元/噸) ............................................5 圖表2:2018-2021年我國每月動力煤進口量(單位:萬噸) .......................................6 圖表3:2021年我國動力煤進口結構..............................................................................6 圖表4:俄羅斯動力煤價格..............................................................................................6 圖表5:從2021年初至今國內外動力煤價情況(單位:元/噸)....................................7 圖表6:發改委對于各地動力煤坑口價的指導區間.........................................................7 圖表7:我國外輸電省份2020及2021年發用電和增速情況(單位:億千瓦時) ........8 圖表8:江蘇省市場化交易月度集中競價電價(單位:元/MWh) .................................9 圖表9:1000MW超超臨界機組凈利率敏感性分析(1) ...............................................9 圖表10:1000MW超超臨界機組凈利率敏感性分析(2) ...........................................10 圖表11:光伏行業個股基金持倉比例與2022年漲跌幅關系........................................10 圖表12:風電行業個股基金持倉比例與2022年漲跌幅關系........................................11 圖表13:鋰電行業個股基金持倉比例與2022年漲跌幅關系........................................11 圖表14:運營商賽道相對其他行業不擁擠....................................................................12 圖表15:綠電交易已具備強政策基礎...........................................................................12 圖表16:2021年中國綠電采購企業排行(GWh) ......................................................13 圖表17:2022年企業綠電交易購買規劃(GWh) ......................................................13 圖表18:部分省市首次綠電交易情況...........................................................................14 圖表19:2022年年度交易江蘇、廣東綠電交易溢價超0.06元/kWh ...........................15 圖表20:各發電集團及旗下上市公司新能源十四五規劃..............................................16 圖表21:各電力央企上市公司十四五新能源裝機規劃(單位:萬千瓦) ....................17 圖表22:綠電運營商上市公司估值及財務情況(億元) ..............................................18 圖表23:部分運營商長期貸款和債券情況(單位:億元) ..........................................18           3請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 圖表24:我國主要銀行2021年碳減排貸款情況(單位:億元) ................................19 圖表25:我國部分新能源運營商應收補貼情況(單位:億元) ...................................20 圖表26:2015-2021年前三季度營業收入及增速.........................................................21 圖表27:2015-2021年前三季度歸母凈利潤及增速.....................................................21 圖表28:2015-2021年前三季度公司盈利能力情況.....................................................22 圖表29:公司控費效果明顯,加大研發投入................................................................22 圖表30:中國核電WANO指數和滿分機組數量...........................................................22 圖表31:公司核電機組利用小時數創新高....................................................................22 圖表32:2015-2020年公司每股現金分紅和比例(單位:元/股) ..............................22 圖表33:公司市場化交易電量及比例(單位:億kWh) .............................................23 圖表34:2021年公司核電機組高效運行......................................................................24 圖表35:2021年公司核電機組高效運行......................................................................25 圖表36:中國核電可比公司估值表...............................................................................26 圖表37:中國核電絕對估值表......................................................................................26 圖表38:2016-2021H1公司營收情況(單位:億元) .................................................27 圖表39:2016-2021H1歸母凈利情況(單位:億元) .................................................27 圖表40:光伏發電CCER計算.....................................................................................27 圖表41:公司各電站運營大區和項目公司電站裝機規模(單位:MW) .....................28 圖表42:公司營業收入預測(單位:百萬元) .............................................................28 圖表43:公司盈利預測與估值表(單位:百萬元) .....................................................29 圖表44:太陽能可比公司估值表...................................................................................29           4請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 1.投資聚焦 新能源運營商乘電力市場化改革東風,核電、綠電有望跟隨火電價格上漲,綠電 交易試點完成后各省綠電交易發展方興未艾,十四五期間超300%的新能源裝機增長 空間為轉型運營商不斷注入增長性。

研究背景 2022年初以來,受美聯儲加息預期影響,以成長風格為標簽的新能源賽道出現 大幅回調。

成長股回調幅度在某種程度上與基金持倉比例相關,前期新能源行業的翹 楚—光伏、風電、鋰電行業2022年平均累計跌幅達10.96%、10.83%、15.31%。

在全球不確定性加劇情況下,成長股的估值體系受到壓制。

不同于市場的觀點 市場普遍認為綠電運營商主要靠資本開支驅動,忽略了存量資產的盈利變化。

當 前市場主流觀點是預計十四五期間核電每年新增開工6-8臺機組,但忽略了當下綠色 電力市場化交易的起點,電力市場化改革背景下,核電價格跟隨火電價格上漲,同時 綠電的環境價值逐漸展現,綠電需求側和供給側通路成功打通,水到渠成之下,正是 綠電新基建估值和價值的雙重起點。

核心邏輯 新基建是2022年主要投資方向。

兩會提出要推進風光大基地建設,穩增長背景 下,1月社融大幅增長,新能源作為新基建重要方向獲得資金支撐。

融資成本下降。

央行在2021年11月推出碳減排支持工具,按貸款本金60%支 持,1年期利率1.75%,當前已經開始實施。

運營商受市場交易風格變化沖擊較弱。

強加息預期下,納指下跌,對成長股估值 體系產生沖擊,綠電運營商持倉比例較低,受交易風格變化影響較小。

供給釋放推進成本端持續優化。

硅料產能陸續釋放,風電大型化持續推進,疊加 各環節積極擴產,供給緊張狀況緩解,產業鏈利潤將向下游傳遞,光伏、風電成 本下降,運營商成本端持續優化。

收入端支撐力度強,進入電價上漲周期。

上網電價對標火電電價,邊際上由煤價 決定電價水平,能耗雙控下煤價處于高位較難下降,電力需求保持旺盛,尤其是 綠電需求,支撐交易電價上行。

          5請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 2.電價上漲提振綠電運營商業績 2.1.外盤高企和進口銳減支撐煤價 根據中電聯2021年電力工業統計快報,2021年我國火電發電量56463億千瓦 時,占總發電量的67.4%。

火電承擔著調峰和保供的重任,將在未來很長一段時間內 仍為我國主要發電來源。

2021年受疫情恢復和外貿出口繁榮驅動,我國全社會用電量激增10.3%。

疊加 “雙碳政策”執行導致的國內動力煤產量不升反降,從2021年9月上旬開始,我國 動力煤價格一路高歌猛進,最高漲至2593元/噸,年內最高漲幅超229%。

近期煤價 企穩反彈,意味著當前是減碳與保供的平衡點。

圖表1:2021年初以來秦皇島動力煤價格(單位:元/噸) 來源:Wind,國聯證券研究所 根據我國往年煤炭進口量變化,在夏季用電高峰之后,我國每月煤炭進口量會逐 月遞減,但自2021年5月以來,煤炭月進口量呈現上升趨勢,電煤供需偏緊,各火 電廠電煤庫存逐月下降。

2021年我國煤炭進口量2.05億噸,創下2017年以來的新高,約占我國電煤消 耗總量的12%。

動力煤進口量高點已現,2022年我國煤炭進口量預計將會減少。

788 2,593 790 1,000 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 市場價:動力煤(Q5500,山西產):秦皇島           6請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 圖表2:2018-2021年我國每月動力煤進口量(單位:萬噸) 來源:Wind,國聯證券研究所 受俄烏沖突和全球雙碳政策引導,海外煤價今年將維持高位,增大國內動力煤 進口市場邊際價格。

2021年,俄動力煤占我國總進口的39.64%,是第一大來源, 但僅占我國電煤消費量的1.45%。

根據百川孚盈數據,當前俄羅斯動力煤價(Q>5500) 為639元/噸。

我國動力煤價格處于全球最低水平,海外高煤價將提升我國煤炭進口成本。

截 至2022年2月16日,秦皇島山西產動力煤市場價格1000元/噸,廣州港印尼 煤價1155元/噸,澳大利亞紐卡斯爾動力煤現貨價1495元/噸,南非煤理查德動 力煤現貨價1431元/噸,歐洲ARA港動力煤現貨價1238元/噸,我國煤價處于 全球低位。

2022年電力供需趨于平衡。

根據中電聯對2022年度全國電力供需形式的測算, 預計2022年全社會用電量8.7-8.8萬億千瓦時,同比增長5-6%,政府工作報告 給出2022年GDP增速目標5.5%,用電量增速往往略高于GDP增速,且各季 度用電量增速總體呈逐季上升態勢。

0 500 1000 1500 2000 2500 1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月 2018201920202021 圖表3:2021年我國動力煤進口結構 圖表4:俄羅斯動力煤價格 來源:Wind,國聯證券研究所 來源:百川孚盈,國聯證券研究所 39.64% 36.84% 8.43% 6.73% 4.07% 1.86% 2.43%俄羅斯 印度尼西亞 南非 澳大利亞 哥倫比亞 蒙古 其他 981 475 639 0 200 400 600 800 1,000 1,200 2021/3/22021/6/22021/9/22021/12/2 俄羅斯動力煤價格(元/噸)           7請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 圖表5:從2021年初至今國內外動力煤價情況(單位:元/噸) 來源:Wind,國聯證券研究所 注:價格數據截至2022年2月16日 2.2.動力煤國家調控空間有限 2022年2月24日,國家發改委發布《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制 的通知》,明確提出引導動力煤價格在合理區間運行,完善煤、電價格傳導機制,保 障能源安全穩定供應,推動煤、電上下游協調高質量發展。

文件明確指出秦皇島港下 水煤5500千卡中長期交易含稅價格在每噸570-770元之間較為合理,秦皇島港一月 份平倉長協價在725元/噸左右(較指導區間下限570元/噸存在20%下跌空間),完 全符合政策要求。

在2021年年中限電出現后,2021年7、8月煤炭保供政策開始執行,動力煤價 格一路從2593元/噸下降至最低790元/噸,但供給端已經得到充分釋放,后續供給 端繼續放松空間減弱。

我們認為這次煤炭長協政策主要是為了壓住煤價再次上漲的 勢頭,提高動力煤交易長協履約率,煤價仍有較強支撐,但由于供給端的限制,以 及穩增長下用電需求的剛性,煤價調控空間非常有限。

圖表6:發改委對于各地動力煤坑口價的指導區間 地區熱值價格合理區間(元/噸) 山西5500千卡370-570 陜西5500千卡320-520 蒙西5500千卡260-460 蒙東3500千卡200-300 來源:國家發改委,國聯證券研究所 注:動力煤價格含稅 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 紐卡斯爾NEWC動力煤現貨價理查德RB動力煤現貨價 歐洲ARA港動力煤現貨價市場價:動力煤(Q5500,山西產):秦皇島 廣州港:庫提價:印尼煤(Q5500)           8請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 2.3.多個外輸電大省遭遇發用電增速剪刀差 我國東南沿海省份經濟相對發達,各類型工業、商業規模龐大,用電量相對較大。

因此所有沿海省份均處于本省電力無法滿足本省電力需求的情況。

在之前電力供應相 對寬松的階段,西南水電、西北風電、光伏成本相對更低,東西互補屬于一種合理的 經濟分工。

如2021年江蘇省、山東省、廣東省、浙江省外輸電占比分別高達18.57%、 21.33%、22.26%、27.13%。

但在2021年煤價飆升階段,東部各省發電量緊跟用電量增速,而西部傳統外輸 大省發電量遠不及其本省用電量增速,從而產生了發、用電增速的剪刀差,外輸電量 占比陡然下降,邊際供給不足造成的供需失衡成為了東部省份電煤成本能夠順利傳 導至電價的另一重要原因。

圖表7:我國外輸電省份2020及2021年發用電和增速情況(單位:億千瓦時) 省份 用電量發電量用電增速 發電增速 外輸 2020202120202021 寧夏1038.21158.01882.42007.411.54% 6.64% 42.31% 云南2025.72138.33674.43434.35.56% -6.54% 37.74% 內蒙古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% 陜西1740.91966.02379.42615.812.93% 9.93% 24.84% 四川2865.23275.04182.34329.514.30% 3.52% 24.36% 貴州1586.11743.02305.42239.09.89% -2.88% 22.15% 湖北2144.22471.53015.83149.215.27% 4.42% 21.52% 甘肅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% 黑龍江1014.41089.01137.81144.97.35% 0.62% 4.88% 青海742.01858951.95887.115.63% -6.81% 3.28% 來源:國家統計局,國聯證券研究所 2.4.電力市場化改革讓電煤成本順利傳導 2021年10月11日,國家發改委下發《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發 電上網電價市場化改革的通知》指出“燃煤發電電量原則上全部進入電力市場,通過 市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價”、“將燃煤發電市場交易價格 浮動范圍擴大為上下浮動原則上均不超過20%”、“高耗能企業市場交易電價、電力 現貨價格不受20%幅度限制”。

電力市場化改革促使動力煤成本順利傳導。

通知出臺后,各省立即出臺相關政策 響應。

江蘇、福建、廣東等多個經濟發達的省份當月燃煤電價市場化交易從折價狀態 立馬切換至上浮,其中江蘇省上浮幅度即到達20%。

僅2021年10月單月,江蘇省集中競價電價從平價狀態389元/MWh上浮20% 至469元/MWh,江蘇省市場化交易電價由此開啟上浮20%的時代。

          9請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 圖表8:江蘇省市場化交易月度集中競價電價(單位:元/MWh) 來源:江蘇省電力交易中心,國聯證券研究所 2.5.火電企業正處于盈虧平衡狀態 大部分火電企業仍處于微虧狀態運營。

根據火電企業的典型指標,通過對 1000MW的超超臨界火電機組盈利進行測算,結果顯示,當動力煤價格處于900元/ 噸左右,機組處于盈虧平衡狀態。

但由于超超臨界機組作為新機組,其效率更高、度 電耗煤更低,因此凈利率相對較高;而火電企業資產中不乏運行超過20年的老舊機 組,人工、運維費用和高耗煤對企業現金流拖累較大。

并且在能耗雙控向碳排放總量控制轉變過程中,由于發電領域中火電碳排放量最 高,利用小時數受到壓制,高煤價、低利用小時數造成了火電企業盈利大幅縮減。

如火電頭部公司華能國際和華電國際1月份發布公告,2021年歸母凈利潤分別預虧 98-117億元、45-53億元。

圖表9:1000MW超超臨界機組凈利率敏感性分析(1) 凈利率(%) 標煤折算價(元/噸,含稅) 700800900100011001200 上網電價(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% 來源:國聯證券研究所測算 365 384.5384.5 360 333333333 371356 335335333 382391379 371370373377380 389389 469468463.5467 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月 20202021           10請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 圖表10:1000MW超超臨界機組凈利率敏感性分析(2) 凈利率(%) 標煤折算價(元/噸,含稅) 700800900100011001200 利用小時數 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% 來源:國聯證券研究所測算 3.新能源運營商乘市場化改革之風 3.1.交易風格變化對運營商沖擊較弱 2022年初以來,以成長風格為標簽的新能源賽道遭受大幅度回調。

強加息預期 下,納指下跌,對成長股估值體系產生沖擊,。

前期新能源行業的翹楚—光伏、風電、 鋰電行業2022年平均累計跌幅達10.96%、10.83%、15.31%。

市場交易風格的切 換,個股的回撤幅度在某種程度上與基金持倉比例、賽道擁擠相關。

(注:基金持股 比例=基金持股/流通A股*100%,基金持股為公開可獲得數據的求和) 圖表11:光伏行業個股基金持倉比例與2022年漲跌幅關系 來源:Wind,國聯證券研究所 注:漲跌幅數據截至2022年3月9日,基金持股比例=基金持股/流通A股*100%,基金持股為公開可獲得數據的求和           11請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 圖表12:風電行業個股基金持倉比例與2022年漲跌幅關系 來源:Wind,國聯證券研究所 注:漲跌幅數據截至2022年3月9日,基金持股比例=基金持股/流通A股*100%,基金持股為公開可獲得數據的求和 圖表13:鋰電行業個股基金持倉比例與2022年漲跌幅關系 來源:Wind,國聯證券研究所 注:漲跌幅數據截至2022年3月9日,基金持股比例=基金持股/流通A股*100%,基金持股為公開可獲得數據的求和           12請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 綠電運營商2021年Q4基金持倉比例仍然處于低位,或為均衡風格下的優選方 向,適合2022年上半年穩增長、偏絕對收益的投資主線。

截止2021Q4,運營商基 金平均持倉1.96%,遠低于光伏、風電、鋰電行業的6.10%、4.95%、7.6%。

除去 基金持倉比例較高的三峽能源(8.42%)和華能國際(5.52%),綠電運營商基金平 均持倉比例僅為1.05%。

圖表14:運營商賽道相對其他行業不擁擠 來源:Wind,國聯證券研究所 3.2.綠電交易已具備強政策基礎 2022年1月21日,國家發改委聯合其他六部門發布《促進綠色消費實施方案》, 從需求側進一步激發全社會綠色電力消費潛力。

2022年1月28日,發改委、國家能源局聯合印發《加快建設全國統一電力市場 體系的指導意見》指出“到2025年,全國統一電力市場體系初步建成,跨省跨區資 源市場化配置和綠色電力交易規模顯著提高,有利于新能源、儲能等發展的市場交 易和價格機制初步形成”、“到2030年,全國統一電力市場體系基本建成,新能源全 面參與市場交易”。

圖表15:綠電交易已具備強政策基礎 政策政策內容解讀 《促進綠色消 費實施方案》 統籌推動綠色電力交易、綠證交易。

未來綠電交易和綠證交易將同時存在,不同發電主體均 能享受綠電溢價。

落實新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總 量控制要求。

全面放開新能源上游生產限制,降低生產成本。

研究在排放量核算中將綠色電力相關碳排放量予以 扣減的可行性。

未來綠電市場和碳市場將徹底打通,即出售綠電和出售 CCER將二選其一。

引導用戶簽訂綠色電力交易合同。

將大幅提高綠電交易在市場化交易電量中的比例,增加 新能源運營商的收入的加穩定性、可預見性。

鼓勵企業消費綠色電力。

經濟發達省份起綠電消納的帶頭作用,以點帶面地從需 6.10% 4.95% 7.60% 1.96% 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 光伏風電鋰電電力運營商 2021Q4各行業基金平均持倉           13請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 推動外向型企業較多、經濟承受能力較強的地區逐 步提升綠色電力消費比例。

求側激發綠電交易。

各地可根據實際情況制定高耗能企業電力消費中綠 色電力最低占比。

對消費綠色電力比例較高的用戶在實施需求側管理 時優先保障。

電網優先保供綠電消納比例高的用戶,進一步激發高耗 能、地區性用電緊張用戶消納綠電的積極性。

《加快建設全 國統一電力市 場體系的指導 意見》 改革完善煤電價格市場化形成機制,完善電價傳導 機制。

高煤價時代,煤電成本將繼續順利傳導,電價將繼續維 持上浮態勢。

開展綠色電力交易試點,以市場化方式發現綠色電 力的環境價值,引導有需求的用戶直接購買綠色電 力,做好綠色電力交易與綠證交易、碳排放權交易 的有效銜接。

綠色電力交易從試點交易逐步走向成熟市場化交易,新 能源電力消納量和價格將迎來雙升。

有序推動新能源參與電力市場交易,建立與新能源 特性相適應的中長期電力交易機制,引導新能源簽 訂較長期限的中長期合同。

加快建設國家電力市場。

充分發揮北京、廣州電力 交易中心作用,完善電力交易平臺運營管理和跨省 跨區市場交易機制。

建設國家電力市場將進一步發掘潛在新能源消費潛力。

來源:國家發改委,國家能源局,國聯證券研究所 綠電交易并非政策強制推行,更確切的說法是需求側和供給側共同發展下的水 到渠成。

近年來,越來越多的國內外企業購買綠電需求迫切,如寶馬汽車、巴斯夫等 跨國企業提出在未來十幾年內實現100%綠色電力生產的目標,首鋼等傳統工業企業 期待用綠電生產推動轉型升級,我國許多出口型企業也希望用綠電生產來增強產品的 國際競爭力。

綠電是滿足企業綠色轉型的剛需,綠電交易是大勢所趨。

廣大企業希望建立長 效機制,愿意持續購買體現環境價值的綠電,同時獲得權威的綠電認證。

2021年作 為云計算行業的代表阿里云購買了累計269GWh的綠色電力用以開展業務。

騰訊更 是披露其在2022年將消費502GWh的綠色電力。

3.3.各省市綠電交易方興未艾 圖表16:2021年中國綠電采購企業排行(GWh) 圖表17:2022年企業綠電交易購買規劃(GWh) 來源:彭博新能源財經,國聯證券研究所 來源:彭博新能源財經,國聯證券研究所 30 40 50 183 269 050100150200250300 浙江銀泰百貨 燕山石化 巨化集團 秦淮數據 阿里云 17 32 100 107 502 0100200300400500600 鐵姆肯(無錫)軸承 陽光電源 科思創 揚子石化-巴斯夫 騰訊           14請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 繼國家改革委、國家能源局批復《綠色電力交易試點工作方案》后,2021年9 月7日,綠色電力交易試點啟動會在北京召開,這是啟動的首次綠色電力交易,共 17個省份259家市場主體參與,達成交易電量79.35億千瓦時,成交價格較當地電 力中長期交易價格增加3-5分/千瓦時,之后各省市陸續加入到綠電交易的大軍中來。

圖表18:部分省市首次綠電交易情況 省份內容時間 電量 (億 kWh) 價格 (元/kWh) 基準電價 (元/kWh) 溢價 (元/kWh) 國家 9月7日,綠色電力交易試點啟動會在北京 召開,這是啟動的首次綠色電力交易,共17 個省份259家市場主體參與。

2021年9月79.55 0.03-0.05 山東 山東26家市場主體參與首場綠色電力交易 試點,交易電量346萬kWh。

2021年9月0.035 0.3949 天津天津市首筆綠電市場化交易。

2021年9月0.0600.40550.36550.04 廣西 廣西綠色電力交易價格機制與廣西現行電 力中長期交易保持一致,交易價格由雙邊協 商方式形成。

9月7日,廣西區內市場共5 家用電企業與2家發電集團初步達成5對光 伏電量交易意向,意向電量640萬kWh 2021年9月0.064 0.4207 江蘇 首次綠電試點交易成交13.69億kWh,占全 國交易量的17%。

2021年9月13.690 0.391 浙江 共62家企業參與(其中售電公司32家)參 與首次綠電交易。

2021年9月3.0070.42530.41530.01 安徽安徽首次綠電交易。

2021年10月0.1100.404440.38440.02 江西 首次綠色電力交易價格設置上限價格為 0.4643元/kWh,下限價格為0.4243元/kWh。

2021年10月0.1200.4243-0.46430.41430.01-0.05 甘肅西北區域內首筆省內綠電交易。

2021年10月0.006 0.3078 寧夏 嘉駿售電代理寧夏某大型工業電力用戶在 北京電力交易中心完成了綠色電力交易申報。

2021年11月0.200 0.2595 黑龍江 大慶沃爾沃汽車制造有限公司擁有使用綠 電需求,促成黑龍江省第一筆綠電交易。

2021年12月0.550 0.374 遼寧適時開展綠色電力交易。

來源:各省電力交易中心,北極星電力網,國聯證券研究所 當前國內綠電市場聚焦于引導未納入國家可再生能源補助政策范圍的綠電開展 市場化交易。

用長遠眼光來看,啟用綠色債券解決補貼拖欠存在諸多壁壘和資金來源 困難,目前實施進度較為緩慢,而通過啟動綠證和碳排放交易為新能源運營商提供穩 定收入來源,符合當前政策指引,并具有極強可操作性。

3.4.綠電交易將充分展現綠電的環境價值 過去的電力市場化交易只體現了電能價值,即便有新能源電力參與,環境價值也 是被掩蓋的。

綠電交易在機制上的重大創新,核心就在于充分發揮市場作用,在交易 價格上全面反映綠色電力的電能價值和環境價值。

我們認為未來綠電交易和綠證將同           15請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 時存在,運營商擇優進行交易,綠電環境價值相較火電溢價在0.05元/kWh以上。

根據綠證認購平臺數據,當前無補貼風電光伏綠證平均成交價在50元/個左右, 一個綠證對應1000kWh的綠色電力,意味著當前綠證交易存在約0.05元/kWh的環 境溢價。

同時參考全國碳交易市場當前價格,綠電的碳減排價值約為0.04元/kWh(按 每度火電排放800克CO2粗略測算)。

江蘇、廣東作為中國經濟最為發達的兩個省份,其綠電消費需求也尤為強盛。

2021年底江蘇、廣東電力交易中心公示了2022年電力市場年度交易,其中江蘇省、 廣東省綠電相對基準電價溢價0.072元/kWh、0.061元/kWh。

圖表19:2022年年度交易江蘇、廣東綠電交易溢價超0.06元/kWh 項目單位江蘇廣東 煤電基準價元/MWh 391453 火電 年度交易價元/MWh 466.78497.04 年度成交量億kWh 2529.42541.64 相對基準價溢價元/MWh 75.7844.04 浮動比例% 19.38% 9.72% 綠電 年度交易價元/MWh 462.88513.89 年度成交量億kWh 9.246.79 相對基準價溢價元/MWh 71.8860.89 基準溢價比例% 18.38% 13.44% 相對火電溢價元/MWh -3.916.85 來源:江蘇省、廣東省電力交易中心,國聯證券研究所 2022年2月25日,由南方區域(廣東、廣西、云南、貴州、海南)各電力交 易機構聯合編制的《南方區域綠色電力交易規則(試行)》明確指出: 綠電交易的售電主體主要是符合綠證發放條件的風電、光伏等發電企業,根據需 要,范圍可逐步擴大到符合條件的水電。

綠色電力價格由電能量價格和環境溢價組成,交易價格通過市場化方式形成。

按照保障收益的原則,參考綠色電力供需情況,合理設置綠色電力交易價格的上、 下限。

我們認為上限應為基準價上浮20%,下限為綠證溢價0.05元/度加上市場 化火電價格。

綠色電力在交易組織、執行和結算方面的優先地位。

綠電直接交易安排在其他電 力中長期交易之前組織開展,交易結算按照“月結年清”的原則優先于其他發電 計劃和市場化交易結算,這意味著供需緊張時期,綠電溢價更容易產生。

3.5.新能源建設是十四五規劃投資主線 國家發展改革委、國家能源局明確了第一批約1億千瓦大型風電光伏基地項目 50個,總規模97.05GW。

截至2021年底,第一批大型風電光伏基地項目已開工約 75GW,其余項目將在2022年一季度開工。

第二批新能源大基地項目已在2021年12月15日上報,國家能源局印發《以沙 漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地規劃布局方案》,到2030年共規劃           16請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 新建風光大基地455GW,其中沙漠基地284GW,采煤沉陷區37GW,其他沙漠和 隔壁基地134GW,規劃十四五建設200GW,十五五建設255GW。

2022年政府工 作報告中也明確提出要加快推進風光大基地建設,這些大型基地項目將是新基建最具 確定性的投資方向。

各電力央企集團是新能源建設的主力軍,華能、華電、大唐、國家能源集團十 四五期間規劃新增新能源裝機均超70GW。

圖表20:各發電集團及旗下上市公司新能源十四五規劃 集團集團十四五規劃上市公司 2020 備注 風電光伏 新能源 合計 總裝機 容量 新能源 占比 華能集團 新增新能源裝機 0.8-1億千瓦,投資 額約為7000億元 華能國際813.46251.201064.6611335.709.39%每年新能源新增800萬千瓦 內蒙華電138.107.00145.11285.1011.29%十四五合計新增新能源裝機1000萬千瓦 華能水電13.5010.0023.52318.381.01%瀾滄江流域新增新能源裝機1000萬千瓦 華電集團 新增新能源裝機 7500萬千瓦 華電國際 05844.800.00%到十四五末清潔能源裝機占比提高20%左右 金山股份46.930.9547.88567.888.43% 黔源電力0.000.000323.050.00%已簽約水光一體化基地光伏500萬千瓦 大唐集團 新增新能源裝機 7000萬千瓦 大唐發電463.31158.39621.76827.819.11%十四五新增能源裝機新增大于3000萬千瓦 華銀電力36.5510.0046.55584.557.96% 大唐新能源1117.11105.301222.411222.9599.96%十四五末新能源裝機達到4000萬千瓦左右 桂冠電力32.15 32.151187.912.71% 國電投 2025年光伏累計裝 機達8000萬千瓦 中國電力199.05338.91537.964991.3610.78% 2025年底清潔裝機占比90%,預計新增5000 萬千瓦新能源 吉電股份252.10330.90583912.9663.86%十四五末,清潔能源比例達到90%以上 上海電力293.90289.77583.671676.2934.82% 國家能源 集團 新增新能源裝機 7000-8000萬千瓦 國電電力633.1121.20654.318799.197.44%新增新能源裝機不少于1400萬千瓦 長源電力19.30 19.3380.465.07% 龍源電力2230.30 2230.32468.1090.37%十四五期間新能源裝機新增3000萬千瓦 中廣核 每年新增300萬千 瓦,預計2025在運 裝機突破4000萬千瓦 中廣核新能源 296.11108.86404.97755.0653.63%每年新增100萬千瓦以上 華潤集團 新增40GW可再生能 源裝機,預計2025 年底可再生能源裝 機占比超過50%。

華潤電力1039.6056.201095.84336.5025.27%新增40GW可再生能源裝機 國家開發 投資集團 國投電力213.95103.20317.153182.689.96% 三峽集團 2023年碳達峰,2040 年碳中和。

“十四 五”計劃新能源裝 機7000-8000萬千瓦 三峽能源689.88477.141167.021189.8098.09%每年新增500萬千瓦以上新能源裝機 長江電力 04559.500.00%金沙江下游每年1500萬千瓦水風光項目 中節能 節能風電315.97 315.97315.97100.00% 太陽能 424424424100.00%到2025年末力爭光伏累計裝機2000萬千瓦 中核集團 中國核電175.69349.3524.992664.0919.71%每年新增500萬千瓦新能源           17請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 來源:各發電集團官網,公司年報,國聯證券研究所 電力上市公司十四五期間新能源裝機平均增長空間超340%,低基數、高成長性 使得新能源成為傳統電力運營商實現轉型和保持增長的最重要推動力,新能源裝機為 運營商不斷注入成長性。

圖表21:各電力央企上市公司十四五新能源裝機規劃(單位:萬千瓦) 來源:公司年報,北極星電力網,國聯證券研究所整理 注:中國電力裝機為權益裝機數據,增速相對偏大 為實現新能源裝機規模的不斷增長,運營商需保持在健康財務狀況下的高強度的 資本開支,我們對綠電運營商財務狀況進行了橫向對比,央企運營商普遍擁有更強的 資本開支能力,這個優勢將在未來新能源建設加速下,拉開與民企之間的差距。

537.96 2230.3 1095.81064.66 1222.411167.02 621.7524.99654.31424 0145.123.5 404.97 0 5537.96 5230.35095.85064.66 4122.41 3667.023621.7 3024.99 2054.312024 1500 1145.11023.5904.97 500 929.44% 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% 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 20202021H12025十四五期間新能源增長空間           18請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 圖表22:綠電運營商上市公司估值及財務情況(億元) 分類簡稱 歸母凈利潤(億元) PE 未來三年預測值 最新 市凈 率PB 2020年 資本開支 21H1 固定 資產 21H1 在建 工程 21H1 資產 負債率 最新 市值 2020 年底 股息率 分紅 在凈 利潤 占比 21E 22E 23E 2021E 2022E 2023E 電力央企 華能國際-5782.1107.9 -51.416.111.41.71426.72451.9493.068% 971.83.0% 43.4% 大唐發電 1.26166.31879.3160.268% 399.12.7% 37.1% 國電電力25.830.935.1 1.03140.32412.4219.965% 478.02.2% 27.1% 國投電力47.063.569.215.812.011.11.58101.91315.3591.966% 742.42.8% 35.4% 電力央 企新能 源開發 平臺 三峽能源54.776.793.937.626.722.22.94254.6806.7343.961% 19400.00% 0.00% 吉電股份7.711.915.027.420.116.02.00105.7415.643.976% 213.50.00% 0.00% 上海電力-6.526.633.541.711.89.51.66145.2706.0178.874% 274.01.8% 32.4% 中國核電85.2107.9119.817.313.011.91.86239.32528.4642.270% 12692.2% 37.9% 非電力 央企與 地方國企 太陽能15.420.127.419.414.810.91.9914.9259.90.264% 274.21.5% 36.3% 節能風電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% 中閩能源7.49.111.920.216.413.13.168.866.210.362% 149.40.00% 0.00% 江蘇新能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% 民營企業 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% 來源:Wind,公司公告,國聯證券研究所整理 注:表中歸母凈利潤、PE、PB均為2022年3月9日數據 3.6.碳減排工具進一步降低綠電貸款成本 當前我國運營商部分超長期貸款(接近五年或五年以上)的利率水平在5%-6.5% 之間,略高于央行公布的五年期LPR利率3.75%和五年期貸款基準利率4.9%。

圖表23:部分運營商長期貸款和債券情況(單位:億元) 類型名稱利率長期借款余額備注 長期借款 三峽能源2.30%-5.15% 690.96 上海電力2.03%-6.11% 38.96 國電電力2.01%-5.42% 1309.35 華能國際0.75%-6.55% 1120.77 華電國際0.75%-5.64% 644.03 福能股份3.00%-4.90% 72.46 吉電股份3.15%-5.50% 226.25 江蘇新能4.20%-4.90% 28.57 綠色債券 中節能風電 4.83% 3 G17風電1 4.90% 7 G18風電2 太陽能4.20% 519太陽G1 公司債券晶科科技 7.00% 221晶電01 4.19% 620晶電01           19請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 央行基準 利率 一年以內4.35% - 一至五年4.75% - 五年以上4.90% - 來源:各運營商公告,中國人民銀行,國聯證券研究所 注:三峽能源為2021年中報數據 2021年11月8日,人民銀行宣布推出碳減排工具這一結構性貨幣政策工具,完 成對可再生能源行業的定向降準,對金融機構向碳減排重點領域內相關企業發放的符 合條件的碳減排貸款,按貸款本金的60%提供資金支持,利率為1.75%。

碳減排支 持工具是再貸款的一種,與支小再貸款和PSL相類似,定向降低了相關綠色貸款的 利率,同時綠色貸款中存在的利差提高了銀行向運營商貸款的意愿。

兼具“寬信用”和“寬貨幣”,未來新能源運營商電站開發貸款難度和利率進一 步降低。

根據主要銀行碳減排貸款發放數據統計,自碳減排工具實施以來,總貸款金 額達2212億元,加權平均利率4.0%。

運營商長期借款中超4%利率借款部分擁有了 替代選項,實實在在地減少了運營商的貸款成本。

以三峽能源為例,公司測算如果以浮動利率計算的借款利率下降50個基點,而 其他因素保持不變,公司的凈利潤會增加約2.6億元。

圖表24:我國主要銀行2021年碳減排貸款情況(單位:億元) 銀行名稱支出項目數貸款金額加權平均利率 中國建設銀行402496.443.91% 中國農業銀行523348.213.97% 中國工商銀行333294.334.04% 中國銀行247261.893.90% 國家開發銀行162242.674.03% 中國郵儲銀行196205.464.19% 浦發銀行77146.664.06% 招商銀行6966.744.20% 中國進出口銀行3452.004.03% 興業銀行2935.593.89% 交通銀行9333.454.27% 中國農業發展銀行4328.644.10% 合計22082212.084.00% 來源:各銀行官網,國聯證券研究所 3.7.補貼拖欠不會再惡化基本面 根據財政部印發的《可再生能源電價附加有關會計處理規定》,可再生能源電價 補貼款計入“主營業務收入”和“應收賬款”項目,即未發放的補貼款也被計入每年 的業績當中。

對于純新能源運營商來說,其應收補貼款占應收賬款比例的90%以上, 其中部分運營商累計應收補貼額甚至超過其2020年全年的營業收入。

存量風電、光伏項目拖欠補貼或達4000億,對擁有大量存量電站的運營商財務 狀況產生了強烈沖擊。

如果當前補貼款全額發放,將可以實現以下效果:           20請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 項目IRR提高:成本回收期的變短直接推動了項目IRR的提高。

現金流向好轉:新能源電站運營產生的額外補貼疊加基準上網收益能夠覆蓋電站 的運維費用,同時能夠抹去運營商的應收賬款減值風險,新能源運營商充分釋放 業績增長性。

補貼作為新項目資本金加速開發力度:按照單個項目開發資本金占比30%,單 個項目杠桿率可達3倍以上,4000億補貼款能夠撬動1.2萬億的項目投資,按 照當前光伏4元/W、風電6元/W建設成本的中位數5元/W進行計算,可以支 持240GW風光項目建設。

即使補貼款仍然維續延遲發放,綠電運營商能夠通過將應收賬款委托給集團中的 財務或信托公司發行債務融資工具,或者通過ABS、綠色債券收回部分現金流,甚 至可以通過出讓補貼回收權用以支撐新項目的開發。

未來補貼問題的解決是必然,新 建平價項目不存在新的補貼拖欠,在補貼問題上運營商不存在風險敞口繼續擴大的 問題。

圖表25:我國部分新能源運營商應收補貼情況(單位:億元) 市場 簡稱應收補貼營業收入應收賬款 應收補貼占 營收比例 應收補貼 占應收賬 款比例 A股 華能國際118.801694.39330.257% 36% 三峽能源154.02113.15160.44136% 96% 上海電力94.34242.03131.3739% 72% 太陽能41.7053.0596.7879% 43% 節能風電40.3026.6744.74151% 90% 福能股份17.8395.5728.0919% 63% 中閩能源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 華潤電力131.40577.65216.4123% 61% 中國電力12.72284.2886.364% 15% 大唐新能源110.0093.72154.37117% 71% 龍源電力229.00286.67251.9380% 91% 中廣核新能源27.3174.8039.9537% 68% 協鑫新能源29.7749.3531.3260% 95% 信義能源35.0914.4536.02243% 97% 來源:Wind,公司中報,國聯證券研究所 注:應收補貼數據為2021年中報數據(大唐新能源為2020年),營業收入、應收賬款為2020年數據 4.推薦標的:中國核電、太陽能 在當期宏觀背景和行業中觀發展趨勢下,我們認為綠電運營商具有較強投資價值, 能夠體現較強的絕對收益價值。

我們看好正在向綜合綠電運營商快速轉型的中國核電, 以及純正的光伏運營商太陽能。

新基建是2022年主要投資方向。

穩增長背景下,1月社融大幅增長,新能源作           21請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 為新基建重要方向獲得資金支撐。

融資成本下降。

央行在2021年11月推出碳減排支持工具,按貸款本金60%支 持,1年期利率1.75%已經開始實施。

受市場交易風格變化沖擊較弱。

強加息預期下,納指下跌,對成長股估值體系產 生沖擊,過去兩年賽道基金大量發行,部分新能源標的基金持倉已處于高位,綠 電運營商持倉比例較低,受交易風格變化影響較小。

供給釋放推進成本端持續優化。

硅料產能陸續釋放,風電大型化持續推進,疊加 各環節積極擴產,供給緊張狀況緩解,產業鏈利潤將向下游傳遞,光伏、風電成 本下降,運營商成本端持續優化。

收入端支撐力度強,進入電價上漲周期。

上網電價對標火電電價,邊際上由煤價 決定電價水平,能耗雙控下煤價處于高位較難下降,電力需求保持旺盛,尤其是 綠電需求,支撐交易電價上行。

4.1.中國核電:加速向綜合綠電運營商轉型 中國核電是國內核電領域龍頭公司,擁有控股機組24臺,核電裝機容量22.5GW。

并且快速推進風電、光伏項目開發,已擁有新能源裝機8.9GW,其中風電2.6GW、 光伏6.3GW。

公司保持著優異的經營能力和穩定的盈利能力,并正在從單一核電運 營商,向綜合綠電運營商快速轉型。

第三代核電機組持續投入商運,營收、利潤雙增長。

2021年前三季度,公司實 現營收461.21億元,同比增長21.70%;實現歸母凈利潤65.07億元,同比大 幅增長29.73%。

毛利率穩中有進,凈利率走出低谷持續回升。

受益于老機組折舊持續減少和市場 化電價上調,公司毛利率從2016年的41%穩步上升至2021年前三季度的 44.78%。

隨著公司老舊項目貸款趨近到期,財務費用在2019年見頂后回落, 推動公司凈利率從2019年的18.25%觸底反彈至2021年前三季度的24.94%。

公司鈾燃料有國內鈾礦、國外鈾礦、國際現貨等多個來源、用長期協議確保燃料 供應,燃料成本幾乎不受國際鈾價波動影響。

累計200堆年的運行管理實踐,費用率下降趨勢明顯。

2021年前三季度公司管 理費用率下降至3.09%,為歷史最低值。

銷售費用不是公司重要開支,占比小于 圖表26:2015-2021年前三季度營業收入及增速 圖表27:2015-2021年前三季度歸母凈利潤及增速 來源:Wind,公司年報,國聯證券研究所 來源:Wind,公司年報,國聯證券研究所 300.09 335.90 393.05 460.67 522.76 461.21 0% 5% 10% 15% 20% 25% 0 100 200 300 400 500 600 營業收入(億元) YoY(%) 44.8944.9847.3746.13 59.95 65.07 -5% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 0 10 20 30 40 50 60 70 歸母凈利潤(億元) YoY(%)           22請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 0.2%。

2021年前三季度公司研發費用率達1.72%,公司在第四代核電機組(高 溫氣冷堆)上有著豐富的技術儲備和項目資源。

機組運營水平和效率處于全球領先水平。

2021年公司核電機組利用小時數達 7871小時,同比增加250小時,接近火電機組利用小時數的兩倍。

2021年19 臺機組WANO綜合指數滿分,WANO綜合指數平均值高達98.92,公司核電機 組管理水平、運行效率達到全球第一。

連續六年保持每股派息適度增長并將延續下去。

上市以來,公司每年億現金分紅 分配的利潤均占當年可分配利潤的37%以上,2020年股息率為2.2%。

公司仍 將保持分紅不低于30%的目標,并隨著盈利能力的不斷提升,股息率有望得到 持續增長。

圖表32:2015-2020年公司每股現金分紅和比例(單位:元/股) 圖表28:2015-2021年前三季度公司盈利能力情況 圖表29:公司控費效果明顯,加大研發投入 來源:Wind,公司年報,國聯證券研究所 來源:Wind,公司年報,國聯證券研究所 圖表30:中國核電WANO指數和滿分機組數量 圖表31:公司核電機組利用小時數創新高 來源:Wano,公司年報,國聯證券研究所 來源:公司年報,國聯證券研究所 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% 銷售毛利率(%)銷售凈利率(%) 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% 銷售費用率(%)研發費用率(%) 管理費用率(%) 93.88 4 95.17 9 97.29 15 98.92 19 0 20 40 60 80 100 120 WANO綜合指數平均值WANO綜合指數滿分機組數量 2018201920202021 74617441 7134 7621 7871 6,600 6,800 7,000 7,200 7,400 7,600 7,800 8,000 20172018201920202021 利用小時數           23請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 來源:Wind,公司年報,國聯證券研究所 我們認為公司發展邏輯正在發生變化,相對于市場對公司的傳統認知,擁有比較 大的預期差,主要體現在公司盈利能力的快速提升、業務的全面拓展,以及向綜合 綠電運營商轉型帶來的估值體系重構。

煤炭價格強支撐和電力需求偏緊共振,市場電溢價提振公司凈利潤。

根據浙江 發改委2022年浙江省電力市場化交易方案,秦山一期、二期、三期和方家山核 電站全年市場化交易電量占其年發電量的50%、50%、40%和50%,三門核電 站則為10%。

根據2022年江蘇、福建電價市場化交易政策,2022年公司電力 市場化交易占比有望突破50%,核電上網電價將跟隨火電上漲,為公司增厚利潤。

圖表33:公司市場化交易電量及比例(單位:億kWh) 來源:公司年報,國聯證券研究所 敏捷端業務將成為公司第三增長點。

公司正在積極布局多個方向,通過投資開展 先進光伏電池、儲能、氫燃料電池等業務,將國內高新技術轉換成為產業公司切 入高端制造行業。

公司核電機組存在供汽改造的潛力,供汽、供暖業務將帶來額外收益。

2月23 日國內首個核能供汽工程在江蘇田灣核電開工,預計2023年底投產供汽,可以 每年供480萬噸蒸汽至連云港石化產業基地使用。

2021年底,公司在浙江海鹽 依靠秦山核電機組開展南方核能供暖。

供汽、供暖業務拓展核能應用領域,并有 0.090 0.100 0.112 0.120 0.122 0.130 35% 36% 37% 38% 39% 40% 41% 42% 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12 0.14 201520162017201820192020 年度每股派息金額分紅占歸母凈利潤比例 286.31 428.23 511.84 1099.12 1270.27 1380.97 26.05% 33.71% 37.06% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 2018年2019年2020年 市場化交易電量總上網電量市場化交易占比           24請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 望帶來發電之外的經濟收益。

圖表34:2021年公司核電機組高效運行省份 狀態機組機型 裝機容量 (MWe) 開工時間 投入商運時間 2020年 電價 (元/ 度) 2021年 利用率 2021 年運 營月數浙江 運行方家山1號機組M310+ 10892008/12/262014/12/150.415399.87% 12 運行方家山2號機組M310+ 10892009/7/172015/2/120.415388.14% 11 運行秦山二期1號機組CNP6506501996/1/22002/4/150.399892.15% 11 運行秦山二期2號機組CNP6506501997/4/12004/5/30.399899.91% 12 運行秦山二期3號機組CNP6506602006/4/282010/10/50.415388.18% 11 運行秦山二期4號機組CNP6506602007/1/282011/12/300.415389.13% 11 運行秦山三期1號機組Candu 67281998/6/82002/9/210.448189.52% 11 運行秦山三期2號機組Candu 67281998/9/252003/7/240.448198.61% 12 運行秦山一期CNP3003301985/3/201994/4/10.405690.72% 11 運行三門1號機組AP100012512009/4/92018/9/210.420393.94% 11 運行三門2號機組AP100012512009/12/152018/11/50.420391.54% 11 江蘇 運行田灣1號機組VVER-100010601999/10/202007/5/170.439090.13% 11 運行田灣2號機組VVER-100010602000/9/202007/8/160.439093.50% 11 運行田灣3號機組VVER-100011262012/12/272018/2/150.391093.38% 11 運行田灣4號機組WWER100011262013/9/272018/12/220.391095.87% 12 運行田灣5號機組M310+ 11182015/12/272020/9/80.391085.95% 11 運行田灣6號機組M310+ 11182016/8/52021/6/20.391040.00% 5 在建田灣7號機組VVER-1200/V49112742021/5/192026年0.3910 核準田灣8號機組VVER-1200/V49112742022年2027年0.3910 海南 運行昌江1號機組CNP6506502010/4/252015/12/250.415392.71% 11 運行昌江2號機組CNP6506502010/11/212016/8/120.415392.03% 11 在建昌江小型堆示范項目玲龍一號ACP1001252021/7/132026年0.4153 福建 運行福清1號機組M310+ 10892008/11/212014/11/220.415392.54% 11 運行福清2號機組M310+ 10892009/6/172015/10/160.391688.15% 11 運行福清3號機組M310+ 10892010/12/312016/10/240.359090.99% 11 運行福清4號機組M310+ 10892012/11/172017/9/170.377990.00% 12 運行福清5號機組華龍一號HPR100011612015/5/72021/1/290.380060.00% 9 在建福清6號機組華龍一號HPR100011502015/12/222022年0.3800 在建漳州1號機組華龍一號HPR100011262019/10/162024年0.3800 在建漳州2號機組華龍一號HPR100011262020/9/62025年0.3800 遼寧 在建徐大堡3號機組VVER-1200/V49112742021/7/282026年0.4300 核準徐大堡4號機組VVER-1200/V49112742022年2027年0.4300 來源:中國核能行業協會,國聯證券研究所 DCF估值體系改變為PE估值。

根據中國關于核能發展的十四五規劃,2021-2025 年原則上每年新增在建機組為6-8臺,核電增長性透明且可預測。

但公司緊跟碳 中和政策,規劃到2025年底新能源裝機量達到30GW(平均每年5GW),公司 凈利潤擁有預期之外的成長性。

          25請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 圖表35:2021年公司核電機組高效運行 核電+新能源業務 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 裝機量(GW) 核電 22.5 23.7 24.3 24.8 26.0 新能源 8.9 15.0 20.0 25.0 30.3 風電 2.6 4.5 5.9 7.4 9.0 光伏 6.2 10.5 14.1 17.6 21.3 發電量(億kWh) 1807.6 2055.0 2187.0 2273.3 2441.5 核電 1712.5 1890.6 1962.2 1985.2 2084.4 新能源 95.1 164.4 224.9 288.1 357.1 電力交易參數 核電 市場化交易占比(%) 37% 45% 50% 55% 60% 市場化交易電價浮動(%) -30% 0% 5% 10% 15% 新能源 綠電交易占比(%) 30% 35% 40% 45% 50% 綠電交易溢價(%) 0% 15% 20% 20% 20% 售電量(億kWh) 1686.9 1920.2 2046.1 2129.4 2289.3 核電 1593.9 1759.6 1826.4 1847.9 1940.4 新能源 92.9 160.6 219.6 281.5 348.9 營業收入(億元) 633.9 798.6 868.0 924.5 1017.4 核電 578.4 714.6 758.5 789.3 854.0 新能源 55.5 84.0 109.6 135.2 163.4 毛利率(%) 42.5% 43.9% 44.4% 44.8% 45.2% 核電 40.8% 42.0% 42.2% 42.2% 42.4% 新能源 60.2% 59.9% 59.9% 59.9% 59.9% 毛利潤(億元) 269.5 350.7 385.6 414.3 460.0 核電 236.1 300.3 320.0 333.4 362.1 新能源 33.4 50.4 65.6 81.0 97.9 來源:國聯證券研究所測算 經我們測算,公司2021-2023年新能源裝機量預計分別為8.9/15.0/20.0GW, 成為公司新的業務增長點。

我們預計公司2021-2023年營收分別為 633.9/798.6/858.3億,歸母凈利潤分別為80.9/107.9/118.4億元,對應PE分別為 17.3/13.0/11.9倍。

運用絕對估值法,假設無風險利率Rf=2.85%,市場預期回報率Rm=8%, WACC=4.89%,計算得到每股價值10.5元/股。

公司是當前市場風格的優選,考慮公司核電及新能源業務強綠電屬性,可以享受 比同行更高估值,我們給予公司22年18倍PE,目標價10.8元,給予其“買入評 級”。

          26請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 圖表36:中國核電可比公司估值表 公司EPS(元)三年 CAGR PE(X) 2022PEG 簡稱20202021E 2022E 2023E 2021E 2022E 2023E 華能國際0.29 -0.410.50.6732.20% -22.0117.9213.430.08 華電國際0.42 -0.120.480.6213.86% -35.308.526.610.02 中國廣核0.190.220.240.259.58% 13.7112.5512.041.33 長江電力1.161.151.221.33.87% 20.6919.4518.393.16 三峽能源0.180.190.270.3322.39% 35.6425.7320.950.66 平均值16.38% 2.5516.8314.281.05 中國核電0.330.450.600.6625.99% 17.3113.0111.850.49 來源:Wind,國聯證券研究所預測,股價取為2022年3月9日收盤價 注:除中國核電外其余公司盈利預測均參考Wind一致預期 圖表37:中國核電絕對估值表 估值假設數值 FCFE估值現金流折現值 無風險利率Rf 2.85% 第一階段(億元) 12.74 市場預期回報率Rm 8.00% 第二階段(億元) 175.72 第二階段年數4 第三階段(億元) 1853.59 第二階段增長率15.00% 總股權價值(億元) 2042.05 永續增長率5.00% 減:少數股東權益460.27 有效稅率Tx 4.49% 股權價值(億元) 1581.77 β系數0.9234 除:總股本(億股) 179.77 稅后債務資本成本Kd 2.85% 每股價值(元) 10.5 債務資本比重Wd 57.00% 股權資本成本Ke 0.076 來源:wind,國聯證券研究所預測,股價取為2022年3月9日收盤價 4.2.太陽能:光伏運維龍頭企業 公司從事太陽能光伏電站的投資運營和太陽能電池組件的制造生產,是中國節能 環保集團控股的上市公司。

公司自15年借殼上市后穩健推進光伏電站的建設和并購, 持有超4GW的光伏電站,持有規模和毛利率居光伏行業前列。

業績持續穩定增長, 盈利能力強,2015-2020年,公司歸母凈利潤五年CAGR為16.81%。

          27請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 平價上網帶動終端需求,碳排放權促進綠電交易:在全球各大經濟體碳中和政 策及平價上網的發展趨勢下,光伏行業迎來新的增長階段。

中國光伏行業協會預計 2021-2025年全球光伏新增裝機量將達到1050~1295GW,2021-2025年中國新增裝 機量達到355~440GW。

十四五期間全球裝機量與十三五期間相比將增長 100.76%~147.61%,將帶動終端光伏電站建設,預計2022年全球光伏新增裝機將 達到200GW以上,國內新增裝機將達到75GW以上。

碳排放權交易的深入推進也 將提升綠電企業的收益。

假如公司光伏電站全部參與碳排放權交易,出售CCER每 年收益可達3.1億元。

圖表40:光伏發電CCER計算 發電類型存量裝機(GW)平均利用小時數年發電量(MWh) 光伏4.3114006034000 排放因子 (tCO2/MWh) 減排量 (萬tCO2) 平均碳交易價格 (元/噸) 總碳交易價值(億元) 0.7967480.763.63.1 來源:《中國光伏產業清潔生產研究報告》,國聯證券研究所整理 規劃年均3GW光伏電站投資建設,大幅擴建光伏組件產能:公司持續推進光伏 電站的高質量投資建設和收購,推進光伏電池組件的產能建設。

目前公司擁有 5.19GW的光伏電站及1.2GW高效單晶電池和2GW高功率組件的產能。

我們認為 公司2025年末可實現光伏電站累計裝機規模20GW,及20GW高效電池,4.5GW 高功率組件產能的擴建,運營及生產規模不斷擴大提升公司發展空間。

圖表38:2016-2021H1公司營收情況(單位:億元) 圖表39:2016-2021H1歸母凈利情況(單位:億元) 來源:Wind,公司年報,國聯證券研究所 來源:Wind,公司年報,國聯證券研究所 -10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 0 10 20 30 40 50 60 201620172018201920202021H1 營業收入同比增長(右軸) 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 0 2 4 6 8 10 12 201620172018201920202021H1 歸母凈利潤同比增長(右軸)           28請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 圖表41:公司各電站運營大區和項目公司電站裝機規模(單位:MW) 來源:公司公告,國聯證券研究所 “十四五”期間公司在2025年末力爭實現光伏電站累計裝機20GW。

根據行 業發展情況,我們預測2021-2023年公司光伏發電裝機量年均3GW,光伏電池及 組件產能擴建,增速分別為12.10%、37.50%和54.54%。

考慮到光伏行業實際情 況,我們假設2021-2023年公司光伏發電業務毛利率保持穩定。

圖表42:公司營業收入預測(單位:百萬元) 業務2018A 2019A 2020A 2021E 2022E 2023E 光伏發電 營業收入3108.973721.334055.945472.27 6263.02 7667.19 YOY 19.70% 8.99% 34.92% 14.45% 22.42% 毛利率63.86% 63.68% 64.15% 64.15% 64.15% 64.15% 光伏產品 營業收入1904.481268.591226.721375.15 1890.84 2922.10 YOY -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% 其他業務 營業收入23.5221.1722.3411.1711.73 12.31 YOY -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% 總營業收入5036.975011.0953056858.60 8165.58 10601.60 同比增長 -0.51% 5.87% 29.29% 19.06% 29.83% 營業成本3071.33 2600.94 2736.35 3388.28 4201.19 5660.24 營業毛利1965.64 2410.15 2568.65 3470.31 3964.39 4941.36 綜合毛利率39.11% 48.10% 48.42% 50.59% 48.55% 46.61% 來源:國聯證券研究所測算 我們預計公司2021-2023年營業收入分別為68.59/81.66/106.02億元,同比 增長29.29%/19.06%/29.83%,歸屬母公司凈利潤分別為15.40億元、20.13億元 和27.43億元,同比增長49.78%/30.73%/36.27%,EPS分別為0.51/0.67/0.91 732 669 480 1047 1284 367 100 63 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 西中區西北區新疆區華北區華東區華中區華南區鎮江公司           29請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業深度研究 元/股,三年CAGR為38.84%,對應PE分別為19.4x/14.8x/10.9x。

圖表43:公司盈利預測與估值表(單位:百萬元) 2019A 2020A 2021E 2022E 2023E 營業收入(百萬元) 5011.15305.06858.68165.610601.6 增長率-0.51% 5.87% 29.29% 19.06% 29.83% 歸母凈利(百萬元) 910.8 1,028.0 1,539.7 2,012.9 2,743.0 增長率5.65% 12.86% 49.78% 30.73% 36.27% EPS(元/股) 0.30 0.34 0.51 0.67 0.91 市盈率(P/E) 32.7 28.9 19.4 14.8 10.9 市凈率(P/B) 2.2 2.1 2.0 1.3 1.2 來源:wind,國聯證券研究所預測,股價取為2022年3月9日收盤價 我們選取同樣是光伏行業并且擁有光伏電站業務的上市公司金開新能、晶科科 技和信義能源作為可比公司。

公司是光伏電站運維及光伏發電龍頭企業,受益行業 發展和碳排放權交易市場的快速推進,參考可比公司PE及PEG,給予公司2022 年19倍PE估值,對應股價為12.73元,首次覆蓋,給予“買入”評級。

圖表44:太陽能可比公司估值表 公司EPS(元)三年 CAGR PE(X) 2022PEG 簡稱20202021E 2022E 2023E 2021E 2022E 2023E 金開新能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 信義能源0.130.180.20.2219.17% 22.5019.8517.651.04 平均值66.63% 34 1915 0.61 太陽能0.340.510.670.9138.84% 19.414.810.90.36 來源:wind,國聯證券研究所預測,股價取為2022年3月9日收盤價 注:除太陽能外其余公司盈利預測均參考Wind一致預期 5.風險提示 新能源政策發生較大變化:當前中國經濟發展面臨降速風險,穩增長政策或減慢 新能源發展進程。

電力市場化交易改革不及預期:當前電力市場化交易產生的電價上浮能夠讓火電 企業處于盈虧平衡,若市場化電量占比較低,電力運營商無法正常受益。

硅料價格維持高位:組件價格高企直接影響運營商的光伏電站項目收益率,減緩 電力運營商的轉型進度和裝機節奏。

2022年全年電力供大于求:2022年我國外貿出口面臨國外產能恢復的巨大考驗, 作為用電第一大部門的工業用電量增速或不及預期,導致市場化電價下行。

          30請務必閱讀報告末頁的重要聲明 分析師聲明 本報告署名分析師在此聲明:我們具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格或相當的專業勝任能力,本報告所表述的所有觀點均準確地反映了我們 對標的證券和發行人的個人看法。

我們所得報酬的任何部分不曾與,不與,也將不會與本報告中的具體投資建議或觀點有直接或間接聯系。

評級說明 投資建議的評級標準 評級說明 報告中投資建議所涉及的評級分為股票評級和行業評 級(另有說明的除外)。

評級標準為報告發布日后6 到12個月內的相對市場表現,也即:以報告發布日后 的6到12個月內的公司股價(或行業指數)相對同期 相關證券市場代表性指數的漲跌幅作為基準。

其中:A 股市場以滬深300指數為基準,新三板市場以三板成 指(針對協議轉讓標的)或三板做市指數(針對做市 轉讓標的)為基準;香港市場以摩根士丹利中國指數 為基準;美國市場以納斯達克綜合指數或標普500指 數為基準;韓國市場以柯斯達克指數或韓國綜合股價 指數為基準。

股票評級 買入相對同期相關證券市場代表指數漲幅20%以上 增持相對同期相關證券市場代表指數漲幅介于5%~20%之間 持有相對同期相關證券市場代表指數漲幅介于-10%~5%之間 賣出相對同期相關證券市場代表指數跌幅10%以上 行業評級 強于大市相對同期相關證券市場代表指數漲幅10%以上 中性相對同期相關證券市場代表指數漲幅介于-10%~10%之間 弱于大市相對同期相關證券市場代表指數跌幅10%以上 一般聲明 除非另有規定,本報告中的所有材料版權均屬國聯證券股份有限公司(已獲中國證監會許可的證券投資咨詢業務資格)及其附屬機構(以下統稱“國聯證券”)。

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該等信 息、意見并未考慮到獲取本報告人員的具體投資目的、財務狀況以及特定需求,在任何時候均不構成對任何人的個人推薦。

客戶應當對本報告中的信息和意 見進行獨立評估,并應同時考量各自的投資目的、財務狀況和特定需求,必要時就法律、商業、財務、稅收等方面咨詢專家的意見。

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