【国金证券】以大代小焕新生，风电龙头强者恒强.pdf

2023-06-19

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一、龙源电力：风电运营行业龙头，成长稳健、路线清晰

1.1 国能集团新能源电力上市平台，全球最大风电运营商装机规模持续拓展

国家能源集团旗下以开发运营新能源为主的综合性发电公司，深耕行业二十余载。公司成立于 1993 年，最初隶属国家能源部，1999 年将主要业务转向风力发电业务，2009 年于香港主板上市。在历经电力部、国家电力公司、中国国电集团后，于 2017 年划归国家能源集团，并于 2022 年登录深交所主板实现“A+H”两地上市。

全球最大风电运营商，兼有光伏、生物质、潮汐、地热和火电等电源项目。公司根据我国风力资源特点制定了“海陆统筹、南北共进”的策略：以东北、内蒙古、东南沿海、甘肃、新疆、河北六大资源优势地区和负荷中心地带作为风电开发主战场、逐步向全国乃至世界各地拓展。2006-2016年，公司风电装机容量10年复合增速达40.3%，助其自 2015 年起成为世界第一大风电运营商并保持至今。目前公司项目广泛分布于国内 32 个省区市以及加拿大等海外国家，实现了“全国化、海内外”的风电布局。截至 22 年底，风电控股装机容量已突破 26000MW。

1.2 绿电龙头稳步增长、高质发展，清洁能源定位明确

A+H 最大新能源发电上市企业龙头地位稳固，规模、盈利能力领先

装机支撑公司业绩规模并驱动公司营收及业绩高增。1）装机规模在 A 股和 H 股新能源电力上市公司中均位列第一，2018-2022 年公司营收与扣非归母净利润规模行业领先。2）2022 年，公司实现营业收入 398.6 亿元、归母净利润 51.1 亿元，同比分别 +7.2%、-31.1%，低于公司 2016-2021 年营收与归母净利润复合增速（分别为 10.8%、 13.4%）。营收增幅略有下滑主因小风年影响出力。

受火电业务拖累，1Q23 公司总营收同比-5.4%至 98.6 亿元。1Q23 公司火电业务营收同比-39.4%，主因煤炭销售规模收紧和火电调峰频次增加影响发电量。而 23 年以来风资源明显改善，1-4 月风电平均利用小时为866小时、同比增加 88 小时、增幅11.3%， 1Q23 公司风电业务营收有所修复、同比+9.5%。在风电业务冲抵下，公司 1Q23 归母净利润增速回正、同比+7.1%至 24.2 亿元。

从盈利能力看，公司 2022 年毛利率为 34.4%、近年来保持稳定。而随着营收比重较大的风电盈利能力逐年提升，2018-2021 年净利率增长 0.9pct 至 19.5%，2021 年 ROE 也相比 2018 年提升 2.0pct 至 10.2%，且近年来 ROE 在新能源运营行业可比公司中持续维持领先，盈利能力表现亮眼；2022 年受减值计提影响，净利率与 ROE 均有所下滑。

清洁能源属性定位明晰，集团承诺逐步剥离火电资产。公司作为国家能源集团旗下重要绿电上市平台，火电规划“以稳为主”，2008 年以来装机容量一直维持在 1875MW，占比逐年下降至 2022 年底的 6.0%、对应火电板块营收占比降至 10.2%。从业绩方面看，火电业绩受煤价影响较大、因而业绩波动幅度较大，尤其是 2021 年在煤炭成本上升后经营利润下滑幅度达 33.3%，而 2022 年煤价企稳、电价上涨后火电经营利润提升 25.6%；此外，公司火电业务盈利能力远不及风电业务，2022 年风电经营利润率达火电的 11 倍。母公司为避免旗下公司的同业竞争，承诺未来逐步剥离公司火电资产，有望剔除该板块对公司整体业绩的干扰，并进一步强化公司的清洁属性。

现金流与资产结构较为优秀，潜在可控张空间充足。

绿电运营商在规模扩张进程中有两大财务竞争要素：一方面，经营现金流净额越高，说明项目盈利能力越强，资金的自我循环能力和丰沛度越高，进而使得新项目投资的能动性和可持续性越强；另一方面，资产负债率越低，说明财务风险越小，且通过贷款筹措资金进行项目投资的空间越充足。

公司绿电项目规模大、盈利能力强，2018 年以来经营性现金流净值保持在 120 亿元以上，历年维持在行业领先地位。同时，公司资产结构健康，与同行相比杠杆水平处于较低位；且近年来公司积极通过保理、ABS 等资产证券化方式盘活应收补贴款， 2020-2022 年公司应收账款融资占总应收款的比重均超过 98.5%，在改善资金流的同时有利于降低资产负债率和债务风险，从而不断强化资本结构优势。

二、大型化技改+强项目获取能力打造“内生”+“外延”高增潜力

2.1 “以大代小”拓展存量风电场发电能力，打造“内生”增长力

2.1.1“以大代小”大趋势下，装机内生增量及利用效率增长可期

我国老旧风电场服役寿命到期的容量即将迎来爆发式增长。早期建设的风电场机组面临着单机容量较小、额定风速高、发电能力差、故障率高、安全隐患多、运维成本较高等问题，拖累了风资源利用能力及发电水平；而我国老旧风机服役寿命到期的容量即将大幅增长，据北极星风力发电网数据，预计到 2030 年前后每年将有超过 13000 台容量约 2000 万千瓦风电场面临机组延寿或退役的决策。

“老旧小”风机“以大代小”为目前风机升级的重要途径，创造企业的“内生”增长力。平价时代风电运营压力逐步显现，业主愈加关注存量资产的提质增效;风机“以大代小”对比其他处理方式，可以在一次性核销资产、计提损失的基础上将老旧风机替换成高效优质的大型风机资产，因而实现装机容量和利用效率双维度的电厂效益提升；据北极星风力发电网数据，一座 5 万千瓦的老风电场进行大型化更新后可获得原有 2-3 倍的容量、4-5 倍的发电量。

从风资源利用效率层面看，一方面，大型化装机可以通过增加扫风面积、降低对最低风速的要求来有效提升风机利用小时数；另外，大型化机组可以通过更高的塔架高度捕获更多优质风资源。据 GE 测算，若塔架高度从 100m 增加到 140m，年平均风速将从 5.0m/s 增加到 5.5m/s，某 EN-131/2.2MW 型机组的年等效满发小时数可从 1991h 增加到 2396h、增幅为 20.3%。

国家和地区层面均已出台相应政策支持并推动“以大代小”。国家能源局已于 2021 年 12 月发布《风电场改造升级管理办法》，鼓励并网超过 15 年的风电场开展改造升级和退役；2022 年 1 月发布《能源行业标准计划立项指南》，将风电场改造升级、风电设备循环利用列入能源行业标准计划重点立项方向。此外，部分地区的“十四五” 可再生能源发展规划中明确提出鼓励对单机容量小于 1.5MW 的风力发电机组进行优化改造，宁夏、内蒙、河北等重要风电区也已陆续开启老旧风电场“以大代小”更新试点的建设。

2.1.2 公司“以大代小”优势凸显，预计“十四五”潜在内生装机增量约 9GW

公司布局风电行业较早，待改造项目数量多、且集中于优质资源区或负荷中心，大型化技改后增量空间充足，且消纳保障方面具有一定优势。

一方面，公司早期风机重点布局的东南沿海地区主要包括江苏、浙江、广东、福建等地，多数为我国重要的用电负荷区。其中广东、江苏、浙江三省的全社会用电量近年稳定排名前列，风电布局与城市发展和用电诉求契合度较高，保障了风机大型化技改后更高发电量的消纳。

另一方面，公司早期风电项目多数布局在黑龙江、内蒙古、新疆、福建沿海等风资源优质的地区，2021-2022 年风电利用小时平均值分别高达 2418h、2386h、3186h，显著高于全国风电利用小时均值。因此，公司进行老旧风电场改造、在风资源利用效率上的改善对于发电增量有较大贡献。此外，存量项目配套外送通道完备，在消纳方面不必受制于外送通道建设进度，因而具备一定优势。

公司“以大代小”技改进度属行业前列，有望率先受益于风机大型化带来的优势。在国家能源局政策文件的支持引导下，以公司为首的老牌风电运营企业率先开始布局风机大型化技改示范项目。2021 年 12 月，公司宁夏子公司完成贺兰山第四风电场“以大代小”79.5MW 等容风电技改项目备案手续，成为全国首个取得“以大代小”风电技改备案的项目。截至 2022 年 9 月底，新疆公司达坂城二场、达坂城三场一期和二期、宁夏公司贺兰山风电场、广东公司鹅岭风电场已取得“以大代小”改造项目备案手续，且贺兰山、鹅岭风电场技改项目 2022 年底已完成首台机组并网发电，风机大型化技改规划进程整体处于行业领先地位。

“十四五”期间，公司通过大型化技改可释放的潜在装机内生增量约 9GW。公司目前仍有约 2500 台符合技改条件的老旧装机，且对 1.5GW 及以下的 1797 台装机进行了性能优化审核，由此判断公司技改替换率约 70%-80%；此外，结合现有技改项目规律看，公司技改一般采用“等容建设项目+扩容 1.5-2.5 倍建设项目”结合的方式。公司 2010 年前建成的 6556MW 老旧风电场将于“十四五”期间陆续达到 15 年运行时长（符合大型化技改年限），若公司后续对符合条件的项目均进行一定比例的技改，保守假设按照 72%的技改替换率和 2 倍的扩容增量测算，“十四五”期间公司“以大代小”可带来的潜在装机内生增量约为 9GW。

老旧风电场“以大代小”技改带来减值或影响短期业绩，但长期将充分受益于风机技术进步带来的降本提效。

公司 2022 年“以大代小”示范项目共计提减值 5.9 亿元，对当期净利润造成冲击。考虑到 22 年“以大代小”计提减值的主体为 4 个 2006 年及以前建成投运的老旧风电场技改示范项目、共计约 586.6MW，基于技改替换率 72%的中性假设，测得平均减值计提额约 1.4 元/瓦。

新机组带来的“降本增量提效”将使项目收益能力大幅提升。跟据北极星风力发电网测算数据，一座 5 万千瓦的老风电场进行大型化更新后可获得原有 2-3 倍的容量、4-5 倍的发电量。基于此，假设“以大代小”替换后单瓦利用小时会提升至原来的 1.3-2.5 倍。若将二者作用相互抵消计算减值计提的回本期，可发现中性假设情况下基本 1.6-2.5 年即可实现回本、最多不超过 5.5 年，对公司长期盈利能力起到积极作用。

2.2 背靠集团雄厚实力，高潜力赛道中持续兑现“强者恒强”的“外延”增长逻辑

2.2.1 政策指引能源清洁化，新能源发电行业增长潜力可期

“双碳”目标驱动能源格局转型，绿电利好政策持续推出。

火电长期以来是我国电力系统中的主体电源，2022 年占总发电量的 66.5%。“双碳” 目标提出，预计中国非化石能源消费比重到 2025 年将达到 18.3%、2030 年达到约 25%、2060 年达 80%以上。未来 20-30 年能源清洁化转型大势所趋，风电、光伏等绿色能源占比将显著提升。

近年来，绿电利好政策频出。2020 年，国家提出“十四五”期间风电装机量每年新增不少于 50GW、2025-2030 年每年新增不少于 60GW 的规划目标；2021 年，提出 2030 年风电、太阳能发电总装机容量 12 亿千瓦以上的发展目标，并在新增发电项目、促进并网消纳、产业链建设等方面制定并完善了一系列绿电鼓励政策。此外，央行于 2021 年设立碳减排工具，引导金融机构按照“先贷后借”的方式（经测算机构可赚取约 1.7%的净息差）向碳减排重点领域企业提供碳减排贷款，保障了包括绿电运营商在内的资产密集型绿电企业融资渠道通畅，有效助力其规模持续扩张。

利好政策驱动绿电行业迎来高速成长期。2020-2022 年，我国风电并网装机容量与发电量平均增速分别为 14.1 %、21.3%，风电占全国发电量比重增长 2.1pct 至 8.2%。光伏由于行业起步较晚、目前装机规模尚小，但在政策支出和技术进步的驱动下，未来增速可期。光伏装机规模在 2020-2022 年间的复合增速达 24.7%。在宏观政策的扶持和指引下，绿电行业已步入高速成长的快车道。此外，国家电网大力投资建设特高压线路，截至 2021 年底已建成“15 交 13 直”，协助绿电的调度与消纳。

2.2.1 背靠国家能源集团实力雄厚，新增装机目标高、执行力强

集团给予规划目标和项目资源方面的有力支持，公司“十四五”风光装机增量可观。

公司作为国能集团新能源旗舰上市平台，装机增量规划较高。截至 2021 年底，公司所属国家能源集团清洁能源装机占比仅 28.5%、转型压力较大，“十四五”期间计划新增可再生能源装机 70-80GW，处于同行领先水平。公司作为国能集团新能源旗舰上市平台和转型主力军，承担近 4 成新能源装机增量，对应约 30GW。

背靠“五大”发电集团之一的国能集团，优质绿电项目资源获取能力强。主因：1）公司所属的国家能源集团身为头部发电央企，在政策倾斜、资源获取等方面具有优势。 2）母公司多能互补的装机结构和规模优势保障了其在优质绿电资源获取方面具有强劲实力。2022 年集团获得各省风电、光伏建设指标总量 2147 万千瓦，在六大发电集团中位列第二。背靠集团，公司 2022 年取得开发指标突破 18.4GW，包括集中式开发指标 13.1GW（含风电 4.7GW、光伏 8.4GW）和分布式光伏项目备案 5.2GW。此外，集团除发电业务外还在煤炭、化工、运输三大业务板块有全产业链布局，为公司电力业务的拓展起到支撑和协同作用。

集团计划整合旗下公司业务向专业化迈进，优质新能源资产有望逐步注入。近年来，国能集团开始对旗下公司进行业务重组整合以实现“做大做强专业化”的目标。根据双方签订的《避免同业竞争协议》，集团承诺在公司回 A 上市三年内将存续风力资产陆续注入公司。2021 年，公司以现金支出方式向集团旗下的辽宁电力、陕西电力、广西电力等 8 家新能源子公司购买共计约 2GW 的风电资产，收购资产 22-24 年净利润承诺总额为 7.49、7.48、7.31 亿元，且 22 年超额完成净利润 165.8 万元。目前集团存续风电资产仍有约 20GW，若后续兑现资产注入承诺有望为公司装机增长提供进一步支持。

2.2.3 紧抓海上风电布局发展机遇，打开海上增长空间

我国海上风电发展优势凸显、潜力可观。

根据《中国风电发展路线图 2050》，我国大陆海岸线长达 1.8 万公里，合计可利用海域面积 400 多万平方千米；中国风能协会评估中远期我国海上风资源技术开发潜力超过 3500GW，而我国目前海风装机量约为 2500 万千瓦，仅占可开发资源的约 1%，潜在可开发资源空间较大。到“十四五”末，我国海上风电累计装机规划容量将达 1 亿千瓦以上。

我国近海风力条件较好并毗邻广东、江苏、浙江等重要用电负荷区，资源禀赋与发展诉求契合度较高，适宜就近消纳。此外，考虑到三北地区等优质陆风资源区已进行大规模风电场开发、可拓展的陆风场地资源减少，而海上风电具有适合大规模开发且不占用土地资源的优势，将为未来风电发展提供重要增量。

公司为我国海上风电先行者与规模、技术引领者，海风有望带来潜在增量。

在布局时间方面，早在 2007 年国家发改委提出要求加快海上示范风电场建设的前期工作后，公司就积极响应国家战略，承担起技术难度高、投资风险大的海上风电开发重任，于 2008 年率先在江苏组建海上风电项目筹建处开展大量前期研讨论证；随后公司于 2010 年牵手老牌装备企业上海振华重工集团股份有限公司成立了合资公司龙源振华，为海风业务提供技术设备和施工建设支持，同年在江苏成功建成世界首个潮间带试验风电项目，成为了我国企业中自主开拓海上风电的领军者。

在海风技术方面，自公司 2010 年建成世界首个潮间带试验风电项目以来，逐一克服各路技术难关、走在海风技术发展前沿，陆续建成了国内首个海上示范风电项目、国内首个大容量海上风机试验平台、亚洲最大海上风电场等十余个技术领先的海风项目，且通过漂浮式海上风电与网箱养殖融合发展项目率先突破深远海海上风电关键技术。此外，公司的参股子公司龙源振华坐拥包括国内第一艘海上风电专业施工船“龙源振华壹号”、世界最大自升式海上风电施工平台“龙源振华 3 号”在内的 7 艘专业化风电施工船舶，且在无过渡段单桩技术、分体式风机安装、大直径嵌岩单桩技术等技术领域处于全球领先。

在布局规模方面，公司海风项目主要布局于江苏和福建，并在广东、海南、浙江、山东等地也有一定项目储备。目前公司已投资建设多个海上风电项目，包括福建莆田南日岛 400MW 海风项目、江苏大丰 H6#300MW 和 H4#300MW 海风项目以及海南东方 500MW 海风项目。公司在苏海上风电装机已由 2015 年的 48 万千瓦增长至 2022 年底的 219.2 万千瓦、GACR 约为 25%，保守估计 2022 年公司海风装机市占率已达到 8.5%，具有一定装机存量优势。在政策鼓励和技术优势的加持下，海风项目有望成为公司未来装机规模与业绩的新增长点。

三、紧抓平价时代中的降本增效与“溢价”机会

新能源全面平价上网时代已经到来。为了促进风电行业的良性内生发展，从 2014 年首次下调风电标杆上网电价后，我国相关部门按节奏陆续推进补贴退坡和风电平价。 2019 年 1 月国家能源局在《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》中提出了平价上网项目试点建设，同年 5 月国家发改委在《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》中首次提出自 2021 年开始陆上风电实现全面平价、国补正式取消，9 月的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》文件进一步提出 2022 年起全面取消海风国补。随着 2021 年陆上风电项目已实现全面平价、2022 年海上风电平价逐步推进，风电平价已成为行业发展的必然趋势。

3.1 成本退坡快于退补平价，风电平价推进下盈利性并未下降

3.1.1 风电项目投资成本下行，为项目经济性提供保障

近年来国产化替、风机大型化和运维成本下降共同驱动风电度电成本下行。

国产替代推动风电项目投资成本下行。机组成本（含风机、塔筒等）占风电项目成本的约 50%-65%。据 CWEA 数据，随着我国风机技术进步，国产替代进程不断推进： 2010-2020 年国外整机在中国市场装机占比不断下滑，外企整机三巨头累计装机份额从 14.5%下滑至 2020 年的 6.1%；而据国际风力发电网数据，2021 年国际风机平均价格约为 5360 元/KW，约为国内风机普遍价格的两倍。

抢装退潮，风机供需格局转变驱动报价下降。21、22 年风电“抢装潮”过后，风机供需由紧转松使得招标价格自 2021 年起呈明显下滑趋势。根据风电头条和中国能源网数据，2022 年 10-12 月，我国陆上风机加权中标均价（扣除塔筒约 400 元/KW）分别为 1665 元/KW、1735 元/KW、1764 元/KW，较 2021 年初降幅约 41%-45%。另外， 2022 年海上风机含塔筒中标价格已较“抢装潮”时近 7000 元/kW 的高位下降近半、价格中枢回落至 3500-4000 元/kW。

风机大型化通过减少建安成本、提升发电量以摊薄度电成本。以我国陆上风电为例， 2010-2020 年间平均叶轮直径由 75 米增加 63%至 122 米，单机容量由 1.5MW 提升近 50%至 2.2MW；到 2022 年，部分新增陆上风电项目要求中标风机单机容量需达 5-6MW，国内主流风电整机厂商也陆续推出超大型陆上风电机型，7MW 及以上机型已进入测试阶段。单机容量提升后，一方面等容量风电场所需风机数量减少，从而减少建安成本；另外，风机大型化能够提升风资源利用效率、增加利用小时数，通过提升发电量摊薄度电成本。据 GE 测算，若风机叶片直径由 116m 增加至 160m，发电量可提高一倍并降低 30%的度电成本。

数字化转型降低运维成本、提升机组利用率。公司自 2020 年采用智能风电管控系统的 2 年以来每月单机故障平均停机次数减少 3.4 次、停机时长减少 13 小时/台，且有效推动了风电场信息化、可视化、智能化管理，助力对运维成本的控制。

度电成本下行提升配储经济可行性，长期看有利于提升利用率和平抑电价波动。新能源发电具有波动性和不确定性特征，而配建储能有望改善消纳、提升度电售电均价。公司已为部分风电项目规划了 10%-20% 的配储比例，且于 2022 年 5 月投产了国能集团规模最大的储能示范项目——10MW/20MWh 磷酸铁锂储能电站。但考虑到储能仍处在发展初期，保守假设其为纯成本项，若其他条件不变，配储对公司风电项目初始投资和 IRR 的影响分别约为+0.1 元/瓦、-1%。

3.1.2 平价速度慢于成本下行，降本增效为平价项目提供 IRR 增长空间

我国风电平价速度慢于成本下行速度。从电价端看，2009-2020 年间，四类资源区度电上网电价分别下降 43%/37%/34%/23%。而从成本端看，据国际可再生能源署（IRENA）测算，2010-2020 年间我国陆上风电平均度电成本降低 48%，整体而言电价下降速度慢于成本下行速度。

平价时代控本能力保障新能源电力盈利性。虽然仅考虑风电平价上网会使得项目 IRR 有所承压，但考虑到目前风机报价持续走低、风机技术进步和大型化带来的效率提升，以及公司数字化智能风电场的建设共同驱动的度电成本下行，我们认为即使在完全平价时风电 IRR 仍有较大提升空间。

以公司 2022 年广西宾阳陈平 76.6MW 风电项目为例，基于风电项目运行年限 20 年、风电上网电价参照当地燃煤基准价执行、初始年度运维成本为项目度电成本的 15%，随后每年以 1%的幅度递减、利用率 95%、利用小时数 2600 小时的假设，在平价时代，若单瓦成本下降 10%或利用小时数上升 5%，对应 IRR 可分别+4.1pct 和+1.9pct。

3.2 平价上网助力现金流改善，公司业绩质量提升

历史补贴拖欠对风电行业业绩与风电项目 IRR 造成拖累。

补贴拖欠拖累风电项目 IRR。参考公司近期项目数据维持前述假设，一个投资成本 4.8元/瓦、上网电价 0.5 元/kWh（其中补贴 0.1 元/kWh）的风电项目在补贴不拖欠的情况下 IRR 可达 7.0%，但当补贴拖欠至第 3、5、10 年时，IRR 将分别下降至 6.6%、6.3% 和 5.6%。

补贴拖欠对新能源运营商的业绩产生了较大影响。若用年末应收账款余额和全年营业收入的比值以及应收账款周转率来衡量补贴应收款的拖欠对业绩的拖累程度，可以发现虽然公司补贴拖累程度属于行业中的较轻水平，但 2020 年之前应收账款占营收比重逐年提升、应收账款周转率逐年下滑，拖欠程度处于明显上升态势。

欠补有望陆续回收，平价时代资金流“阻塞”疏通可期。国家展现出解决欠补问题的决心。财政部已于预算草案中明确 2022 年中央政府性基金预算支出中大概率用以解决新能源补贴问题的“中央本级支出”项较 2021 年的 928 亿元增加 387.8%至 4528 亿元、占比达 56.1%，且国务院于 1H22 向电力企业拨付了两笔 500 亿元的可再生能源补贴。此外，2022 年 8 月国家电网和南方电网陆续成立北京和广州可再生能源发展结算服务有限公司负责补贴核查和资金管理，以更好的统筹解决可再生能源发电补贴资金缺口问题。随着平价项目的投产，新增补贴逐步下降将有效疏通补贴拖欠造成的资金流“堵塞”。从年末应收账款余额和全年营业收入的比值以及应收账款周转率指标来看，2021 年陆风平价后可以发现优质绿电企业的应收账款拖累程度增幅趋缓甚至有所减轻，平价项目带来的将是更及时、更通畅的现金流，绿电运营商业绩质量有望逐步改善。

公司补贴回款情况行业领先，资金流改善、融资成本管控能力提升。2022 年公司收到补贴回款 207.7 亿元、较往年大幅度提升，且回款额度处于同行业领先水平。第二批可再生补贴核查落地在即，公司现金流情况有望进一步改善。此外，按公司目前约 2.8%的平均融资利率计算，2022 年收回补贴款可节约利息成本约 5.7 亿元，使公司财务费用率同比下降 0.04pct、维持在同业中的资金成本优势。

3.3“平价”非“折价”，静待绿价环境溢价兑现

在风电平价大趋势下，公司绿电还可通过进行绿电中长期交易、出售绿色电力证书、碳排放权交易三种主要途径兑现自身的绿色溢价：

绿电中长期交易方面，截至 2022 年底国网经营区内新能源市场化交易电量占新能源发电总量的 34.7%，其中除参与现货市场等常规电能市场化交易以外，参与年度、月度等周期的绿电市场化交易（中长期交易）为兑现环境价值的重要途径。从 2021 年 9 月绿电交易试点启动至 2022 年底，全国累计绿电交易量 518.7 亿千瓦时，成交电价普遍高于当地中长期市场均价、溢价幅度为 20.5-105.5 元/MWh。公司 2022 年风电市场化交易电量占风电发电量比例约为 39%，其中以中长期交易类型为主的省内直接交易和跨省外送为市场化交易主体、占比约 70%。

绿证交易方面，我国从 2017 年起开始实施绿证交易以减轻新能源企业的补贴压力并引导绿色消费观，并于 2020 年 3 月《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》中提出全面推行绿证交易；公司 2022 年共完成绿证交易 46.6 万张、同比增长 47.5%。

碳排放权交易方面，2021 年全国碳排放权交易市场正式启动上线交易，公司所属碳资产公司于该年完成了全国碳市场碳排放权交易配额的第一单交易，并紧抓年末履约窗口期完成核证自愿减排交易近 50 万吨，同年公司南非子公司也完成了集团海外项目首笔超 20 万吨的碳交易。2022 年，公司多措规范、拓展碳交易业务，积极开展国际自愿减排国际核证碳减排标准（VCS）项目超 1500 万吨减排量开发工作以及国家核证自愿减排量项目收资工作，完成碳配额交易共 10 万吨。

综上，绿电中长期交易产生的溢价可有效缓解平价时代的盈利压力，且绿证交易和碳排放权交易在平价时代拓展了公司绿电的盈利模式，共同助力绿电“溢价”兑现。

四、盈利预测

核心假设及盈利预测

风电板块：

1) 装机规模：集团“十四五”期间计划新增新能源装机 70-80GW，公司承担其中的 40%，约合 30GW。公司 21、22 年共增加新能源装机 6.4GW，即公司 23-25 年新能源总装机 CAGR 需达 21.8%。2020-2022 年风电新增装机在公司新能源新增装机总量中分别占比 90%/68%/57%，可见在可开发空间收窄、项目资源竞争激烈的情况下，风电在新增装机中的比重将逐渐降低。暂不考虑集团未公布资产注入时间表的 20GW 风电，假设 23-25 年风电在新能源总新增装机中分别占比 45%/40%/35%，对应新增装机量约 287/310/331 万千瓦。

2) 利用小时：22 年受风资源影响、利用小时数同比下滑 70h；2023 年风资源已有明显好转，且 1~4 月累计利用小时数创下新高。另外，公司风机大型化技改项目推进以及数字化智能风电场生产管控系统的使用将提升风机利用效率，利用小时数有望保持增长。综上，假设公司 23-25 年风电综合利用小时数分别为 2370h/2348h/2363h。

3) 售电电价：由于风电市场交易规模扩大且平价项目增加，22 年公司风电平均上网电价481元/MWh，较2021 年下滑1.6%。预计未来公司风电平均售电价格将呈下行趋势，假设 23-25 年风电平均售电价格分别为 474/464/450 元/MWh。

4) 营业成本：风机降价叠加大型化推动项目单瓦建设成本降低，假设 23-25 年陆风单瓦 EPC 平均价格变动幅度为-2%/-2%/-1%，海风单瓦 EPC 平均价格变动幅度为 -16%/-8%/-3%。包括运维费用在内的其他成本在大型化和数字化的助力下也将持续下行，假设 23-25 年单瓦其他成本分别-7%/-5%/-3%。

火电板块（包括售电、售热和煤炭销售）：

1) 装机规模：公司火电装机量自 08 年起维持在 187.5 万千瓦，预计未来 3 年保持不变。

2) 利用小时：公司 2 台火电机组位于江苏省。考虑到“十四五”期间江苏省电力供需格局中性偏紧，并且电力系统清洁化转型、火电转为调节电源将导致机组利用小时数逐年下滑，假设 23-25 年火电利用小时数分别 5500h/5400h/5300h。

3) 售电电价：“1439 号文”放宽燃煤发电量较基准价浮动范围至上下不超过 20%，公司 21、22 年火电价格分别上涨 8.3%、13.6%。考虑到煤价下行，后续电价上涨支撑力度较弱，假设 23-25 年火电售电价格分别为 394/366/341 元/MWh。

4) 煤炭贸易：公司煤炭销售板块毛利率和毛利占比均较低，因此在盈利预测中仅考虑其收入而不考虑其利润贡献。公司 22 年煤炭销售收入为 64.2 亿元，同比下降 16.5%，主因煤价高企导致销售量降幅大于销售单价增幅。基于未来三年煤价中枢逐年下移的判断，假设公司 23-25 年煤炭销售板块收入增速维持在-5%。

5) 燃料成本：公司 21、22 年煤炭消耗成本分别+65.8%、+7.6%。随着煤价企稳回落，假设 23-25 年公司入炉标煤单价分别为 980/916/853 元/吨。

光伏及其他可再生板块：截至 2022 年底，公司其他可再生能源装机占比不足 0.2%且近 5 年无新增装机，因此暂不考虑光伏外的其他可再生能源板块对营收及利润的增量贡献。 1) 装机规模：根据公司“十四五”新能源装机规划和 4.1 部分风电装机规模预测，预计 23-25 年光伏装机增量分别为 350/465/614 万千瓦。 2) 利用小时：测算得 21、22 年光伏利用小时数分别 1573h/860h，22 年所测光伏利用小时数下降主因当年新增光伏装机集中在年末投产。随着项目施工阻力消退、光伏装机占比扩大，叠加公司生产数字化转型以及光伏发电技术发展，利用小时数有望稳步提升，假设 23-25 年分别为 1200h/1350h/1500h。 3) 售电电价：随着新能源平价进程推进，公司光伏平均售电价格将呈下行趋势，2021、 2022 分别-7.5%、-44.9%，假设 23-25 年光伏平均售电价格分别为 401/389/381 元/MWh。 4) 毛利率：参考三峡能源、太阳能等可比公司光伏业务毛利率，假设公司 23-25 年光伏业务毛利率分别为 55%/52%/48%。

费用端： 1) 销售费用：电力企业销售费用通常较低，公司 21、22 年销售费用率为 0%。随着市场化交易电量规模扩大、公司优化营销和电力交易部门建设，预计 23-25 年销售费用率稳中略升，分别为 0.01%/0.01%/0.01%。 2) 管理费用：公司 21、22 年管理费用率分别为 1.98%/1.92%，呈下降趋势。随着风机大型化改造及数字化风电场的建设，公司管理效率将不断提升；但考虑到后续新能源项目资源分散，装机规模增长将使管理费用有所增加，假设 23-25 年管理费用率分别为 1.90%/1.86%/1.83%。

综上，预计公司 23-25 年营业收入分别为 445.8/482.6/534.0 亿元，归母净利润分别为 80.4/91.0/102.3 亿元。

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