【民生证券】首次覆盖报告：激水、追风、逐光，时、空互济齐发展.pdf

2023-01-17

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1 承载经济大省“双碳”雄心，水风光协同发展

1.1 购建并举，区域聚焦，全国布局

浙江省新能源投资集团股份有限公司（以下简称“公司”）前身是 2002 年成立的浙江省水利水电投资集团有限公司，2010 年，浙能集团合并重组水电集团，公司的业务定位为浙能集团可再生能源业务板块的开发与运营主体平台；2019 年，公司增资扩股引进绿能基金旗下的新能发展，同年整体变更为股份有限公司；2021 年，公司成功登陆 A 股市场。截至 2022 年三季度末，第一大股东浙能集团直接持股比例 69.23%，第二大股东浙江新能发展持股比例为 20.77%，两者为一致行动人；浙江省国资委通过浙能集团和新能发展间接持有公司 72.38%股份，为公司实际控制人。

作为集团可再生能源业务的运营平台，公司秉承“区域聚焦、重点突破、购建并举”的理念，通过持续外购与自建发电资产，不断外延业务边界，已形成水电、风电（含海风）、光伏等多种类电源发电业务组合。截至 2021 年底，公司控股装机容量 379.41 万千瓦，其中，水电 113.22 万千瓦、风电 88.67 万千瓦（陆风 28.35 万千瓦，海风 60.32 万千瓦）、光伏 177.52 万千瓦。2021 年，公司发电设备平均利用小时为 1733 小时，同比增加 215 小时。其中水电 1947 小时，同比增加 351 小时；光伏 1469 小时，同比增加 7 小时。 2021 年，公司完成发电量 47.53 亿千瓦时，同比增长 36.9%，受益于新项目投产，风电完成发电量 7.54 亿千瓦时，同比增长 1139.1%。1H22，公司新增控股装机容量 53.40 万千瓦，其中，风电 39.95 万千瓦，光伏 13.45 万千瓦，总装机容量达到 432.81 万千瓦。

1.2 协同发展，步入快车道

近五年公司营业收入逐年增长，2021 年实现营业收入 29.10 亿元，同比增长 24.0%，2016-2021 年 CAGR 达 18.9%，其中，发电业务收入 28.53 亿元，同比增长 25.0%，占总营收的比重达 98.0%。公司前期装机以浙江省内水电为主，业绩受来水波动影响变化较大；随着风电与光伏装机快速增长，来水波动对业绩波动的影响将逐渐减小，2021 年公司实现归母净利润 4.55 亿元，同比增长 60.4%。 2022 年前三季度，公司实现营业收入 36.39 亿元，同比增长 51.2%，实现归母净利润 8.61 亿元，同比增长 55.0%，水风光协同发展平滑业绩波动，公司发展步入快车道。

从毛利贡献来看，光伏板块从 2016 年的 1.34%提升至 2021 年 58.0%；风电板块从 2016 年的-0.56%提升至 2021 年的 14.2%，公司综合毛利率从 2020 年的 53.9%上涨 2.4pct 至 2021 年的 56.3%，盈利能力增强。自 2020 年起，随着资产的整合与运营步入正轨，公司净利率与 ROE 逐渐修复，2022 年前三季度净利率与 ROE 分别达到 32.6%、10.4%，同比分别提高 4.1、 4.6pct，整体盈利水平处于行业中游水平。

承载着经济大省浙江的“双碳”雄心，公司“十四五”发展规划提出：力争“十四五”末新增可再生能源装机规模达 1000 万千瓦，预计总投资额约 500 亿元。 2022 年前三季度，公司投资活动净支出 41.73 亿元，公司资金需求大幅增加，公司资产负债率维持在一个较高的水平，前三季度公司财务费用支出 8.77 亿元，财务费用率达到 24.1%，较去年同期提高 2.1pct。若公司顺利完成非公开发行募资 30 亿元资金，通过将其中 9 亿元募集资金用于补充流动资金，可有效提升公司流动资产水平，有利于优化公司资本结构，降低公司短期资金压力。

2 激水、追风、逐光

2.1 激水：起步浙江，外拓四川

截至 2021 年底，公司水电装机 113.22 万千瓦，主要为浙江省内资产，装机 79.42 万千瓦，这也是公司的起家之本；2021 年收购沙湾、长柏水电站，合计增加装机 33.8 万千瓦，将水电版图拓展至四川省。

2014 年 1 月 11 日，国家发改委发布《关于完善水电上网电价形成机制的通知》（发改价格〔2014〕61 号）规定，对 2014 年 2 月 1 日以后新投产水电站，按照两种类型确定上网电价：省内上网电价实行标杆电价制度，各省（区、市）水电标杆上网电价以本省省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本制定，水电比重较大的省（区、市），可在水电标杆上网电价基础上，根据水电站在电力系统中的作用，实行丰枯分时电价或者分类标杆电价。跨省跨区域交易价格由供需双方协商确定，跨省、跨区域送电的水电站的外送电量上网电价按照受电地区落地价扣减输电价格（含线损）确定，受电地区落地价由送、受电双方参照受电地区省级电网企业平均购电价格协商确定。

装机容量为 50MW 以下的水电站称为小水电，针对小水电上网电价，浙江省的相关规定如下： 2000 年 1 月 19 日，浙江省物价局、省计划与经济委员会、省电力工业局发布《关于全省实行统一销售电价的通知》（浙价工〔2000〕28 号），小水电实行全省统一的分投产时段的指导价。 2014 年 7 月 26 日，浙江省物价局发布《关于完善小水电上网电价政策有关事项的通知》（浙价资〔2014〕150 号）规定，自 2014 年 8 月 1 日起，除个别容量较大以及水库蓄水主要服务于生态环境不能自主调节的水电站外，全省小水电站原则上都执行峰谷电价，并根据投产时间段分类制定小水电峰谷电价，上网峰谷时段划分：高峰时段为 8:00-22:00；低谷时段为 22:00-次日 8:00。公司在浙水电上网电价有两种形成机制，其中滩坑水电站（北海水电）因建设时移民安置难度大，导致工程造价较高，经浙江省物价局同意，其上网电价按 30 年经营期核定，其余水电站执行省内标杆电价。由于区域及电站差异，2021 年公司在浙水电机组平均上网电价达到 0.539 元/kWh，显著高于同行业上市公司。

从季节因素来看，风能资源的季节分布恰好与水能资源互补，公司水电站所处流域枯水季是公司风电多发的季节；在雨季，风电和光伏发电出力减弱，水电则是发电高峰期。从地域因素来看，光能资源的区域性与水能资源互补，光伏出力波动性较大，需要调节性能好的电源辅助进行上网消纳，而水电的启停速度最快，是优质的调节电源；且光伏建设周期短，外送通道线路的建设时常跟不上进度，利用在运水电的现有外送通道打捆外送既可降低出力曲线波动性，也可节约配套输电线路建设费用。

2.2 追风：海陆并进，内外开花

公司在2020年以前仅拥有温州洞头风电这一个风电项目，装机容量1.35万千瓦。2019年，公司控股、参股的浙江嘉兴1号、江苏竹根沙H2、嵊泗2号海上风电项目陆续开工建设；2019年，控股的宁夏中卫香山、新疆五家渠北塔山牧场陆风项目开工建设。 2021年，公司控股的江苏竹根沙300MW海风项目与浙能嘉兴1号300MW 海风项目以及公司联营的嵊泗40万海风项目陆续投产，台州1号300MW海风项目获得核准。根据定增预案，公司拟募资30亿元，其中21亿元投入台州1号海风项目。

东部沿海省份海风资源丰富，“十四五”期间海风发展或提速。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，推动山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾等千万千瓦级海上风电基地开发建设，发展海上风电集群。在顶层设计下，沿海多省市陆续出台“十四五”海上风电规划及支持政策。不完全统计，“十四五”期间，全国沿海省份海上风电规划总装机容量接近 100GW（不含潮州、唐山、舟山等地级市规划），海上风电发展前景广阔。

国内的海上风电上网电价经历了高补贴电价，平价电价两大时代。2021 年“抢装”结束后，海风正式进入平价时代。此前，市场担忧海风当前的造价成本水平无法实现平价上网，但 2022 年 3 月启动的上海金山海风竞配招标中，三峡能源以 0.302 元/千瓦时的上网电价中标，带领国内海风跳过“平价时代”，直接由 0.85 元/千瓦时进入“低价时代”。根据国际可再生能源署的数据，陆上风电 LCOE 由 2010 年的 0.089 美元/千瓦下降 0.056 美元/千瓦至 2021 年的 0.033 美元/千瓦，多年降本 CAGR 达到8.6%，陆风总装机成本由 2010 年的 1971 美元/千瓦下降 646 美元/千瓦至 2021 年的 1325 美元/千瓦，多年降本 CAGR 达到-3.5%；海上风电 LCOE 由 2010 年的 0.162 美元/千瓦下降 0.087 美元/千瓦至 2021 年的 0.075 美元/千瓦，多年降本 CAGR 达到-6.8%，海上风电总装机成本由 2010 年的 4706 美元/千瓦下降 1848 美元/千瓦至 2021 年的 2858 美元/千瓦，多年降本 CAGR 达到-4.4%。随着更大容量风机的陆续研发与投产，风电单位装机造价有望延续此前的下行趋势，度电成本有进一步下降空间。据不完全统计，2022 年国内新招标海风 EPC 项目最低造价达到 9967 元/千瓦（龙源电力江苏射阳 100 万千瓦海上风电项目），风机加塔筒最低报价达到 3597 元/千瓦（国华半岛南 U2 场址 600MW 海上风电项目）。

公司海风项目所在的浙江、江苏海域受益于地形优势，度电成本适中，公司海风项目建设成本和运营成本相对较低，具备较强的行业竞争力。

为鼓励海风发展，目前广东、山东、浙江三省均明确了海上风电“省补”政策，提高运营商的投资积极性，公司在建的台州 1 号项目有望获得浙江省的省补补贴，进一步提高项目收益率。

2.3 逐光：多点布局，厚积薄发

2022 年初以来组件价格持续提升并在高位运行，但国内光伏装机仍维持高增长，2022 年 1-11 月，全国并网光伏发电新增装机容量 6571 万千瓦，与上年同期相比增加 3088 万千瓦，同比增长 88.6%，高景气度延续。

近期，受益于硅料产能的释放，国内光伏组件及系统成本下降明显。另一方面，电池片转换效率的提升，也将进一步助力度电成本的下降。2022 年 11 月 19 日，隆基绿能宣布，公司近日收到德国哈梅林太阳能研究所（ISFH）的最新认证报告，自主研发的硅异质结（HJT）电池转换效率达到 26.81%，这是继 2017 年日本公司创造单结晶硅电池效率纪录 26.7%以来，时隔五年诞生的最新世界纪录。

根据国际可再生能源署的数据，光伏 LCOE 由 2010 年的 0.381 美元/千瓦下降 0.333 美元/千瓦至 2021 年的 0.048 美元/千瓦，2010-2021 年光伏 LOCE 下降幅度达到 87.4%，11 年降本 CAGR 达到-17.2%，远快于陆风与海风。我国拥有完备的光伏产业链，未来随着硅片尺寸大型化、异质结电池逐步迈向产业化等因素驱动，光伏产业链各成本仍有下降空间，随着系统造价降低及运维能力提高， LCOE 有望进一步下降。面对光伏行业的发展机遇，公司立足浙江，积极全国范围内布局光伏业务，在成本端，凭借良好的运维与成本控制能力，公司光伏业务毛利率相对稳定，为公司后续光伏业务的扩张积累了充分的经验。

2.4 投资：增厚业绩

在主营业务之外，公司积极进行同业投资，投资收益占比较高持续增厚业绩。公司的投资净收益从 2016 年的 1.43 亿元增长至 2022 年前三季度的 4.11 亿元，对公司利润总额的贡献也由 19.9%提高至 30.6%。公司投资收益主要系对联营企业的投资收益，联营企业的主营业务为水电（抽蓄）、风电，与公司主营业务具有高度相关性。2021 年及以前，投资收益主要由天荒坪、桐柏两大抽蓄电站贡献，年均值约为 0.72 亿元；随着 2021 年底与上海电力合营的嵊泗海风项目投产，投资收益体量快速提升。

3 投资分析

3.1 盈利预测

暂不考虑此次定增的发行结果以及募集资金对应公司现金流、资产负债结构、财务费用等方面的影响。仅根据公司“十四五”规划提出的 1000 万千瓦新增装机目标，考虑抽蓄项目的建设周期，结合风电、光伏的发展潜力，对公司水电（含抽蓄）、风电、光伏三个子板块进行分析测算。

3.1.1 水电

对于公司 2022-2025 年水电板块的营收预测，做以下几点假设：新增装机：2022-2025 年维持现有装机，抽蓄项目 2025 年以后投产；业务拆分：考虑到公司在浙江水电与收购的沙湾、长柏水电资产的差异性，分别进行假设。

3.1.2 风电

对于公司 2022-2025 年风电板块的营收预测，做以下几点假设：新增装机：2022 年新增 39.65 万千瓦，2023-2025 年每年新增 60 万千瓦；利用小时：当年新增装机全部按照 1/6 年均利用小时折算；上网电价：考虑新增装机快速增长、平价进程和市场化交易，新建项目上网电价有序下降。

3.1.3 光伏

对于公司 2022-2025 年光伏板块的营收预测，做以下几点假设：新增装机：2022-2025 年每年分别新增 40、150、200、200 万千瓦；利用小时：当年新增装机全部按照 1/6 年均利用小时折算；上网电价：考虑新增装机快速增长、平价进程和市场化交易，新建项目上网电价有序下降。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）