一、景氣度高企：實際裝機量有望超出1200GW
風(fēng)電：2011-2020年，全球風(fēng)電裝機容量從220GW增長至733GW，CAGR為14.31%；其中，2011-2020年，中國風(fēng)電裝機容量從46GW增長至282GW，CAGR為22.22%,2020年中國風(fēng)電裝機容量已經(jīng)占到全球的38.46%。
風(fēng)電：2011-2020年，全球光伏裝機容量從71GW增長至760GW，CAGR為30.14%；其中，2011-2020年，中國光伏裝機容量從4GW增長至253GW，CAGR為60.90%，2020年中國光伏裝機容量已經(jīng)占到全球的33.29%。
未來展望：
2021年12月12日，國家最高領(lǐng)導(dǎo)在氣候雄心峰會上通過視頻發(fā)表題為《繼往開來，開啟全球應(yīng)對氣候變化新征程》的重要講話，明確提出：到2030年，中國單位國內(nèi)生產(chǎn)總值二氧化碳排放將比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，森林蓄積量將比2005年增加60億立方米，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上。
2022年6月1日，國家發(fā)改委等9部門聯(lián)合印發(fā)《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》，提出目標(biāo)要求：
1）到2030年，風(fēng)電、光伏總裝機容量達到12億千瓦以上；
1）到2025年，可再生能源、非水可再生能源消納比重分別達到33%、18%。
根據(jù)國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，2021年可再生能源、非水可再生能源消納比重分別29.4%、13.7%，假設(shè)全社會用電量保持每年5%的增長，則對應(yīng)到2025年可再生能源、非水可再生能源分別為3.33、1.82億千瓦時，CAGR分別為8.08%、12.42%。
按照2021年年底風(fēng)電裝機328GW、光伏裝機306GW測算，2022-2025年風(fēng)光加總要新增裝機超過400GW，其中風(fēng)電新增49GW/年、光伏新增46GW/年。（GW吉瓦，1GW等于1百萬度電）
同時，需要注意到，12億千瓦以上的目標(biāo)裝機總量雖然與此前保持一致，但是參考?xì)v史上我們國家重大戰(zhàn)略目標(biāo)完成程度均大幅超過初始規(guī)劃，因此東吳證券判斷12億千瓦更多是下限目標(biāo)，真實裝機容量可能遠遠超出，因此，綠電運營商將迎來發(fā)展大時代。
二、盈利能力強：商業(yè)模式清晰、業(yè)績確定性強，補貼拖欠影響現(xiàn)金流
新能源電站具有商業(yè)模式清晰、業(yè)績確定性強的特點，且由于并網(wǎng)后鎖定20年電價不變、光伏、風(fēng)電產(chǎn)業(yè)鏈逐年降本等原因，新能源電站的盈利能力很強。
1）同樣的運營資產(chǎn)中，選取太陽能、林洋能源、正泰電器的電站運營業(yè)務(wù)作比較：
2018-2021年，太陽能電站運營業(yè)務(wù)的毛利率分別為63.86%、63.68%、64.15%、65.20%；
林洋能源電站運營業(yè)務(wù)的毛利率分別為70.35%、69.36%、71.13%、71.13%；正泰電器電站運營業(yè)務(wù)的毛利率分別為58.00%、57.42%、54.45%、52.44%。
2）在不同的運營資產(chǎn)中，只有水電才能和光伏電站的毛利率相提并論。
2018-2021年，長江電力的毛利率分別為62.89%、62.52%、66.39%、66.02%，與太陽能基本相符，核電、火電毛利率均嚴(yán)重低于光伏運營
（2018-2021年，中國核電的毛利率分別為41.36%、41.77%、44.87%、44.15%；受制于煤價高企，華能國際的毛利率僅為10.52%、12.86%、15.58%、-2.79%）。
3）典型項目方面，選取太陽能（000591）定增某投項目“中節(jié)能濱海太平鎮(zhèn)300兆瓦光伏復(fù)合發(fā)電項目”為例，假設(shè)固定資產(chǎn)20年折舊期、運維服務(wù)費為每年固定資產(chǎn)價值的0.1%-0.5%、人工為160萬/年（15個工人、7萬工資/年、3.5萬福利/年）、稅費按照三免三減半征收，按照東吳的測算，如果財務(wù)費用中只包含利息費用，那么光伏電站運營業(yè)務(wù)的銷售凈利率可以高達30%，高于核電、火電，低于水電。
1、可再生能源補貼發(fā)放拖欠，拖累行業(yè)現(xiàn)金流和估值表現(xiàn)。
1）自2006年《可再生能源法》實施以來，國內(nèi)開始對可再生能源發(fā)電實行基于固定電價的補貼政策。
2）2011年底，可再生能源發(fā)展基金設(shè)立，用于可再生能源補貼，金額來源主要為國家財政公共預(yù)算安排的專項資金，以及向電力用戶征收的可再生能源電價附加費。進入可再生能源電價補貼目錄的新能源項目，有資格申請補貼，按時全容量并網(wǎng)后，補貼由電網(wǎng)企業(yè)進行轉(zhuǎn)付。
3）2015年前，可再生能源行業(yè)處于發(fā)展初期，補貼發(fā)放緊張有序。4）2016年以來，新能源行業(yè)發(fā)展進入爆發(fā)階段，電價附加標(biāo)準(zhǔn)雖進行過提升，但難以趕上新增裝機速度，所獲資金低于補貼實際需求。此外，電價附加費全部征收的難度較大，自備電廠、地方電網(wǎng)用電等常年征收率不足85%，造成可再生能源補貼缺口不斷擴大。
5）2017年-2019年，補貼缺口分別達1500億元、2331億元、3000億元以上。
6）2020年“搶裝潮”后的大量補貼兌現(xiàn)，給財政資金帶來更大壓力，當(dāng)年年底可再生能源補貼缺口突破3000億元。據(jù)風(fēng)能專委會綜合各項因素測算，截至2021年底，可再生能源發(fā)電補貼拖欠累計約4000億元，預(yù)計2028年電價補貼缺口達到峰值。
7）因可再生能源補貼拖欠，部分新能源開發(fā)商背負(fù)大量應(yīng)收賬款，影響現(xiàn)金流，嚴(yán)重導(dǎo)致資金鏈斷裂，出現(xiàn)金融違約風(fēng)險。
發(fā)電企業(yè)、設(shè)備企業(yè)、零部件企業(yè)間的三角債現(xiàn)象也屢見不鮮，影響企業(yè)正常經(jīng)營，且抬升了可再生能源發(fā)電成本。
拖欠發(fā)放的可再生能源補貼一方面影響了運營資產(chǎn)的現(xiàn)金流，從而限制企業(yè)的擴大再生產(chǎn)，另一方面更重要的是壓制了行業(yè)、公司和項目的估值，2018-2021年每年年末太陽能的PB分別為0.71、0.83、1.56、2.27倍，而長江電力的PB分別為2.54、2.79、2.62、2.94倍，截至2022年6月13日太陽能PB為1.62倍，而長江電力PB為2.87倍。
2、拖欠的再生能源補貼發(fā)放在即，行業(yè)和公司有望迎來價值重估。
1）2021年6月，發(fā)改委出臺《關(guān)于2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》，明確自2021年起新核準(zhǔn)的陸上風(fēng)電項目和光伏項目全面實現(xiàn)平價上網(wǎng)，國家不再補貼；2022年起，新核準(zhǔn)海上風(fēng)電項目國家不再補貼。
2）此外，單個項目補貼資金也采取了收口辦法：根據(jù)《關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》，依法依規(guī)納入補貼目錄的可再生能源發(fā)電項目，按國家發(fā)改委制定電價政策時依據(jù)的“合理利用小時數(shù)”核定中央財政補貼額度，同時明確了總補貼資金額度是“合理利用小時數(shù)”乘以運行年限20年。這意味著，每年需要的補貼資金和未來項目壽命周期內(nèi)所需要的全部補貼資金量基本明確，不再存在所謂的“無底洞”。
3）2022年3月，財政部《關(guān)于2021年中央和地方預(yù)算執(zhí)行情況與2022年中央和地方預(yù)算草案的報告》中提出：推動解決可再生能源發(fā)電補貼資金缺口。同時，2022年中央政府性基金預(yù)算支出8071.34億元，較2021年預(yù)算數(shù)4059.97億元和執(zhí)行數(shù)4003.31億元，增加4000多億元政府性基金預(yù)算。
4）3月24日，財政部網(wǎng)站發(fā)布《2022年中央政府性基金支出預(yù)算表》，其中“其他政府性基金支出”中“中央本級支出”從2021年的928億元增加至4528億元，預(yù)算數(shù)為上年執(zhí)行數(shù)的487.8%。
綜合各方判斷，大概率用來解決長久以來新能源補貼拖欠問題，行業(yè)和公司有望迎來價值重估。
三、集中度提升：行業(yè)競爭格局分散，資源+資金優(yōu)勢下央企市占率提升
就光伏電站裝機量來看，截至2020年年底，第一至四名分別為國電投（占比11.7%）、華能集團（占比2.5%）、正泰新能源（占比2.2%）、中廣核（占比2.1%）。
太陽能和華電集團的裝機總量為5.04GW，占比當(dāng)年全國裝機總量2.0%，并列第五名。
總體來看，光伏運營行業(yè)目前的競爭格局較為分散，CR10占比僅為29.4%。類比風(fēng)電行業(yè)競爭格局經(jīng)歷了“集中-分散-再集中”的過程：1）“十一五”期間，央企、國企為主。龍源電力是中國最早從事新能源技術(shù)研究、開發(fā)與運營的央企，1993年就開始從事對風(fēng)電領(lǐng)域的
投資。“十一五”期間，以《中華人民共和國可再生能源法》的頒布為契機，五大發(fā)電集團集中進入新能源運營領(lǐng)域。
2）2011-2020年，民企大量進入。“十二五”期間，除了五大四小發(fā)電集團以外，以金風(fēng)科技為代表的部分設(shè)備龍頭廠商也選擇進入新能源運營領(lǐng)域，市場競爭格局由集中變得分散。“十三五”期間，光伏行業(yè)迎來快速發(fā)展，以晶科科技、信義能源為代表的民營企業(yè)大舉進入新能源運營領(lǐng)域，市場競爭格局進一步分散。
3）“十四五”期間，雙碳目標(biāo)的提出，使得央企和國企承擔(dān)了更多發(fā)展責(zé)任，另一方面，融資約束、資源約束、補貼拖欠等因素使得民營企業(yè)逐步退出風(fēng)電領(lǐng)域，因此，整個行業(yè)的市場競爭格局經(jīng)歷了“集中-分散-再集中”的過程?？紤]到：
1）項目層面：五大發(fā)電集團紛紛制定了較為激進的新能源發(fā)展規(guī)劃。華能集團“十四五”期間新增新能源裝機8000萬千瓦以上，確保清潔能源裝機占比50%以上；國電投集團到2025年電力裝機將達到2.2億千瓦，清潔能源裝機比重提升到60％；大唐集團到2025年非化石能源裝機超過50%；華電集團“十四五”期間力爭新增新能源裝機7500萬千瓦，清潔裝機占比接近60%；國家能源集團力爭到“十四五”末，可再生能源新增裝機達到7000-8000萬千瓦。
2）資金層面：光伏電站作為長期穩(wěn)定的運營資產(chǎn)，前期資本開支較大、投資回收期均為10年以上，因此對于開發(fā)主體的資金規(guī)模、融資渠道、貸款利率、信用評級等均有較高的要求。
央企本身資金實力較強、信用評級穩(wěn)定、融資渠道通暢，貸款利率一般為LPR下浮，因此相比民企和一般國企具有較強的競爭優(yōu)勢。
因此，資源獲取+資金壁壘的競爭優(yōu)勢下，預(yù)計光伏運營行業(yè)集中度將會逐步提升，優(yōu)質(zhì)央企在其中市占率會顯著提升。
四、綠電運營商多維梳理
1、從裝機增長率看短期基本面
為何關(guān)注裝機增長率這一指標(biāo)？
由于風(fēng)光新能源建設(shè)周期一般在0.5-1年左右，因而當(dāng)年新增的裝機規(guī)模主要影響后一年的收入和業(yè)績。
因而，對于風(fēng)光新能源發(fā)電企業(yè)而言，當(dāng)年的新增裝機規(guī)模會對后一年發(fā)電量增長率產(chǎn)生較大的影響，進而對其收入和業(yè)績產(chǎn)生影響。
裝機總規(guī)模居前：華國際（118.7GW）、國電電力（99.8GW）、大唐發(fā)電（68.8GW）、中國電力（52.0GW）、華潤電力（48.0GW）。n
風(fēng)電裝機規(guī)模居前：龍源電力（23.7GW）、三峽能源（14.3GW）、華潤電力（14.3GW）、大唐新能源（12.0GW）、華能國際（10.5GW）。n
光伏裝機規(guī)模居前：三峽能源（8.4GW）、中國電力（7.5GW）、中國核電（6.2GW）、吉電股份（4.3GW）、上海電力（3.9GW）。
純綠電運營商風(fēng)光新能源裝機增長幾何？
風(fēng)光新能源裝機增幅較大的公司：桂冠電力（+154%）、北京能源國際（+101%）、金開新能（+63%）、三峽能源（+47%）、浙江新能（+41%）、節(jié)能風(fēng)電（+36%）、江蘇新能（+31%）。
風(fēng)電裝機增幅較大的公司：浙江新能（+179%）、金開新能（+143%）、桂冠電力（+138%）、三峽能源（+61%）、節(jié)能風(fēng)電（+36%）、江蘇新能（+34%）、北控清潔能源集團（+34%）。
光伏裝機增幅較大的公司：龍源電力（+148%）、協(xié)合新能源（+142%）、北京能源國際（+86%）、金開新能（+45%）、三峽能源（+29%）。
2、從在建工程看中期業(yè)績增長確定性
2022Q1在建工程（合計）減少的綠電運營商：三峽能源、華能國際、大唐發(fā)電、上海電力、龍源電力、新天綠能、國投電力、節(jié)能風(fēng)電、吉電股份等，以上公司可能有風(fēng)光新能源項目投運。
2022Q1在建工程（合計）增加的綠電運營商：國電電力、粵電力A、廣州發(fā)展、晶科科技、太陽能等，以上公司在2022年一季度可能有新德風(fēng)光新能源發(fā)電項目開始建設(shè)。
投資性凈現(xiàn)金流是風(fēng)光新能源項目開工、建設(shè)在現(xiàn)金流量表的體現(xiàn)，可對在建工程科目進行驗證。
從投資性凈現(xiàn)金流來看，2021年投資較大的公司有：華能國際、三峽能源、中國核電、國電電力、龍源電力、上海電力、大唐發(fā)電等；
2022年Q1，投資較大的公司有華能國際、三峽能源、中國核電、大唐發(fā)電、國投電力、龍源電力、浙江新能、吉電股份。
純綠電運營公司主要推進風(fēng)光新能源發(fā)電項目建設(shè)，因而其在建工程（合計）多以風(fēng)光新能源項目建設(shè)為主。
從在建工程/市值指標(biāo)來看，截至2022年Q1，三峽能源（30%）、新天綠能（28%）、節(jié)能風(fēng)電（19%）、晶科科技（8%）、龍源電力（8%）等公司在建工程/市值占比較高，反映出以上公司未來業(yè)績增長的確定性相對更高。
對轉(zhuǎn)型綠電運營商在建工程中關(guān)于風(fēng)光新能源項目在建工程余額進行梳理。
從在建工程/市值指標(biāo)來看，2021年風(fēng)光新能源項目的在建工程余額與市值相比的數(shù)值較高的轉(zhuǎn)型綠電運營商有：上海電力（35%）、福能股份（29%）、粵電力A（23%）、華能國際（19%）、大唐發(fā)電（16%）、吉電股份（12%）、國電電力（8%）。
以上公司在建工程中風(fēng)光新能源項目的余額較大，未來風(fēng)光新能源發(fā)電業(yè)務(wù)業(yè)績增長的確定性相對較高。
3、從資源儲備及規(guī)劃看長期成長性
1）純綠電
在資源儲備方面，三峽能源、龍源電力、節(jié)能風(fēng)電、中閩能源、新
天綠能等運營商資源儲備，相較于其已投產(chǎn)的項目裝機具有較大增長空間。
在未來風(fēng)光新能源發(fā)展規(guī)劃方面，三峽能源、金開新能、廣宇發(fā)展等對未來風(fēng)光新能源發(fā)展具有較為明確的發(fā)展規(guī)劃，未來風(fēng)光新能源增長空間較大。
2）轉(zhuǎn)型發(fā)力綠電的運營商資源儲備及規(guī)劃情況
在資源儲備方面，華潤電力、福能股份、華能國際、國電電力、大唐發(fā)電、中國電力等運營商的資源儲備，相較于其已投產(chǎn)的項目裝機
具有較大增長空間，未來風(fēng)光新能源裝機規(guī)模增長確定性較高。
在未來風(fēng)光新能源發(fā)展規(guī)劃方面，華潤電力、華能國際、吉電股份、粵電力A、國電電力等對未來風(fēng)光新能源發(fā)展具有較為明確的發(fā)展規(guī)劃，未來風(fēng)光新能源增長空間較大。
4、從財務(wù)指標(biāo)看經(jīng)營發(fā)展質(zhì)量
毛利率和凈利率是衡量風(fēng)光新能源運營商風(fēng)光資產(chǎn)稟賦和運營質(zhì)量的重要指標(biāo)。
1）純綠電
從毛利率來看，中閩能源、三峽能源、節(jié)能風(fēng)電、浙江新能、金開新能等運營商毛利率居前。2022年Q1，龍源電力、三峽能源、節(jié)能風(fēng)電、中閩能源、太陽能、江蘇新能等運營商較2021年的毛利率有所提升。
從凈利率來看，中閩能源、三峽能源、節(jié)能風(fēng)電、龍源電力、浙江新能等運營商凈利率水平相對較好。2022年Q1，龍源電力、三峽能源、節(jié)能風(fēng)電、江蘇新能、中閩能源等運營商較2021年的凈利率有所提升。
風(fēng)電毛利率較高的綠電運營商：金開新能（69.2%%）、江蘇新能（67.1%）、中閩能源（65.7%）、龍源電力（62.4%）、浙江新能（62.0%）、三峽能源（60.4%）。
光伏毛利率較高的綠電運營商：太陽能（65.2%）。
風(fēng)光新能源項目毛利率較高的綠電運營商：江蘇新能（65.9%）、中閩能源（65.5%）、太陽能（65.2%）、金開新能（62.0%）、龍 源電力（62.4%）
2)轉(zhuǎn)型綠電
風(fēng)電毛利率較高的轉(zhuǎn)型綠電運營商：上海電力（71.62%）、廣州發(fā)展（67.37%）、內(nèi)蒙華電（66.39%）、福能股份（65.96%）、湖北能源（62.76%）、華能國際（61.53%）。
光伏毛利率較高的轉(zhuǎn)型綠電運營商：內(nèi)蒙華電（73.33%）、上海電力（64.94%）、中國核電（61.55%）、華能國際（59.69%）。n
風(fēng)光新能源項目毛利率較高的轉(zhuǎn)型綠電運營商：上海電力（69.02%）、內(nèi)蒙華電（66.87%）、福能股份（65.78%）、廣州發(fā)展（64.77%）、華能國際（61.23%）。
資產(chǎn)負(fù)債率高低可在很大程度上衡量各綠電運營商未來加杠桿的空間大小。
2022年第一季度，資產(chǎn)負(fù)債率較低的綠電運營商：申能股份（55.8%）、內(nèi)蒙華電（51.5%）、湖北能源（49.9%）、福能股份 （ 49.8% ） 、 廣州發(fā)展 （ 55.1% ） 、 廣 宇 發(fā) 展（55.0%）、晶科科技（59.9%）、江蘇新能（58.6%）、中閩能源（52.7%）。
2022年第一季度，資產(chǎn)負(fù)債率較高的綠電運營商：金開新能（80.9%）、吉電股份（79.0%）、上海電力（75.8%）、華能國際 （ 74.8% ） 、 粵電力 A （ 72.0% ） 、 大唐發(fā)電（73.9%）、國電電力（71.6%）、中廣核新能源（83.5%，2021年數(shù)據(jù)）。
2019年以來，資產(chǎn)負(fù)債率持續(xù)處于高位的綠電運營商：華能國際、上海電力、吉電股份、金開新能、中廣核新能源。
2019年以來，資產(chǎn)負(fù)債率持續(xù)處于低位的綠電運營商：申能股份、湖北能源、福能股份、廣州發(fā)展、江蘇新能、中閩能源。
2019年以來，資產(chǎn)負(fù)債率大幅提升的綠電運營商：江蘇新能、粵電力A、申能股份、三峽能源、湖北能源。
2019年以來，資產(chǎn)負(fù)債率有所下降的綠電運營商：內(nèi)蒙華電、中國核電、國投電力、晶科科技、新天綠能。
從21年利率情況來看，利率水平較低的綠電運營商：華能國際（3.74%）、國投電力（3.81%）、中國核電（3.73%）、三 峽 能 源 （ 3.40% ） 、 粵電力 A （ 3.32% ） 、 福 能 股 份（3.18%）、新天綠能（3.96%）、節(jié)能風(fēng)電（3.94%）、浙江新能 （ 3.66% ） 、 金開新能 （ 3.81% ） 、 華 潤 電 力（3.52%）。
從21年利率情況來看，利率水平較高的綠電運營商：晶科科技、廣宇發(fā)展、廣州發(fā)展。
5、券商建議
估值水平亦是在選擇綠電運營商時需考慮的重要因素，估值相對偏低，則具有一定的安全邊際，投資持有體驗可能會相對更佳。n
從PE（TTM）角度來看，廣州發(fā)展、華潤電力、吉電股份、江蘇新能、浙江新能、國投電力、龍源電力、申能股份、內(nèi)蒙華電等運營商估值偏高；大唐新能源、中廣核新能源、中閩能源、太陽能、福能股份、湖北能源、中國核電等估值偏低。n
從PB（LF）角度來看，華能國際、龍源電力、三峽能源、新天綠能、浙江新能、中閩能源等估值偏高，而粵電力A、申能股份、湖北能源、中國電力、華潤電力、國電電力、福能股份、晶科科技等估值偏低。
從2022年預(yù)測PE情況來看，華能國際、國電電力、國投電力、中國核電、粵電力A、上海電力、申能股份、內(nèi)蒙華電、福能股份、太陽能、廣宇發(fā)展、金開新能、晶科科技、江蘇新能、中閩能源、中國電力、華潤電力、大唐新能源、中廣核新能源等運營商估值均較低，而龍源電力、三峽能源的估值則相對較高。
原標(biāo)題：綠電運營商：景氣度高+盈利能力強+集中度提升
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