深度研究报告：风光三峡，无限风光

公司主营风电及太阳能。截止2021H1，公司实现光伏累计并网装机容量679.8万千瓦，风电累计并网装机容量941.1万千瓦，其中海上风电项目已投运规模148.7万千瓦、在建规模522.8万千瓦，其中风电项目450万千瓦(海上风电项目为293.6万千瓦)、光伏发电项目72.2万千瓦，海上风电引领趋势显现。 行业方面：政策、空间、成本、平价四维度加持 1）政策维度：为落实“碳中和”和“碳达峰”目标，今年政策密集落地，风光发展有望驶入快车道。2）空间维度：依托于“大基地”、“分布光伏”、“海风”的发展潮流，风光后续增长步伐料将继续加快。3）成本维度：受益于大型化及科技的不断革新，风电光伏成本均迎来下降，虽今年光伏组件价格有所上升，但后续上游原材料产能释放后价格拐点有望加速到来。4）平价维度：之前受制于补贴拖欠的掣肘，后续平价后盈利与成长性均将迎来改善，行业将迎来内生增长。 公司层面：多重优势加持，公司Alpha凸显 1）装机优势：公司背靠三峡集团，顺应大基地与海风发展潮流。风光大基地项目与公司当前装机分布基本一致。后期公司将依托于在所处地域的项目运营优势因地制宜开展后续项目的拓展工作；此外，海风优势愈发凸显，当前海风项目在建规模2.94GW，占全国全部海上风电在建规模的比例约20%。 2）资金优势：公司自有资本优势显著，融资能力居于行业前列，此外当前公司资产负债率处于较低水平，为后期的风光扩张提供了更大的杠杆空间。 3）运营优势：坐拥优质资源区，有较强的运营优势。公司风电机组主要分布在三北地区，处于第一资源区，风况较好因此对应较高的利用小时数。 盈利预测、估值及投资评级。我们预计公司2021-2023年归母净利润分别将达57.0/74.6/91.6亿，同比增长57.9%/30.8%/22.8%，对应EPS为0.20/0.26/0.32元。估值方面：选取风光运营商太阳能、节能风电、中闽能源及龙源电力作为可比公司。由于太阳能及节能风电体量较小，项目的竞配能力稍弱于三峡；而中闽能源新能源装机主要集中于福建，为区域性的新能源运营商；龙源电力此前主要在港股上市，流动性稍弱于A股。因此作为全国性的新能源运营商龙头，且有三峡集团的背景加持，公司在未来的发展中将有望继续保持较大优势，作为龙头应享有溢价。基于PEG估值法，在可比公司PEG均值0.7的基础上上调至1，公司21-23年CAGR预计约35%，对应2022年35倍PE，2022年目标市值2610亿元，目标价9.13元，首次覆盖，给予“强推”评级。 风险提示：产业政策发生重大变化；风电及光伏装机不如预期；应收账款风险。 主要财务指标 投资主题 报告亮点 从政策、空间、成本、平价四维度解读行业，再通过不同维度的比较寻找行业不断景气的Beta之下兼具Alpha的优质标的。 投资逻辑 行业景气度不断提升，打开成长天花板。为落实“碳中和”和“碳达峰”目标，今年政策密集落地，在“大基地”、“分布光伏”、“海风”的不断催化之下，风光发展有望驶入快车道。 公司质地优良，装机、资金、运营三方面优势加持。装机方面，公司背靠三峡集团，且顺应大基地与海风发展潮流；资金方面，公司自有资本优势显著，融资能力居于行业前列，此外当前公司资产负债率处于较低水平，为后期的风光扩张提供了更大的杠杆空间；运营方面，坐拥优质资源区，有较强的运营优势，当前机组盈利能力良好。 关键假设、估值与盈利预测 关键假设：预计2021-2023年装机容量分别将达24GW/32GW/42GW。成本层面，主要成本来自风光装机的折旧，近来年风光度电成本均呈现明显的下降趋势，按照单位千瓦的风光装机进行预测，预计2021-2023年的风光的单位千瓦折旧分别为280/260/240元及220/210/190元。财务费用方面，未来大规模的风光投资也会导致财务费用上涨，预计21-23年财务费用将达31/45/61亿。 盈利预测：我们预计公司2021-2023年归母净利润分别将达57.0/74.6/91.6亿，同比增长57.9%/30.8%/22.8%；对应EPS分别为0.20/0.26/0.32元；对应PE为36/27/22倍；对应PB为3.6/3.2/2.8。 一、风光三峡的新能源巨无霸 （一）公司发展历程及股权结构 “新能源巨无霸”，碳中和赛道领先企业。公司聚焦新能源发电领域，围绕“风光三峡”和“海上风电引领者”的战略目标，积极发展风电及光伏发电项目，同时推进中小水电、地热能、潮汐能、风电制氢等业务。截至2020年12月底，公司新能源业务已覆盖全国30个省、自治区和直辖市，已并网风电、光伏以及中小水电装机规模超1500万千瓦，装机规模、盈利能力均居国内新能源企业第一梯队。 公司成立于1985年，前身为中国水利实业开发总公司，是水利电力部直属的全民所有制企业；1999年，公司完成了国有产权变动登记，出资单位变更为国务院；2008年，公司与三峡总公司完成重组，成为三峡总公司全资子企业。2015年，经改制成为中国三峡新能源有限责任公司，并于2017、2018年完成两次增资。2019年，公司变更为中国三峡新能源股份有限公司。 图表1公司发展历程 2、公司背靠央企，直接控股股东为三峡集团 2017年9月，公司提出增资扩股引入战略投资者，并最终确定都城伟业、水电建咨询、三峡资本、珠海融朗、浙能资本、金石新能源、川投能源、招银成长8家投资方。2021年上市之后三峡集团直接持有公司49%的股权，间接通过三峡资本持有公司3.49%的股权。 图表2公司股权结构及控股股东情况 （二）主营风电及太阳能，营收、获利双增长 1、风电及光伏收入占营收比重不断扩大 公司主营风力及光伏发电，风光发电占比不断提升。2018-2020年风力发电收入分别为46.5、54.8及71.4亿元，占总营收比重分别为63%、61%、63%。光伏发电收入分别为25.7、33.2及42.8亿元，占总营收比重分别为35%、37%、35%。风力及光伏发电收入合计占总营收比重达98%。 公司2017-2020年风电累计并网装机容量由486万千瓦增加至886万千瓦，年均复合增长率22%；光伏累计并网装机容量由252.4万千瓦增加至651万千瓦，年均复合增速37%。 截止2021H1，公司实现光伏累计并网装机容量679.8万千瓦，风电累计并网装机容量941.1万千瓦，其中海上风电项目已投运规模148.7万千瓦、在建规模522.8万千瓦，其中风电项目450万千瓦(海上风电项目为293.6万千瓦)、光伏发电项目72.2万千瓦，海上风电引领趋势显现。 图表3公司主营业务收入构成及趋势（亿元） 图表4公司累计装机容量（MW）及增速 2、弃风弃光改善、度电成本下降带动毛利增长 风电、光伏业务毛利率呈上升趋势。2021H1，公司主营业务毛利率为59.8%，毛利润为16.3亿元，其中风电业务毛利率为66%，毛利润35.4亿元，光伏业务毛利率58.8%，毛利润14.3亿元。2017-2021H1，公司主营业务毛利率由54.0%增长至59.8%，一方面是由于毛利率较高的风电及光伏业务占比不断提高，而中小水电及风电设备制造等业务占比下降；另一方面则是受益于国家积极推行新能源发电消纳政策，弃风弃光率逐年下降，带动风电和光伏业务毛利率提升。风电业务毛利率提升较为显著，主要得益于单位成本下降及海上风电项目占比提高。2018年以来，受新能源消纳政策影响，公司风电设备利用小时数及单位装机容量的年发电量均有所增加，风电业务单位成本下降；同时由于海上风电项目陆续投产，毛利率较高的海上风电业务占比提升，带动风电业务毛利率提升。 图表5公司风力及光伏发电毛利率（%） 光伏业务度电折旧及度电人工成本逐年下降。2017-2020Q1，公司光伏发电单位成本由0.35元/kWh下降至0.29元/kWh。随着光伏发电的技术进步，光伏组件价格持续下降，2017年至今多晶组件单价从3元/W降至1.3元/W，公司度电折旧由0.28元下降至0.24元；同时公司积极提升运维效率，度电人工成本由0.04元下降至0.02元。 图表6光伏度电折旧及度电人工成本下降（元/千瓦时） （三）优化产业布局，创新业务模式 坚持“海上风电引领者”战略，不断巩固海上风电规模化和技术化优势。在海上风电规模化开发优势的基础上，公司积极探索海上风电技术创新。已并网项目中，响水海上风电项目建成了亚洲首座220千伏海上升压站，敷设了国内首条220千伏三芯海缆；大连庄河300MW海上风电项目为国内首个应用抗冰锥设计项目，解决了世界级抗冰锥基础设计与施工技术难题；公司在建的昌邑市海洋牧场与三峡300MW海上风电融合试验示范项目积极响应国家重点研发计划，为国内首个海上风电融合海洋牧场项目。 创新光伏开发模式，领跑光伏平价时代。2017年，公司在安徽淮南建成了全球最大采煤沉陷区水面漂浮式光伏项目，利用采煤沉陷区闲置水面作为绿色能源基地，引领国家新能源发展模式。2018年，公司在青海格尔木建成国内首个平价上网光伏发电项目，项目总装机容量50万千瓦，平均上网单价为0.316元/kWh，低于当地脱硫燃煤标杆上网电价(0.328元/kWh)。 二、行业：政策、空间、成本、平价四维度加持 （一）政策：受益风电政策红利，竞价推动转型升级 政策密集落地，风光发展步入快车道。为落实“碳中和”和“碳达峰”目标，近期国家出台一系列政策，大力发展风电等可再生能源，同时着手解决可再生能源消纳和风电光伏企业资金等问题。政策加持下，我们认为风电光伏大规模并网时代即将到来。 图表7关于新能源发展的政策及决策汇总 （二）空间：“大基地”、“分布光伏”、“海风”三重优势 1、十四五期间增长空间广阔 风电方面，预计至2025年，风电装机将达5.4亿千瓦，较目前实现翻番，复合增速13.8%； 至2050年，风机装机将达到19.7亿千瓦，复合增速6.7%。光伏方面，2021年国内新增装机预计达55-65GW，十四五期间光伏年均新增装机或将在70-90GW之间，到2025年国内光伏新增装机最高可达110GW，乐观情况下光伏新增装机较当前水平有望实现倍增。 图表8十四五期间预计风电累计装机（GW） 图表9我国光伏累计装机容量及增速（GW） 2、三个驱动：“大基地”、“分布光伏”、“海风” 1）大基地项目 首批风光大基地项目落地，总规模近100GW。2021年12月发改委和国家能源局联合发布《关于印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》，通知涉及内蒙古、青海、甘肃等多个省份的风电大基地项目的建设，全国建设规模总计97GW，其中内蒙、山西、青海的大基地项目建设位于全国前三，规模均在10GW以上（内蒙20.2GW/陕西12.5GW/青海10.9GW）。 图表10主要省份大基地项目规划（万千瓦） 2）分布式光伏：分布式拐点已至，后期大有可为 消纳优势加持，分布式新增装机首次超过集中式。与集中式光伏项目不同，分布式光伏项目可以建设在用电需求旺盛的地区，实现“自发自用，就地消纳”，优势凸显。截至目前，从装机总量上来看，集中式光伏大幅领先分布式光伏。2020年集中式光伏总装机174.4GW，占总装机的69%；分布式光伏总装机为78.3GW，占仅总装机容量的31%； 但从新增装机结构来看，分布式占比逐渐提升。近五年，集中式光伏新增装机占总装机的比例呈现下降趋势。2021年一季度，分布式光伏新增装机首次超过集中式光伏。 两成县区纳入试点项目，试点推进超预期。在分布式光伏的消纳优势加持下，分布光伏推进逐渐加快。中央政策出台后，多地也陆续出台分布式光伏建设的相关政策。据北极星统计，截至9月，已经敲定整县光伏开发的市、县、区已达193个。9月13日，国家能源局发布了《国家能源局综合司关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，通知公布了全国整县光伏推进试点县市的最终名单，最终共有33个省份的676个