电气设备行业深度研究：风光运营商：拨云见日，成长+防御属性凸显

风光运营商：拨云见日，成长+防御属性凸显 挖掘价值投资成长 强于大市（维持） 2023年11月21日 证券分析师：周旭辉证书编号：S1160521050001证券分析师：朱晋潇证书编号：S1160522070001电话：021-23586740 ◆我们认为，风光运营商具备成长+防御属性，估值低。在经济增速放缓、流动性改善背景下，业绩增长稳健，有望取得超额+绝对收益。 一、成长性：长坡厚雪，装机+盈利提升 ◆装机空间大：据全球能源互联网发展合作组织（GEIDCO）预测，2025年国内风电、光伏装机量有望较2020年提升约90%、120%，2022年增速超预期。 ◆LCOE+借贷利率下降推动ROE攀升:据我们测算，1）风电：若初始建设成本从6.0元/W降至5.4元/W、贷款利率下降1pct，资本金IRR可从15.5%提升5.3pct至20.8%；2）光伏:若初始建设成本从4.0元/W降至3.6元/W、贷款利率下降1pct，资本金IRR可从9.5%提升3.8pct至13.4%。项目资本金IRR提升可最终传导至报表端ROE。 二、防御性：估值有安全边际，商业模式稳定 ◆估值低：截至2023年10月8日，申万风电、光伏指数P/B估值为1.66倍、1.25倍，处于历史低位；H股估值偏低：从单GW市值来看，三峡能源、节能风电分别为52、40亿元/GW，龙源电力H、大唐新能源H、中广核新能源H分别为16、8.4、8.8亿元/GW。 《4680量产在即，相关设备有望放量》2023.10.20 《固态电池专题研究：产业链初步成形，产业化稳步推进》2023.10.16《IEA发布《全球氢能评论2023》，行业加速发展》2023.09.27《风电海缆专题研究：乘海风发展之势，迎来高速成长期》2023.09.25《热扩散标准趋严，细分领域受益》2023.08.29 ◆商业模式：1）资源垄断：优质资源稀缺，核心竞争壁垒为股东资源及资金实力；2）高杠杆：资产负债率大多超60%，借贷成本降低助力盈利提升；3）高毛利率：无燃料成本，运营商毛利率高；4）现金流稳定：主要成本为一次性初始投资和利息，利润及现金流稳定性高。 三、边际因素：电价、绿电溢价、消纳和补贴等有望向好 ◆电价下行概率小：国内工业用电均价在0.60-0.65元/kWh区间波动，为全球较低水平；电价主要与煤炭挂钩，同时中长期市场交易电量占比提升，电价波动幅度有限、有望小幅上升。 ◆绿电溢价凸显：绿证核发全覆盖，可为风电、光伏项目带来约0.04-0.05元/kWh的收入，“绿证+绿电”助力环境价值变现，溢价空间有望打开。 ◆消纳向好：2016-2022年间全国弃风、弃光率分别降低14.4、8.3pct，2023H1消纳整体良好，源、网、荷、储建设缓解消纳压力。 ◆补贴有保障：国家信用背书，全国核查发放有望加快。 【配置建议】 ◆建议关注融资成本低、盈利能力强的央国企标的，如龙源电力H、三峡能源、大唐新能源H、中广核新能源H、广宇发展等。 1、关键假设 ◆关键假设1：风、光装机在“十四五”期间CAGR维持在14%、17%以上；消纳体系建设与增量装机跟进，预计不会出现大范围的弃风、弃光。 ◆关键假设2：预计电价长期维持相对平稳，绿电溢价有望提升。 ◆关键假设3：初始建设成本、贷款利率下降预计可推动项目回报率的持续提升。 假定风电（陆上）、光伏（集中式）项目的使用年限分别为20、25年，利用小时数分别为2221、1337小时/年，不含税上网电价分别为0.36、0.34元/kWh,资本金投入比例为30%，据我们测算，当初始建设成本(假设风电为6.0元/W，光伏为4.0元/W)、贷款利率（假设为4.5%）分别下降10%、1pct，风电、光伏项目的资本金IRR可分别提升5.3、3.9pct。 2.创新之处 2.1.市场担忧风光装机规划面临消纳瓶颈、绿电电价下行、补贴发放不及预期。我们认为以上因素仅会对股价表现造成短期扰动，我们看好中长期视角下风光运营行业的成长性与防御性，投资风光运营商的核心关注点应在于其长期的装机扩张速度和发电项目的回报率。 2.2.市场认为当前风光运营商的估值定价较为合理。从历史估值水平来看，当前估值处于历史低位，考虑到风光发电的成长性与防御性，我们认为其估值水平或将在中长期内恢复上涨。 3.潜在催化 ◆行业整体电价向上运行；补贴发放加快；消纳问题改善，装机扩张加快 【风险提示】 ◆政策不及预期、新能源装机不及预期、电价下调的风险、风光消纳不及预期 正文目录 1.成长性：装机增速快，ROE爬坡进行时.........................................................51.1.“十四五”风光装机翻倍，实际增速超预期..............................................51.2.LCOE+借贷利率下降，ROE或与资本金IRR同升..........................................62.防御性：立足估值洼地，商业模式稳定........................................................92.1.当前H股龙头估值水平较低......................................................................92.2.风光商业模式清晰，央企现金流稳健......................................................103.行业变化与预期差....................................................................................143.1.电价：进一步下降空间有限，预计维持相对平稳......................................143.2.溢价：绿电溢价有望凸显.......................................................................163.3.消纳：大部分地区消纳良好，源、网、荷、储多重助力...........................183.4.补贴：国家信用背书，边际向好.............................................................204.投资建议..................................................................................................215.风险提示..................................................................................................22 图表目录 图表1：陆上风电项目资本金IRR敏感性分析...................................................2图表2：集中式光伏项目资本金IRR敏感性分析................................................2图表3：“十四五”期间风、光装机容量CAGR预计达14%、17%（GW，%）..........5图表4：“五大六小”已披露的“十四五”装机规划.........................................6图表5：2010-2021年全球光伏、陆风、海风初始建设成本不断降低（USD/kW）..6图表6：2010-2021年全球光伏、陆风、海风LCOE不断下降(USD/kWh)...............6图表7：陆上风电项目资本金IRR对初始建设成本、贷款利率变动的敏感性分析.7图表8：光伏项目资本金IRR对初始建设成本、贷款利率变动的敏感性分析........8图表9：风光发电行业尚在成长期，估值处历史较低位......................................9图表10：单GW市值：H股风光龙头偏低.........................................................10图表11：风光运营商业绩决定因素................................................................10图表12：风光运营商资产负债率大多在60%以上.............................................11图表13：样本风光运营商整体财务费用率下降................................................11图表14：2022年全国风能资源分布...............................................................11图表15：2022年全国太阳能资源分布............................................................11图表16：2022年内蒙古、新疆已知风电项目指标获取情况..............................12图表17：风电、光伏产业链下游利润丰厚......................................................12图表18：风光运营商折旧、财务费用占比高...................................................13图表19：风光运营商盈利现金质量较高..........................................................13图表20：我国电价组成.................................................................................14图表21：国内36大主要城市工业用电均价（元/kWh）....................................15图表22：中国销售电价处于国际较低水平（元/kWh）......................................15图表23：2000-2021年丹麦电价波动及风力发电量占比变化情况（Kr/kWh,%）.15图表24：2018-2022年市场化交易电量占比逐年升高......................................16图表25：2022年中长期交易约占市场化交易电量80%.....................................16图表26：我国绿电交易机制..........................................................................16图表27：绿证、绿电、CCER对比...................................................................17图表28：绿电交易经济性测算.......................................................................17图表29：2021年至2023年6月新能源并网消纳情况......................................18图表30：各省份“十四五”风光装机规划与2022年消纳率.