三峡能源专题研究报告：从水电到风光，从江河到海洋
一、 承载三峡改革希冀，羽翼渐丰
1.1 从水电到风光，承载三峡改革希冀的新能源之翼
公司控股股东三峡集团是以大型水电开发与运营为主的清洁能源企业。1993 年经国务院批准成立中国长江三峡工程开发总 公司，2009年 9月 27日更名为中国长江三峡集团公司。三峡集团围绕清洁能源主业形成了工程建设与咨询、电力生产与运 营、流域梯级调度与综合管理、国际能源投资与承包、生态环保投资与运营、新能源开发与运营管理、资本运营与金融业务、 资产管理与基地服务八大业务板块；业务遍布国内 31 个省、自治区和直辖市，以及全球四十多个国家和地区，是全球最大 的水电开发运营企业；未来力图实现清洁能源和长江生态环保“两翼齐飞”。
1.2 羽翼渐丰，部分指标仅次于长江电力
作为从葛洲坝、三峡起家的央企，水电站的建设和运营是三峡集团的立身之本，长江电力作为集团的水电运营平台，是推动 集团经营发展的核心发动机。在未来发展方向上，“一主两翼”中的“两翼”之一即为新能源开发与运营。集团自 2006 年 底即已开始风电投资建设、2007 年实现首机投产，集合全集团之力孵化出公司这一新能源运营行业巨头。目前来看，公司 所在的“新能源之翼”虽然尚显稚嫩，但与长江环保集团所在的“环保之翼”相比成熟度更高。2016至 2020年，公司在集 团总装机容量中的占比由 9.5%提升至 17.9%，在总发电量中的占比由 3.7%提升至 7.1%，在总营收和净利中的占比分别由 6.7%、7.1%提升至 10.2%、8.7%，增长趋势良好。截至 2020年，公司在装机规模、净利润贡献度指标中仅次于老大哥长 江电力，毛利率和净利率也接近于长电。
二、 迅猛成长的后起之秀
2.1 内部有限竞争，具备全国性布局优势
在“2030碳达峰、2060碳中和”的目标得以明确并强化后，从各地政府到各家企业，纷纷加码新能源，提出了各自的发展 目标。华能明确提出到 2025 年新增新能源装机 8000 万千瓦以上；国电投宣布“2023 年国内碳达峰”；国家能源集团先期 提出确保实现新增新能源装机 7000-8000万千瓦，之后更进一步加码；华电集团表示力争新增新能源装机 7500万千瓦；中 广核“十四五”规划年均新增投运 400-600 万千瓦，到 2025年在运装机超过 5000万千瓦；公司控股股东三峡集团董事长 在接受媒体采访时表示，未来 5 年新能源装机实现 7000-8000 万千瓦的水平，旗下的其他 3 家上市平台也开始切入风、光 项目开发。
水电核心平台长江电力：在 2020年业绩发布会上表示将开展金沙江下游干热河谷的风、光资源开发，打造水风光一体 化清洁能源基地。
湖北区域平台湖北能源：除现有风、光项目外，2021年 4月与恩施州政府签约，计划“十四五”至”十五五”期间实 现投资规模约 300 亿元、新增装机规模 300 万千瓦以上，其中新能源投资 120 亿元。
配售电及综合能源平台三峡水利：“十四五”发展规划提出打造新能源开发运营平台，2021 年 7 月与重庆市巫溪县政 府签约，2021-2022 年投资 18 亿元开发 45 万千瓦光伏。
公司在内部面临着三家兄弟公司的竞争压力，但我们认为这主要是三峡集团为实现“3060”目标而采用赛马机制进行多管 齐下式跑马圈地、最大化下属各单位的经营地区资源优势的考量。此外，考虑到同业竞争的问题，3家兄弟单位大概率也将 集中在现有电站辐射范围内开发风、光资源。湖北能源、三峡水利或分别负责湖北、重庆地区，长江电力或负责金沙江、长 江流域以及海外资产，而公司在全国各地区的开发应不受限制，集团“十四五”7000-8000 万千瓦装机目标中的大部分份额 或由公司承担。
2.2 迅猛成长，后发先至
2021 年 7 月 23 日，平庄能源（ST平能）召开 2021 年第一次临时股东大会，审议通过了《关于公司与龙源电力集团股份 有限公司换股吸收合并及重大资产出售及支付现金购买资产暨关联交易方案的议案》等一系列议案，标志着“中国新能源第 一股”龙源电力通过换股吸收合并平庄能源回归 A 股、实现 A+H两地上市已进入最后流程。2002年中国电力体制改革启动， 龙源电力作为原国家电力公司系统全部风电资产的承接单位，被划转并入拆分出的“五大发电”之一——国电集团，此后逐 步成长为世界风电之王，自 2015 年起持续保持世界第一大风电运营商地位。截至 2020 年底，龙源电力总装机容量 2468 万千瓦，其中风电 2230万千瓦、光伏 44万千瓦。回归 A 股后，公司现在的 A 股第一大新能源运营商地位大概率将被龙源 替代。
此外，华能新能源和华电福新在 2020 年先后退市，黄河水电 2019 年底已完成增资引战，中广核风电 2021 年 7 月也开始 在北交所挂牌增资引战，几大巨头后续或将陆续登陆国内资本市场。
在国内“五大”、“五小”发电央企旗下新能源主力平台中，以 2020年底风光装机规模对比，公司仅次于龙源电力，略高于 华能新能源、中广核风电、华电福新、大唐新能源；从全年风光发电量来看，公司仅高于大唐新能源，落后于其他 4家，主 要是因为公司在 2020 年新增装机近500 万千瓦，远高于其他 5 家，新投产机组运行期较短、发电量有限。
虽然在装机规模、电量上落后于同业，但回顾公司的成长轨迹，可以发现其增长势头迅猛，“十三五”期间，公司装机容量、 发电量的年均复合增速分别达到 22.3%、31.2%，而其他 5 家中装机增速最高只有 15.4%（中广核风电）、电量增速最高只 有 20.7%（华电福新）。2015 年公司的装机、电量尚远低于其他 5大新能源巨头，2020年就已跻身前列，就增速而言优势 显著。
三、 平价之后，风光近于水电
3.1 政策加速，平价已至
风电和光伏发电作为可再生能源的代表，发展迅速，早已成为全国第三、第四大装机的电源类型，发电量占比分列第三、第 五，“十三五”期间装机容量年均复合增速分别达到 16.6%、43.1%，发电量年均增速达到 20.2%、45.9%。风、光的快速 发展离不开前期较高电价水平的刺激，在经历了早期的试验性发展后，其上网电价在 2010 年前后迅速实现了标杆化。
3.1.1 风电：5次下调标杆/指导电价
风电上网电价的标杆化始于 2009年，当年 7月 20日，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价 格[2009]1906 号），按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为Ⅰ-Ⅳ四类风能资源区，相应标杆上网电价分别为 0.51、 0.54、0.58、0.61元/千瓦时。此外，2014年 6月 5日，发改委发布了《关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格[2014]1216号），对当时尚未开始大规模发展的海上风电，制定了标杆上网电价。通知规定，2017年以前投运的近海风电项目上网电价 为 0.85 元/千瓦时，潮间带风电项目上网电价为 0.75 元/千瓦时。
在执行了 5 年后，风电标杆电价迎来首次下调，2014 年底公布的《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价 格[2014]3008号）将第 I类、II类和 III 类资源区风电标杆上网电价降低 2分/千瓦时。一年后，《关于完善陆上风电光伏发电 上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号）公布，再次将 I、II、III 类资源区风电标杆上网电价降低 2分/千瓦时， Ⅳ类资源区降低 1分/千瓦时。通知同时提前设定了 2018年起的风电标杆电价，但又是在一年后，2016年 12月 26日发布 的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2016]2729号），大幅下调 2018年起的风电标杆上网电价， Ⅰ-Ⅳ四类资源区的电价相比2016-2017 年分别降低了7、5、5、3分/千瓦时。
2018 年 5月 18日，国家能源局发布《关于 2018年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能[2018]47号），通知提出， 从当日起，尚未印发 2018 年风电度建设方案的省(区、市)新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全 部通过竞争方式配置和确定上网电价；从 2019 年起，各省(区、市)新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部 通过竞争方式配置和确定上网电价；申报电价为合理收益条件下测算出的 20年固定上网电价。2019年 5月 21日，国家发 改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格[2019]882号），将标杆上网电价改为指导价，并一次性核定了 2019、 2020 两年的陆上及海上风电指导电价。
3.1.2 光伏发电：7次下调标杆/指导电价
光伏发电标杆上网电价的制定始于 2011 年 7 月 24 日公布的《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（发改价格 [2011]1594号）。通知规定，对非招标太阳能光伏发电项目实行全国统一的标杆上网电价；2011年 7月 1日以前核准建设、 2011 年 12 月 31 日建成投产的光伏发电上网电价统一核定为 1.15 元/千瓦时；2011 年 7 月 1 日及以后核准的、2011 年 7 月 1 日之前核准但 2011 年 12 月 31 日仍未投产的光伏发电项目，除西藏外上网电价均为 1元/千瓦时。
光伏标杆电价的首次下调在两年后，2013年 8月 26日国家发改委发布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通 知》（发改价格[2013]1638号），将全国分为三类太阳能资源区，规定 I-III 类资源区光伏电站标杆上网电价分别为 0.90、0.95、 1.00 元/千瓦时，即 I-III 类资源区上网电价分别降低 10、5、0 分/千瓦时。通知同时明确了对分布式光伏发电的补贴政策， 补贴标准为 0.42 元/千瓦时。15 和 16年底，光伏与风电一同调整了标杆电价，两次降价的幅度也呈扩大态势，分别为 10、 7、2分/千瓦时和 15、13、13分/千瓦时。但随着光伏装机的爆发式增长，加速降价也难以缓解日益沉重的补贴压力，政策 的调整也愈发频繁。
2017年 12月 19日，发改委公布了《关于 2018年光伏发电项目价格政策的通知》（发改价格规[2017]2196 号），除了将集中式和分布式光伏电站的上网电价分别降低了 10和 5分/千瓦时，还规定 2019年起全部按投运时间执行对应的标杆电价，不再按备案时间执行上网电价。紧接着在半年之后，《关于 2018 年光伏发电有关事项的通知》（发改能源 [2018]823号）公布。“531”新政一方面叫停了集中式电站的建设，另一方面也将集中式和分布式光伏电站的上网电价统一 降低了 5 分/千瓦时。
2019 年 4 月 28 日，国家发改委发布《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》(发改价格[2019]761 号)，将标杆 上网电价改为指导价，并核定了 2019 年 6 月 30 日以后指导电价。2020 年 3 月 31 日，发布了《关于 2020 年光伏发电上 网电价政策有关事项的通知》（发改价格[2020]511 号），再次下调指导价。
3.1.3 2021 年正式进入平价时代
2018 年 9 月 13 日，国家能源局发布《关于加快推进风电、光伏发电平价上网有关工作的通知（征求意见稿）》；2019 年 1 月 7 日，国家发改委、国家能源局正式联合发布《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》（发改能 源[2019]19号），要求开展平价上网项目和低价上网试点项目建设，推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、 光伏发电平价上网试点项目（平价上网项目）；在资源条件优良和市场消纳条件保障度高的地区，引导建设一批上网电价低 于燃煤标杆上网电价的低价上网试点项目（低价上网项目）。2019年 4月 8日，国家能源局印发《关于推进风电、光伏发电 无补贴平价上网项目建设的工作方案（征求意见稿）》，接着在 5 月 28 日印发了《关于 2019 年风电、光伏发电建设管理有 关要求的通知》（国能发新能[2019]49 号），向着平价上网的目标加速推进。2021 年 6月 7日，国家发改委发布《关于 2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格[2021]833号），规定：
2021 年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价 上网。2021 年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好 体现光伏发电、风电的绿色电力价值。与 4月份的征求意见稿相比，风、光上网电价不再基本要求低于当地煤电基准价，且去除了竞争性配置和市场化交易的要求。
3.2 补贴造成的应收账款堰塞湖有望逐步回落
2006 年 1 月 20 日印发的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7 号）中规定：可再生能源发 电价格实行政府定价和政府指导价两种形式。政府指导价即通过招标确定的中标价格；可再生能源发电项目上网电价高于当 地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网 平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等，通过向电力用户征收电价附加的方式解决。即电网和发电企业 实时结算的电价部分为当地煤电标杆电价，其余部分需要等待可再生能源补贴到账后下发。因此在风电、光伏的上网电价结 构中，煤电标杆电价同样占据了重要地位，超出煤电标杆电价的部分因为可再生能源补贴发放的延迟问题，造成运营企业产 生了巨量的应收账款堰塞湖。
对比各年度期末应收账款余额和全年净利润、营业收入、经营净现金流以及期末净资产，可以发现巨量的应收账款对企业经 营造成了巨大影响。同样以这 6 家公司为例：
期末应收账款/当年净利润：6家公司在 2020年度的比值均在 300%以上，最高的是大唐新能源，达到了 8倍；2016-2020 年均值也基本在 3 倍上下，大唐新能源超过 7 倍。
期末应收账款/当年营业收入：除龙源电力和华电福新外，其他 4家公司在 2020年度的比值均在 100%以上，即期末应 收账款大于全年营业收入；而 2016-2020 年均值也都接近于 100%。龙源电力和华电福新的比值较低，主要是因为其 有一定体量的装机是火电，营收中没有补贴部分。
期末应收账款/当年经营净现金流：6 家公司在 2020 年度的比值在 200%上下，大唐新能源和华电福新超过 2 倍；2016-2020 年均值基本在 1 倍以上，仅龙源电力略低于 100%。
期末应收账款/期末净资产：6家公司在 2020年度的比值在 40%上下，大唐新能源、华电福新、华能新能源超过 40%；2016-2020 年均值在 30%上下。
2017 年 8 月 31 日，国家能源局发布《关于公布风电平价上网示范项目的通知》，位于河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆 5 省、总规模 70.7万千瓦的 13个项目成为首批风电平价上网示范项目。2019 年 7月 31日，13个项目中的中核汇能甘肃玉 门黒崖子 50MW 平价风电示范项目并网，成为全国首个并网发电的平价风电示范项目。
而光伏的平价进程甚至快过风电。2018 年 12月 29日，由公司联合阳光电源投资建设的三峡新能源格尔木 500MW 光伏领 跑者项目并网发电，是国内一次性建成规模最大的“光伏领跑者”项目，也是国内首个大型平价上网光伏项目，项目平均电 价 0.316元/千瓦时，低于 0.3247元/千瓦时的青海省火电脱硫标杆上网电价。2019年底，全国第一批光伏平价上网试点项 目开始并网投产。
随着上网电价下调带来的新增补贴金额增长趋缓、存量补贴金额的稳步提升、平价项目的陆续投产，补贴造成的应收账款堰 塞湖有望逐步回落。2021年中央政府性基金的收、支预算中，可再生能源电价附加收入及支出安排金额均低于 2020年的预 算数和执行数。
对比 6家头部公司在 2020年末和 2019年末的应收账款情况，可以发现，有 4家的期末应收账款增加值同比下降；仅华电 福新和大唐新能源同比上升，其中华电福新部分原因在于 2020年退市后整合集团内部资源、大量风光项目并表。平价上网 减少了对补贴的依赖，风电、光伏将不再是报表好看、运营吃力的低质资产。
3.3 风光盈利模式类似水电，利润率丰厚
对比水、火、核、风、光五大电源类型的生产流程，火、核两种电源类型在生产流程中需要消耗燃料（煤炭、天然气、核燃 料等），而水、风、光是对水能、风能、太阳能的直接利用，目前除部分地区的水电需要支付水资源费（2017年 12 月 1日 起改为水资源税，计入税金及附加）外，并不需要对上游“原材料”进行付费。因此，水、风、光三种电源类型的盈利模式 较为相似，成本端主要是固定资产折旧以及人员、运维等费用。
以公司为例，在 2017年完成风机制造业务剥离后， 2017-2019 三年中固定资产折旧在营业成本中的占比基本在八成左右；随着运维管理的优化，2020 年测算出的折旧占比进一步提升至约九成。而国内三大水电龙头企业长江电力、华能水电、雅 砻江水电，其固定资产折旧在营业成本中的占比基本保持在六至七成，相比风电光伏主要是多出了水资源费和库区基金等费 用。
对比 6 家头部新能源运营商和 3 家头部水电运营商的关键财务指标：
毛利率：2020年，6家新能源运营商毛利率均值为 47.9%，3家水电运营商均值为 60.6%；2016-2020 年 6 家新能源
和 3家水电企业的均值分别为 46.9%、60.0%。剔除有一定规模火电资产的龙源电力和华电福新后，4家新能源运营商 2020 年毛利率均值为 54.0%，2016-2020 年均值为52.6%。
净利率：2020年，6家新能源运营商净利率均值为 24.0%，3家水电运营商均值为 36.3%；2016-2020 年 6 家新能源 和 3家水电企业的均值分别为 22.7%、36.1%。剔除有一定规模火电资产的龙源电力和华电福新后，4家新能源运营商 2020 年净利率均值为 27.5%，2016-2020 年均值为25.5%。
ROE：2020年，6家新能源运营商 ROE 均值为 8.8%，3家水电运营商均值为 11.5%；2016-2020年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分别为 8.9%、12.6%。
ROA：2020 年，6 家新能源运营商 ROA 均值为 3.1%，3 家水电运营商均值为 5.2%；2016-2020 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分别为 2.9%、5.1%。由此可见，风电、光伏运营商的利润率水平接近于水电，大幅高于火电，甚至略高于同样有“印钞机”美誉的核电。随着补 贴问题的逐步消解，风、光运营的丰厚利润将成为和水、核一样实实在在的强劲现金流。
四、 破茧化蝶在即
4.1 2018 年增资引战开启第一次飞跃
2017 年 9 月 18日，三峡集团作出《关于中国三峡新能源有限公司增资扩股引进战略投资者方案的批复》，同意公司通过产 权交易所公开引进 3至 10家战略投资者，合计持股比例 20%至 30%。公司于 2017 年 9月 27日起在北京产权交易所公开 披露“中国三峡新能源有限公司增资项目”信息。2018年 3月 30日完成增资协议签署确认，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、招银成长分别以人民币 2.1元/单位注册资本的增资对价取得增资后公 司 30%股权，合计募集资金117.46 亿元。
战投的引入和资本金的增加一方面有效改善了公司的资产结构， 2018年底公司净资产由 2017年底的 276亿元大幅增长至 432 亿元，资产负债率下降了 10.2 个百分点至 49.3%。另一方面也为公司的发展补充了急需的弹药，按照风、光项目通常 要求的 20%-30%资本金比例，近 120亿元的增资可撬动约 400-600 亿元的投资，按照当时陆上风电和集中式光伏的造价水 平，对应约 500-750万千瓦的新增装机。2019年公司净增加贷款 124亿元，全年新增装机由 2017、2018年的 100万千瓦 出头大幅增加至近 200 万千瓦；2020 年净增加贷款 205 亿元，全年新增装机跃增至近 500 万千瓦。
4.2 2021 年 IPO 助力第二次跨越
公司 IPO 实际募集资金 225 亿元，扣除用于补充流动资金的 50 亿元后，其余 175 亿元全部投向 7 个海上风电项目，包括 广东阳江沙扒一期、二期，江苏如东 H6、H10，福建漳浦 D区、长乐 A 区，以及山东昌邑海洋牧场示范项目，合计装机容 量 250 万千瓦，静态、动态投资额达到 442、457 亿元。如果不考虑募投资金的具体使用分配，在不计入补充流动资金 50 亿元的情况下，按照 20%-30%的资本金比例，175亿元可拉动 583-875亿元的投资；扣除 7个海上风电 457亿元的总投资 额，还余下 126-418亿元的可投资额，参照 2020年陆上风电和集中式光伏的造价水平，对应约 250-850万千瓦的新增装机。如果加上补充流动资金的 50 亿元，可拉动 750-1125 亿元的投资，扣除 7 个海风项目后还剩下 293-668 亿元的可投资额， 对应约 600-1350 万千瓦的新增装机。加上募投的 7个海风项目 250万千瓦，合计新增装机最大可达到约 1600万千瓦，全 部投产后相当于公司目前在运规模翻一番，第二次跨越式发展可期。
五、 风险提示
自然条件：风电、光伏发电情况与风力、光照等自然因素直接相关，若项目所在地自然条件发生不利变化，将导致发电量下降。
电量消纳：当电网的调峰能力不足、消纳能力有限或送出通道受限，可能导致产生弃风限电、弃光限电，影响上网电量。
补贴账期：可再生能源补贴发放周期较长，导致应收账款规模逐年增大，如不能及时回收将影响经营现金流。
设备价格；大规模抢装导致风电、光伏设备短期内供不应求，推动设备价格快速上涨，将影响新建项目的收益率。