绿电投资2022年度策略报告：勾勒2025，从装机规划、项目竞配、在建工程看绿电运营商长中短期发展

2021年为绿电投资元年：2021年绿电板块表现亮眼，全年公用事业指数涨幅达29.48%，其中新能源发电板块业绩表现突出，风力发电和光伏发电两板块2021年涨幅分别为80.6%和32.02%，火电板块全年涨幅也达到39.3%。 绿电“量价齐升”迎来黄金时代：1）风光产业链趋于成熟，平价时代到来，叠加“双碳”目标政策刺激，在产业趋势及政策推动双重作用下的绿电行业迎来投产高峰；2）电力市场改革下火电电价上浮，带来风光存量项目市场化电价折价缩窄空间，同时2021年绿电交易正式开启，为平价风光项目带来高溢价。“双碳”背景下持续看好2022年绿电板块投资机遇，我们提出绿电运营商投资框架：1）从企业规模、企业盈利能力、资金实力三方面评估绿电运营商质地； 2）从“项目规划”、“项目竞配”以及“在建工程”三方面分析各绿电运营商未来长中短期业绩成长性和确定性，筛选出兼具长期投资价值和短期业绩兑现能力强的绿电标的。 立足当下，绿电运营商质地如何评估？我们认为现有新能源装机规模、项目盈利能力、资金实力是评价绿电运营商质地的重要因素。首先，目前装机容量大的企业具备较强的先发优势；其次，项目盈利能力反映了企业经营效率，项目单位建造成本、上网电价与市场化电量比例、项目所在地资源禀赋、企业成本管控能力、机组运行年限、项目建造融资成本等均为影响盈利能力的核心要素，我们以度电营收/单位千瓦营收和度电净利润/单位千瓦净利润为指标分析各企业经营效率；此外，资金实力反映了企业未来项目投资潜力，我们从公司经营活动现金流、资产负债率水平以及融资成本三方面分析各电力企业资金实力。通过上述三方面分析，大型电力央企在资金实力、企业规模上具备一定优势，同时地处资源优渥的地方性国企项目盈利能力强，发展潜力更大。 着眼未来，绿电运营商成长性如何判断？我们从长中短期三个维度分析绿电企业在“十四五”期间的业绩成长性与确定性： 1）从“项目规划”看企业长期发展潜力：装机规划直接表明了企业长期在新能源运营板块发展的战略与意愿，2021年我国“五大四小”发电集团陆续出台“十四五”发展规划，粗略计算截至“十四五”末期“五大四小”发电集团有望共新增新能源装机430GW以上，未来发展绿电动力较强。除此之外，项目资源禀赋与资金实力也是影响企业未来长期发展的核心要素。 2）从“项目竞配”看企业中期成长速度：由于风电光伏建设周期相对较短，我们认为2021年竞配的项目有望在2022年开工建设，于2023年投产开始实现业绩释放，反映了各企业的中期发展潜力。从企业获得竞配项目情况看，“五大四小”发电集团具备绝对竞争力，竞配装机前十均为“五大四小”发电集团以及中能建、中电建。 3）从“在建工程”看企业短期业绩确定性：风光项目投产周期短，投资性现金流与“在建工程”数额对短期业绩影响大，2021H1的在建新能源工程有望于去年年底投产，于今年释放业绩。我们以“在建新能源装机容量”和“新能源在建工程/总市值”作为短期业绩弹性评估的核心指标，筛选出短期内具备较高业绩确定性的标的。 结合上述三个层面的分析，我们重点推荐短期及中期具备业绩有望高增长和确定性的标的【中国核电】【三峡能源】【华能国际】【上海电力】【节能风电】 风险提示：新能源装机投产进度不及预期；燃煤电价上调幅度不及预期；煤炭长协价格执行力度不及预期；竞配项目统计省份不全导致的数据偏差 1.2021年：绿电投资的元年 1.1.复盘2021：绿电表现亮眼，投资价值被市场挖掘 2021年电力板块跑赢大盘，其中新能源运营表现亮眼。从2021年1月4日至2022年1月4日，公用事业指数涨幅为29.48%，在申万一级指数31个行业中排名第六。从细分子行业看，新能源发电板块表现突出，风力发电和光伏发电两板块2021年涨幅分别为80.6%和32.02%，火电板块全年涨幅也达到39.3%，主要由于火电企业积极向新能源发电转型，新能源装机目标规模大、动力足，从而带动板块估值修复。2021年电力板块各细分子行业均跑赢沪深300指数。 图1：2021年申万一级各行业涨跌幅 图2：2021年电力各子板块涨跌幅（申万行业分类） 2021年估值提升明显，绿电投资元年开启。通过比较过去5年电力板块与沪深300指数涨跌幅，2017-2018年电力板块经历较大幅度下跌，2019-2020年表现平稳，2021年随着“双碳”政策的提出，新能源装机容量的大幅增长，新能源发电成长性、确定性得到印证，电力板块估值提升明显，电力板块PE（ttm）在过去一年从17.15倍提升至29.3倍，体现了市场对于新能源发电行业未来发展信心。 图3：过去五年电力板块与沪深300涨跌幅 图4：电力板块估值情况（PEttm） 1.2.产业趋势叠加政策刺激，绿电投产高峰到来 风光产业链发展趋于成熟，平价时代下政策补贴不确定性基本消除，电力运营商投资绿电意愿增强。陆上风电和光伏已进入平价时代，2021年新增项目已取消补贴。陆上风电方面，技术成熟叠加风机大型化趋势，过去几年单位成本下行趋势明显，从风电机组平均单机容量来看，单机容量正逐步扩大。据CWEA披露，2019年中国新增装机的风电机组平均单机容量为2454kW，同比增长12.4%，主流的单机容量已完成从2MW级到3.XMW级的转变。随着单机容量持续提升，我国风电LCOE呈明显下降趋势，据IRENA统计的数据，2010-2019年间，我国陆上风电LCOE由0.463元/kWh下降至0.328元/kWh（按当年期末美元兑人民币汇率进行换算），对应我国燃煤标杆上网电价已实现平价。 图5：全国新增装机风电机组平均单机容量分布 图6：我国风电LCOE走势（USD/kWh） 风电建造成本中风机成本占比达到近50%，风机价格趋势对风电LCOE存在较大影响。 2021年由于补贴取消导致风机采购量有所下滑，设备端市场竞争加剧，全年风机价格下降趋势明显，有望带来风电项目盈利能力增厚。据金风科技披露的数据，3MW级风机单价已从2020年9月的3250元/kW降至2021年9月的2410元/kW；4MW级风机单价已从3163元/kW降至2326元/kW。在2021年以来风机价格大幅下降的大背景下，叠加风电公开招标量回升，预计未来短期内风机价格继续大幅下降的可能性较小，但长期来看下行趋势不减。 图7：2020年9月以来风机平均价格趋势（元/kW） 图8：风电公开招标量（GW） 海上风电方面，2021年为海上风电补贴最后一年，成本端下降趋势明显，实现平价指日可待。据北极星电力网，海上风电场成本主要包括设备购臵费、建安费用、其他费用、利息。海上风电造价由2010年的23700元/kW左右逐步下降至2020年的15700元/kW左右，十年间降幅达到33.76%。同时根据不同海域的海况、风速、利用小时数等方面的差异，我国不同地区海上风电单位造价和度电成本差异较大，福建省海域虽由于海况条件较差，单位造价相对较高，但其风速大幅领先于全国其他海域，具备高利用小时数，度电成本大幅低于其他地区，有望率先实现平价。 表1：2019年我国主要省份海上风电单位造价及度电成本对比 根据IRENA数据统计，我国海上风电LCOE从2010年的1.178元/kWh下降到2020年的0.548元/kWh（按当年期末美元兑人民币汇率进行换算），十年间度电成本下降53%，年均降幅7.23%。 图9：我国海上风电LCOE预测（USD/kWh） 参考2021年下半年海上风电风机投标价格，我们认为海上风电单位投资下降幅度有望超预期：根据北极星风力发电网，2021年10月中广核象山涂茨海上风机采购、华润电力苍南1#海上风机(含塔架)采购项目分别开标。其中，中广核项目平均报价约4443元/kW； 华润项目（含塔筒）平均报价约4563元/kW。上述两项目均处浙江省，此前浙江省平均初始投资工程造价约为15500-16500元/kW，若风机价格降至4500元/kW，则单位成本有望下行至12500-13500元/kW。同时参考三峡能源于12月发布的海上风电项目投资决策公告，三峡阳江五、六、七海上风电场项目规划装机容量各1GW，动态投资金额分别为140.53亿元、137.61亿元、133.56亿元，单位装机建造成本已实现较大幅度下降。未来海上风电风机价格有望加速下降，单位投资下降幅度有望超预期。 光伏方面，受益于产业链上游各环节成本下降+效率提升，我国近十年光伏发电LCOE持续快速下降。根据可再生能源署IRENA披露，2012-2019年期间，用户侧光伏发电LCOE由1.02元/kWh下降至0.47元/kWh，工商业侧光伏发电LCOE由0.92元/kWh下降至0.45元/kWh（按当年期末美元兑人民币汇率进行换算）。光伏发电经济性明显提升，竞争力持续向好。根据《中国光伏产业发展路线图（2020年版）》全投资模型下的估算，我国地面光伏电站在1500小时等效利用小时数的LCOE为0.24元/kWh；目前分布式光伏主要集中在山东、河北、河南等省份，大部分拥有在1000小时左右的等效利用小时数，2020年估算的LCOE为0.31元/kWh；同时根据《中国光伏产业发展路线图（2020年版）》估算，长期来看两种光伏电站的LCOE都有望持续下降，尤其利用小时数较低的电站降本空间更大。 图10：我国光伏发电LCOE近年变化趋势 2021年底光伏组件价格呈下降趋势，2022有望迎来大规模投产。2021年由于上游供需紧张导致硅料价格出现大幅上涨，下游光伏项目收益率受到挤压，从2021年11月起上游和组件价格出现小幅回落并保持，我们预计随着2022年产能逐步释放，光伏上游组件价格有望回落，集中式光伏投产将加速，在2021年低基数以及政策推动背景下有望迎来高速增长，同时项目收益率有望回归正常水平。 图11：2021年硅料（单晶致密料）成交均价（元/kg） 图12：2021年光伏组件价格走势（元/W） 政策催化下增量空间广阔，进一步驱动电力企业新能源投资意愿。自习总书记在2020年9月在联合国大会上发表讲话提出:“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，争取在2060年前实现碳中和。”之后，我国新能源运营相关政策频出，对于“十四五”期间风光投产出台了明确的规划目标。根据国家能源局发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》，要求到2021年，全国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右，到2025年达到16.5%左右。从装机容量规划来看，国务院印发了《2030年前碳达峰行动方案通知》，要求到2030年，风电、太阳能装机容量达到12亿kW以上（2020年底仅5.3亿千瓦）。 表2：2021年新能源运营相关重点政策梳理 在产业降本趋势叠加政策驱动影响下，我国风电光伏累计装机容量稳步增长。从2015-2020年，我国风电、光伏装机容量年复合增速分别达到16.4%和42.2%。受补贴政策影响，2020年为陆上风电和光伏新增项目补贴最后一年，风电光伏迎来抢装潮，从历史新能源发电累计装机增长来看，2020年风电装机容量实现大幅增长，增速达到34%，2021年1-11月风电光伏分别投产23.9GW和34.5GW。 海上风电四季度大规模投产将带动风电2021年全年装机容量提升。由于2021年是海上风电补贴最后一年，四季度迎来海上风电抢装潮，据我们统计，2021年我国共建设海上风电项目20.1GW，其中明确于2021年年底投产的项目达到16.3GW，其中大部分于11、12月并网发电，海上风电的大规模并网为2021年全年风电装机规模增长带来较大贡献。 图13：风电累计装机容量及增速 图14：光伏累计装机容量及增速 1.3.市场化电价上浮以及绿电交易为新能源运营带来“价升”空间 绿电交易正式开启，为平价风光项目带来高溢价。早在2016年，国家能源局《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》中提出