首次覆盖报告：激水、追风、逐光，时、空互济齐发展

承载经济大省“双碳”雄心，水风光协同发展：公司作为浙能集团可再生能源业务的开发与运营平台，已形成水、风、光协同发展的电源结构布局。承载着经济大省浙江的“双碳”雄心，公司“十四五”发展规划提出：力争“十四五”末新增可再生能源装机规模达1000万千瓦。 激水、追风、逐光：水电是公司的起家之本，其中，2021年浙江地区水电机组平均上网电价达到0.54元/千瓦时，显著高于同业。从季节因素来看，水电、风电出力具有高度互补性；从地域因素来看，光伏所需的调峰、外送消纳可由现有水电所提供，同样具有互补性。在“双碳”目标下，公司秉承“区域聚焦、重点突破”的理念，重点布局江、浙沿海的海风资源；随着光伏产业链降成本趋势加速，公司立足浙江，在全国范围内加速布局光伏项目。此外，公司积极进行同业投资，投资收益对利润的贡献持续提升。 投资建议：公司作为浙能集团可再生能源业务板块的开发与运营平台，已形成水、风、光协同发展的良好结构布局；起家之本的水电业务分别与风电、光伏业务在时间、空间两个维度形成了互补格局。承载着经济大省浙江的“双碳”雄心，畅通的融资渠道有望支持公司“十四五”新增10GW新能源装机目标的落地。预计公司22/23/24年EPS分别为0.52/0.61/0.70元，对应2023年1月16日收盘价PE分别23.0/19.6/17.1倍。参考公司历史估值水平与公司业绩释放潜力，给予公司2023年20倍PE，对应目标价12.20元，首次覆盖，给予“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）自然条件变化；2）电量消纳不足；3）补贴发放延迟；4）设备价格上涨。 盈利预测与财务指标项目/年度 1承载经济大省“双碳”雄心，水风光协同发展 1.1购建并举，区域聚焦，全国布局 浙江省新能源投资集团股份有限公司（以下简称“公司”）前身是2002年成立的浙江省水利水电投资集团有限公司，2010年，浙能集团合并重组水电集团，公司的业务定位为浙能集团可再生能源业务板块的开发与运营主体平台；2019年，公司增资扩股引进绿能基金旗下的新能发展，同年整体变更为股份有限公司；2021年，公司成功登陆A股市场。 截至2022年三季度末，第一大股东浙能集团直接持股比例69.23%，第二大股东浙江新能发展持股比例为20.77%，两者为一致行动人；浙江省国资委通过浙能集团和新能发展间接持有公司72.38%股份，为公司实际控制人。 图1：浙江新能股权结构（截至3Q22） 作为集团可再生能源业务的运营平台，公司秉承“区域聚焦、重点突破、购建并举”的理念，通过持续外购与自建发电资产，不断外延业务边界，已形成水电、风电（含海风）、光伏等多种类电源发电业务组合。 截至2021年底，公司控股装机容量379.41万千瓦，其中，水电113.22万千瓦、风电88.67万千瓦（陆风28.35万千瓦，海风60.32万千瓦）、光伏177.52万千瓦。2021年，公司发电设备平均利用小时为1733小时，同比增加215小时。 其中水电1947小时，同比增加351小时；光伏1469小时，同比增加7小时。 2021年，公司完成发电量47.53亿千瓦时，同比增长36.9%，受益于新项目投产，风电完成发电量7.54亿千瓦时，同比增长1139.1%。1H22，公司新增控股装机容量53.40万千瓦，其中，风电39.95万千瓦，光伏13.45万千瓦，总装机容量达到432.81万千瓦。 图2：2016-2021年浙江新能装机情况 图3：2016-2021年浙江新能发电量情况 图4：1H22浙江新能控股装机容量占比（单位：万千瓦） 1.2协同发展，步入快车道 近五年公司营业收入逐年增长，2021年实现营业收入29.10亿元，同比增长24.0%，2016-2021年CAGR达18.9%，其中，发电业务收入28.53亿元，同比增长25.0%，占总营收的比重达98.0%。公司前期装机以浙江省内水电为主，业绩受来水波动影响变化较大；随着风电与光伏装机快速增长，来水波动对业绩波动的影响将逐渐减小，2021年公司实现归母净利润4.55亿元，同比增长60.4%。 2022年前三季度，公司实现营业收入36.39亿元，同比增长51.2%，实现归母净利润8.61亿元，同比增长55.0%，水风光协同发展平滑业绩波动，公司发展步入快车道。 图5：1Q-3Q22浙江新能营业收入同比增长51.2% 图6：1Q-3Q22浙江新能归母净利润同比增长55.0% 从毛利贡献来看，光伏板块从2016年的1.34%提升至2021年58.0%；风电板块从2016年的-0.56%提升至2021年的14.2%，公司综合毛利率从2020年的53.9%上涨2.4pct至2021年的56.3%，盈利能力增强。 自2020年起，随着资产的整合与运营步入正轨，公司净利率与ROE逐渐修复，2022年前三季度净利率与ROE分别达到32.6%、10.4%，同比分别提高4.1、4.6pct，整体盈利水平处于行业中游水平。 图7：浙江新能各业务营业收入占比 图8：浙江新能各业务毛利润贡献占比 图10：2016-2021年浙江新能综合毛利率&净利率水平 图9：2016-2021年浙江新能各板块毛利率水平 图11：2016-3Q22浙江新能ROE&ROA分别为10.4%、2.7% 图12：浙江新能ROE处于行业中游水平 承载着经济大省浙江的“双碳”雄心，公司“十四五”发展规划提出：力争“十四五”末新增可再生能源装机规模达1000万千瓦，预计总投资额约500亿元。 2022年前三季度，公司投资活动净支出41.73亿元，公司资金需求大幅增加，公司资产负债率维持在一个较高的水平，前三季度公司财务费用支出8.77亿元，财务费用率达到24.1%，较去年同期提高2.1pct。若公司顺利完成非公开发行募资30亿元资金，通过将其中9亿元募集资金用于补充流动资金，可有效提升公司流动资产水平，有利于优化公司资本结构，降低公司短期资金压力。 图13：2016-3Q22浙江新能固定资产及其增速 图14：2016-3Q22浙江新能现金流状况 图15：2016-3Q22浙江新能期间费用率 图16：浙江新能期间费用率相较同业处于较高水平 图17：浙江新能资产负债率相较同业处于较高水平 2激水、追风、逐光 2.1激水：起步浙江，外拓四川 截至2021年底，公司水电装机113.22万千瓦，主要为浙江省内资产，装机79.42万千瓦，这也是公司的起家之本；2021年收购沙湾、长柏水电站，合计增加装机33.8万千瓦，将水电版图拓展至四川省。 表1：2021年收购沙湾、长柏水电项目 2014年1月11日，国家发改委发布《关于完善水电上网电价形成机制的通知》（发改价格〔2014〕61号）规定，对2014年2月1日以后新投产水电站，按照两种类型确定上网电价： 省内上网电价实行标杆电价制度，各省（区、市）水电标杆上网电价以本省省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本制定，水电比重较大的省（区、市），可在水电标杆上网电价基础上，根据水电站在电力系统中的作用，实行丰枯分时电价或者分类标杆电价。 跨省跨区域交易价格由供需双方协商确定，跨省、跨区域送电的水电站的外送电量上网电价按照受电地区落地价扣减输电价格（含线损）确定，受电地区落地价由送、受电双方参照受电地区省级电网企业平均购电价格协商确定。 装机容量为50MW以下的水电站称为小水电，针对小水电上网电价，浙江省的相关规定如下： 2000年1月19日，浙江省物价局、省计划与经济委员会、省电力工业局发布《关于全省实行统一销售电价的通知》（浙价工〔2000〕28号），小水电实行全省统一的分投产时段的指导价。 2014年7月26日，浙江省物价局发布《关于完善小水电上网电价政策有关事项的通知》（浙价资〔2014〕150号）规定，自2014年8月1日起，除个别容量较大以及水库蓄水主要服务于生态环境不能自主调节的水电站外，全省小水电站原则上都执行峰谷电价，并根据投产时间段分类制定小水电峰谷电价，上网峰谷时段划分：高峰时段为8:00-22:00；低谷时段为22:00-次日8:00。 公司在浙水电上网电价有两种形成机制，其中滩坑水电站（北海水电）因建设时移民安置难度大，导致工程造价较高，经浙江省物价局同意，其上网电价按30年经营期核定，其余水电站执行省内标杆电价。由于区域及电站差异，2021年公司在浙水电机组平均上网电价达到0.539元/kWh，显著高于同行业上市公司。 表2：浙江新能在浙水电资产装机与上网电价情况项目公司运营电站 图18：2016-1H22浙江新能水电发电量 图19：2016-2021年浙江新能水电营收与毛利 从季节因素来看，风能资源的季节分布恰好与水能资源互补，公司水电站所处流域枯水季是公司风电多发的季节；在雨季，风电和光伏发电出力减弱，水电则是发电高峰期。从地域因素来看，光能资源的区域性与水能资源互补，光伏出力波动性较大，需要调节性能好的电源辅助进行上网消纳，而水电的启停速度最快，是优质的调节电源；且光伏建设周期短，外送通道线路的建设时常跟不上进度，利用在运水电的现有外送通道打捆外送既可降低出力曲线波动性，也可节约配套输电线路建设费用。 图20：1Q19-3Q22水电与风电发电量 图21：1Q19-3Q22水电与风电利用小时 2.2追风：海陆并进，内外开花 公司在2020年以前仅拥有温州洞头风电这一个风电项目，装机容量1.35万千瓦。2019年，公司控股、参股的浙江嘉兴1号、江苏竹根沙 H2 、嵊泗2号海上风电项目陆续开工建设；2019年，控股的宁夏中卫香山、新疆五家渠北塔山牧场陆风项目开工建设。 2021年，公司控股的江苏竹根沙300MW海风项目与浙能嘉兴1号300MW海风项目以及公司联营的嵊泗40万海风项目陆续投产，台州1号300MW海风项目获得核准。根据定增预案，公司拟募资30亿元，其中21亿元投入台州1号海风项目。 图22：2021年全国海风装机容量同比增长170.8% 图23：浙江新能风电装机容量 图24：2016-1H22浙江新能风电发电量 图25：2016-2021年浙江新能风电营收与毛利 表3：公司拟非公开发行股票募集资金分配预案项目名称 东部沿海省份海风资源丰富，“十四五”期间海风发展或提速。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，推动山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾等千万千瓦级海上风电基地开发建设，发展海上风电集群。在顶层设计下，沿海多省市陆续出台“十四五”海上风电规划及支持政策。不完全统计，“十四五”期间，全国沿海省份海上风电规划总装机容量接近100GW（不含潮州、唐山、舟山等地级市规划），海上风电发展前景广阔。 表4：部分沿海省/市“十四五”期间海上风电规划省份政策文件 国内的海上风电上网电价经历了高补贴电价，平价电价两大时代。2021年“抢装”结束后，海风正式进入平价时代。此前，市场担忧海风当前的造价成本水平无法实现平价上网，但2022年3月启动的上海金山海风竞配招标中，三峡能源以0.302元/千瓦时的上网电价中标，带领国内海风跳过“平价时代”，直接由0.85元/千瓦时进入“低价时代”。 根据国际可再生能源署的数据，陆上风电LCOE由2010年的0.089美元/千瓦下降0.056美元/千瓦至2021年的0.033美元/千瓦，多年降本CAGR达到-8.6%，陆风总装机成本由2010年的1971美元/千瓦下降646美元/千瓦至2021年的1325美元/千瓦，多年降本CAGR达到-3.5%；海上风电LCOE由2010年的0.162美元/千瓦下降0.087美元/千瓦至2021年的0.075美元/千瓦，多年降本CAGR达到-6.8%，海上风电总装机成本由2010年的4706美元/千瓦下降1848美元/千瓦至2021年的2858美元/千瓦，多年降本CAGR达到-4.4%。随着更大容量风机的陆续研发与投产，风电单位