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

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 2023年11月21日 / 【投资要点】 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。 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。 挖掘价值投资成长 强于大市（维持） 东方财富证券研究所 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 相对指数表现 11.47% 3.82% -3.83% -11.48% -19.13% -26.78%11/211/213/215/217/219/2111/21 电气设备沪深300 相关研究 《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 行业研究 电气设备 证券研究报告 2017 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。 初始建设成本（元/W） 资本金IRR（%） 贷款利率 （%） 图表1：陆上风电项目资本金IRR敏感性分析图表2：集中式光伏项目资本金IRR敏感性分析 5.4 5.7 6.0 6.3 6.6 5.0% 18.8% 16.7% 14.9% 13.2% 11.7% 4.5% 19.5% 17.4% 15.5% 13.8% 12.3% 4.0% 20.2% 18.1% 16.2% 14.5% 13.0% 3.5% 20.8% 18.7% 16.8% 15.1% 13.6% 3.0% 21.5% 19.3% 17.4% 15.7% 14.2% 资本金IRR（%） 初始建设成本（元/W） 3.6 3.8 4.0 4.2 4.4 5.0% 11.7% 10.3% 9.0% 7.9% 7.0% 贷款 4.5% 12.3% 10.8% 9.5% 8.4% 7.4% 4.0% 利 12.8% 11.3% 10.0% 8.9% 7.9% 率 （%） 13.4% 11.9% 10.6% 9.4% 8.3% 3.5%3.0% 14.0% 12.4% 11.1% 9.9% 8.8% 资料来源：中国电力企业联合会官网，东方财富证券研究所资料来源：中国电力企业联合会官网，东方财富证券研究所 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 2017 正文目录 1.成长性：装机增速快，ROE爬坡进行时5 1.1.“十四五”风光装机翻倍，实际增速超预期5 1.2.LCOE+借贷利率下降，ROE或与资本金IRR同升6 2.防御性：立足估值洼地，商业模式稳定9 2.1.当前H股龙头估值水平较低9 2.2.风光商业模式清晰，央企现金流稳健10 3.行业变化与预期差14 3.1.电价：进一步下降空间有限，预计维持相对平稳14 3.2.溢价：绿电溢价有望凸显16 3.3.消纳：大部分地区消纳良好，源、网、荷、储多重助力18 3.4.补贴：国家信用背书，边际向好20 4.投资建议21 5.风险提示22 2017 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19 图表31：2023年电网投资增速回暖（亿元，%）19 图表32：2022年已并网新型储能项目地域分布20 图表33：风电、光伏项目占补贴项目55%、37%21 图表34：集中式补贴项目规模及所属集团Top10（MW）21 图表35：行业重点关注公司（2023.10.24）21 1.成长性：装机增速快，ROE爬坡进行时 1.1.“十四五”风光装机翻倍，实际增速超预期 2020-2025年期间风电、光伏累计装机量CAGR预计约14%、17%。据全球能源互联网发展合作组织（GEIDCO）预测，2025年末国内风电、光伏装机量将达到536、559GW，较2020年末提升约90%、120%；2060年国内风电、光伏发电累计装机容量将分别增长至2500、3800GW，对应为2020年装机量的8.9倍、15.0 倍。据国家能源局，预计到2030年，新能源将成为发电量增量主体，装机占比超过40%，发电量占比超过20%。2020-2022年期间风电、光伏实际装机CAGR2约为14%、24%，其中光伏装机增速超预期。 图表3：“十四五”期间风、光装机容量CAGR预计达14%、17%（GW，%） 火电风电光伏 水电核电其他 风光装机预计CAGR(%,右轴)风光装机实际YoY(%,右轴) 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 2020A2021A2022A2025E2030E2060E 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 2017 发电类型 装机量CAGR 装机增长幅度 2020A-2025E 2025E-2030E 2030E-2060E 2025Evs.2022A 2030Evs.2022A 2060Evs.2022A 风电 +13.7% +8.3% +3.9% +46.7% +118.9% +584.1% 光伏 +17.1% +12.9% +4.5% +42.4% +161.1% +867.9% 全类型 +6.0% +5.2% +2.5% +15.1% +48.2% +212.0% 资料来源：中国电力企业联合会官网，北极星火力发电网转引自全球能源互联网发展合作组织，Choice行业经济数据库，东方财富证券研究所 2025年“五大六小”清洁能源装机占比将提升。据国家能源局统计，2022年底全国可再生能源装机容量约为1213GW，占总装机的47.3%。从风电、光伏装机来看，“五大六小”控股的风光累计装机容量约为396GW，占全国风电、光伏总装机的52.3%。目前大部分电力运营商均出具了“十四五”期间的新能源装机规划，其中“五大六小”将是推动可再生能源消费占比提升的主力。 图表4：“五大六小”已披露的“十四五”装机规划 集团国家能源集团 2022年总装机（GW）288 “十四五”装机量规划 可再生能源新增装机达到70-80GW，后提高至120GW 华能集团 221 新增80GW以上，清洁能源装机占比50%