展望新能源发电企业的前景与格局，今天来分析三峡。

三峡能源这个名，很容易让人联想到三峡水电站，以为是水电相关的公司。

其实不是。

三峡能源虽然是三峡集团的控股子公司，但是业务范围却跟水电完全不相关。

三峡集团的水电业务归属上市公司长江电力，三峡能源的主营业务是风电、光伏等新能源。

误会产生的原因，大概是因为三峡能源虽然是中国三峡新能源（集团）股份有限公司的简称，省略了个“新”字。

虽然水电也在新能源概念之内，只不过一般说新能源，主要还是风电和光伏。

在进入风电、光伏主题之前，我想先介绍一下三峡能源的背景，解释一个不太重要，但是却不得不解释的问题。

1985年，水利电力部下属公司“水利工程综合经营公司”和“中国三峡实业开发公司”合并，成立“中国水利实业开发总公司”。

所谓的水利实业开发，其实主要是水电站。

这家公司，就是三峡能源的前身，最初归水利部直属，后来才划入三峡集团。

因此，三峡能源至今仍有部分水电业务，装机容量大约21.5万千瓦，规模很小，2021年贡献收入1.3亿，占总营收不到1%。

解释明白这个不太重要的问题之后，我们正式进入主题。

01

公司介绍

三峡能源的业务很简单：

投资发电站（风电站和光伏电站），销售风力发电和光伏发电产生的绿电。

2021年，三峡能源风电总装机容量1427万千瓦，风电收入100.7亿，占总营收65%。

光伏总装机容量841万千瓦，光伏发电收入49.6亿，占总营收32%。

两者合计，占总营收97%，剩余不到1%是水电收入，2%是非电力收入。

三峡能源作为新能源电站开发商、运营商，有3个指标最为重要。

一是装机容量，决定了发电量的大小。

投资电站不是小企业能操作的，这一行有几个大的门槛。

比如政策门槛。

首先，必须通过当地政府以及各职能主管部门对土地、环保、地灾、水保、林业、军事、文物、电网接入等方面的审查，并获得所有前期支持性批复文件。

其次，必须取得发改委的核准（备案），列入能源局或各省区的年度建设计划。

最后，必须办理土地使用权证、项目开工建设权证等。

再比如技术门槛。

投资风电站、光伏电站必须在风力资源、光照资源比较好的地区，能不能获取优势项目资源是企业生存和盈利的前提。

首先，收集并评估风力数据、光照数据就是一个技术难点，通常测风过程就需要至少12个月，评估资源是否具备开发效益也必须具备丰富的行业经验。

其次，是电站的设计、建造、调试，最后是电站的运营，不必细说，也可以想见不是外行人能操办的。

再比如资金门槛。

通常，单个陆上风电站或光伏电站的投资规模在几亿甚至是十几亿，海上风电站的投资规模更大。

根据相关规定，风电及光伏电站的最低资本金比例要求为20%，而且电站项目回收期相当长，资金压力很大。

这个时候，融资能力和融资成本就显得尤为关键了。

因为上述几个门槛太高，所以我国的新能源电站开发商基本都是央企，比如龙源电力是国家能源集团的子公司，华能新能源是华能集团的，大唐新能源是大唐集团的。

国家能源集团、华能集团、大唐集团、华电集团和国家电投是我国的五大发电集团。

相比五大发电集团，三峡能源背靠三峡集团，获取项目资源的能力也不差。

2021年，三峡能源在建装机容量超过1100万千瓦，新增核准/备案、新增建设指标均超过1600万千瓦。

龙源电力在建装机容量数据没有公布（在建数据和已建数据一并以控股装机容量数据公布），但是开发指标则超过1800万千瓦。

龙源电力是全球首个风电装机规模超过2000万千瓦的新能源企业，2021年控股装机容量2366.8万千瓦，略高于三峡能源（2290万千瓦），在行业内保持领先，本文在横向比较时将主要以龙源电力为参考。

二是度电成本，决定了电力的成本。

简单解释一下概念，度电成本是指在全生命周期下电站全部投入成本与全部发电量的比值，实际上就是平均一度电的成本。

电站的成本项非常多，比如土地使用费、施工费、后期维护费，然而主要成本来自固定资产，尤其是发电设备的折旧。

单是风机设备和光伏组件设备的采购成本就已经占全部投资的40-60%。

先说风电。

风电设备主要是风机、塔筒、线缆、变压器等等，有机会的话可以找一家风电设备企业具体讲一讲全产业链。

比如金风科技，三峡能源是金风科技的股东，2021年出售2.18%股权，剩余8.35%股权，同时金风科技也是三峡能源第四大供应商。

在过去20年，风电机组单位价格下降了70%，风电站造价下降了50%。

目前，陆上风电每度电成本已经低于燃煤发电，在没有财政补贴的前提下依然具备经济效益，海上风电仍然需要补贴。

未来，随着大容量风机、大型化叶片的普及应用，风电的度电成本仍有较大的下降空间。

光伏设备主要是组件、框架、变压器等等，具体内容可以参看隆基绿能那一篇。

在过去10年，光伏组件价格下降了95%左右。

2021 年，全投资模型下，光伏电站在 1800 小时、1500 小时、1200 小时、1000 小时等效利用小时数的 LCOE（平准化度电成本）分别为 0.21、0.25、0.31、0.37 元/kWh。

数据来源：中国光伏协会《2021中国光伏产业发展路线图》

目前，我国光伏度电成本基本在0.3-0.4元，光照资源非常好的地区可以下探到0.2元左右，已经具备经济效益。

三是上网电价，决定了电力的价格。

上网电价主要看《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》这个文件。

该文件规定，自2021年起，新建的光伏电站和陆上风电站的上网电价执行当地的燃煤发电基准价。

自2021年起，新建的海上风电站的上网电价由省级价格主管部门制定，燃煤发电基准价的部分由电网企业结算，超出的部分由地方政府补贴。

关于上网电价，还有一点必须说明，就是市场化交易。

大家应该都知道或者听说过新能源电力消纳责任权重这个词，具体可以看《国家发展改革委 国家能源局关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》这个文件。

每年，国家会下发一个指标，考核地方政府消纳新能源电力的工作情况，这个指标就是消纳责任权重。

在权重内的新增装机项目必须由电网企业接入电网，叫保障性并网。

至于保障性并网之外的新增项目，参与市场化交易接入电网，叫市场化并网。

电力市场化交易分为中长期交易（比如20年长期协议）和现货交易，随着电力市场改革的深入，市场化交易将成为电力销售的主要方式。

在电力紧张、供不应求时，市场化交易的电价上涨，利好发电企业，比如今年长江流域枯水，水电发电量大减，出现短期内的电力供应紧张。

反之，在电力充足、供大于求时，利空发电企业。

电力市场化改革不是本文的重点内容，离题太远，这里不展开了。

2021年，三峡能源市场化交易的电量大约94亿度，占总上网电量的29%。

小结一下，新能源电站的行业准入门槛很高，利好三峡能源，而且体量不小，无论是已建和在建的装机容量规模，还是项目资源储备，都属于T0级别。

此外，风机大型化有助于降低度电成本，在上网电价（当地燃煤发电基准价）不变的情况下，盈利前景可观。

02

业绩分析

2021年，三峡能源营业收入155亿，同比增长37%，电力收入151.6亿，占比近98%。其中，风电收入100.7亿，是营收的主力。

支撑营收的，是高达2290万千瓦的并网装机容量，其中风电装机1427万千瓦，光伏装机841万千瓦，余下的是水电。

比一下龙源电力。

去掉火电，龙源电力新能源并网装机容量2480万千瓦，风电占大头，光伏很少。

三峡能源在风电和光伏的布局上更为均衡，风电多一点。

风电相比光伏，最大的优势是平均利用小时，也就是发电时间，几乎是后者的一倍。

2021年，三峡能源风电平均利用小时为2314小时，光伏发电平均利用小时为1385小时，多出近1000小时。

因此在相同规模下，虽然风电站造价比光伏电站高，但是度电成本却更低，利润更大。

2021年，三峡能源风电产品毛利率60.4%，光伏电力产品毛利率55.5%，整体毛利率近60%。

表现在利润上，2021年三峡能源扣非净利润51亿，同比增长45.5%，扣非净利润率33%，非常亮眼。

实际上，电站一经投产，除非当地的气候条件（风力资源、光照资源）发生变化，否则几乎不存在大幅增产或减产的可能。

因此，保持营收和扣非净利润增长的唯一手段，就是保持新增装机的增长。

2021年，三峡能源风电新增装机539万千瓦，光伏新增装机191万千瓦，合计大约730万千瓦，同比增长46.8%。

新增装机同比增长46.8%，助推营收同比增长37%、扣非净利润同比增长45.5%。

上文有提到，2021年三峡能源新增核准项目和开发指标均超过1600万千瓦，这个指标就是支持未来业绩持续增长的关键。

在业绩预告中，三峡能源公告2022年上半年扣非净利润同比增长45%-54%，根本原因就在于新增项目投产，发电量同比增长48%左右。

简略解释一下发电量和上网电量，不是一个概念。

电站生产的电量不会全部接入电网，在电网超载时会放弃掉一部分电量，也就是常说的弃风、弃光。

2021年，三峡能源发电量330.7亿度，其中322.2亿度接入电网，也就是上网电量，产生收益，占比97.4%。

提升上网电量规模、降低弃风弃光电量也是提升业绩的一个重要途径。

积极参与市场化交易是其中一个手段，2021年三峡能源有94.2亿度绿电参与市场化交易，占上网电量的29%。

在全国绿电交易试点工作中，三峡能源成交近2亿度绿电，额外贡献收益600万元，规模不大，但是一个好的征兆。

最后说一下现金流和负债率。

2021年，三峡能源经营现金净流量88亿，相比流动负债383.6亿来说略低，企业负债率64.7%。

作为重资产企业，这个水平还可以。

对比龙源电力，2021年经营现金净流量168亿，流动负债597亿，负债率61.6%。

小结一下，三峡能源项目资源储备体量不小，足以支持业绩持续增长，营收、扣非、毛利率等数据表现都非常醒目。

在结束这一段落之前，我想提一下应收账款的问题。

2021年，三峡能源应收账款196亿，同比增长53%，已经超过了全年营收（155亿），这个数字未来还会扩大。

196亿当中，绝大部分是电网公司没有结账的电费，同时也有相当大一部分是拖欠的补贴。

其实上文有提及，但是没有展开，现在具体说一下。

在上网电价部分有提到，政策规定：自2021年起新建陆上风电、光伏平价上网，新建海上风电在基准价之内的部分由电网公司结算，超出部分由地方政府补贴。

问题就在这里，凡是有补贴的项目，尤其是2021年之前并网的项目，平价部分由电网公司结算，账期一般只有一个月而已。

但是补贴部分，由政府结算（可再生能源发展基金），账期一般在1-3年，甚至更长。

日积月累，拖欠的补贴就造成了巨额的应收账款，当然这是国家信用不至于赖账，未来回收的可能性很大。

但是三峡能源依旧对应收账款进行了减值计提，2021年计提6.2亿，这一点绝对好评。

03

行业分析

先说需求侧。

2021年全社会用电量8.3万亿度，同比增长10.3%。

从大的角度分析，电力行业是一个周期性行业，经济上行期间电力需求大，利好发电企业，经济下行期间电力需求相对低，利空发电企业。

三峡能源作为新能源发电企业不必考虑这个因素。

风电、光伏等新能源电力的目标是取代煤电成为主力电源，2021年可再生能源发电量占全社会用电量的30%，距离实现双碳的目标还很远，发展空间还很大。

按照现行的政策，地方电网公司对地方政府消纳责任权重内的新增项目必须实行保障性并网，比如2021年国家规定风光保障性并网规模不低于90GW。

在需求侧，新能源的发展前景已经是共识，我们主要聊聊供电侧。

截至2022年上半年，风电装机3.42亿千瓦，光伏发电装机3.36亿千瓦，差不多。

正如上文所说，因为保障性并网的政策，各大发电企业之间不存在直接的竞争关系。

或者说，他们之间的竞争更多的是项目资源，尤其是优质项目资源的竞争。

上图是我国各省区70米高度风能资源，数据来自中国气象局《2021中国风能太阳能资源年景公报》。

供给侧有一个非常值得说的地方，就是我国用电侧集中在东南沿海，而优质资源地，也就是发电侧集中在三北地区。

从而产生出“就近消纳”的概念，也就是在用电侧发电，主要是海上风电，以及分布式风电和光伏电站。

这里主要讲一讲海上风电，因为三峡能源的战略目标就是成为“海上风电引领者”。

2021年，三峡能源海上风电装机占全国海上风电装机总规模的 17.34%，新增规模占全国新增规模的 19.15%。

海上风电的第一大特点就是离用电侧距离近，便于就近消纳。

实际上，地方政府也乐于就近开发，从而带动本地海上风电产业链，增加税收和就业。

2021年，中国工程院重大咨询研究项目“海上风电支撑我国能源转型发展战略研究”课题评审会结论：我国海上风电资源达30亿千瓦。

算上深远海，我国海上风电资源潜力巨大。

海上风电资源丰富的省区都已经出台了地方的海上风电发展规划，“十四五”期间合计装机目标超过4400万千瓦。

比如《广东省海洋经济发展“十四五”规划》提出，推动海上风电与海洋牧场、海上制氢、观光旅游、海洋综合试验场等相结合，力争到2025年底累计建成投产装机容量达到1800万千瓦。

插一句，明阳智能就是广东企业，有先天优势。

并且国家在《“十四五”现代能源体系》中提出，重点建设广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地，推进海上风电向深水远岸区域布局。

我个人的看法，海上风电大概率会引发第二波投资热潮（第一波是去年海上风电抢装潮），关键看度电成本。

海上风电的第二大特点就是海上施工难度大，而且海水有腐蚀性，海上台风多，对风机的耐腐蚀能力、抗台风能力要求非常高。

截至目前，海上风电尚没有实现平价上网，仍然需要政府补贴。

风机大型化是降低度电成本的关键。

国外的西门子、维斯塔斯已经发布了15MW的海上风机，预计2024年量产。

国内的金风科技、明阳智能、电气风电、东方电气等已经推出了10MW的机型，其中明阳智能推出的16MW机型是全球最大海上风机，预计2024年量产。

海上风机功率从5MW提升至10MW、15MW，会大幅缩减风机、施工和配套设备的成本，从而具备平价上网的条件。

关于海上风电，有机会找一家风电设备企业再细说。

最后讨论一个观点，就是有部分朋友认为，储能是新能源电力发展的关键。

风电、光伏都是看天发电，不如煤电、核电平稳，因此有朋友认为需要储能去削峰填谷，在资本市场上储能也是非常热的。

国家在《2030年碳达峰行动方案》和《关于加快推动新型储能发展的指导意见》等文件中都有规划。

我想举德国的例子，来讨论一下储能的问题，看看它是否真的像人们认为的那么重要。

德国的风电、光伏发电量占用电量的50%以上，在部分时点甚至接近85%，但是德国除了30多个抽水蓄能电站之外，没有其它储能装置。

如此高比例的新能源电力接入电网，德国电网的安全稳定性和供电可靠性在欧洲位列第二，仅次于瑞士。

2019年德国年平均停电时长12分钟，法国为50分钟，美国为92分钟。

德国如何消纳新能源电力？

电力系统无非是新能源电力和常规（传统）能源电力，德国消纳新能源主要是靠常规能源和电网的配合。

德国法律规定，新能源电力必须优先上网，并且在政府补贴下，新能源电力价格也更便宜，电网公司当然更乐于接入。

因此常规能源必须配合新能源发电量来输出电力，电网也必须配合调度，从而保证电力供应的可靠性。

如何驱动常规能源发电公司主动配合？

行政命令是行不通的，但是利益可以。

市场化交易尤其是现货市场，通过对实时电价的调节，可以有效驱动常规能源发电公司多发，或者少发电。

当新能源电力缺乏时，现货市场电价上涨，常规能源发电公司为了利润会多发电。

反之，当新能源电力充足时，现货市场电价便宜，甚至为了电网不超载会出现负电价，鼓励用电测多消耗电力。

这个时候，常规能源发电公司会少发电。

下图是2020年9月德国电力系统的情况，蓝色曲线是电价（对应右侧Y轴）。

中间红框，新能源发电（黄色和豆绿色部分）几乎没有，导致电价（蓝色曲线）剧烈上涨，常规能源（灰色部分）发电量上升。

左边绿框，新能源发电充足，导致负电价，常规能源发电量下降。

同时，德国与其它欧洲国家的电力交易，也可以解决一部分电力缺乏或冗余的问题

。

如何保证电网安全和可靠？

市场机制可以解决新能源电力和常规能源电力的配合问题，但是如何保证常规能源发电公司能够及时响应，并且保证不冲击电网呢？

实际上，天气和气候情况是可以预报的，比如我们日常使用的天气预报系统。

只不过德国用于电力交易的天气预报系统是特别开发的，可以提前几分钟、甚至几天来精准预测新能源电力的发电情况。

这样，常规能源发电公司会提前准备多发或少发，电网公司则提前准备接入不同电源的电力，保证电网的安全和可靠。

以上，是德国消纳新能源电力的基本情况，储能系统只有抽水蓄能电站在早晚用电高峰时间，对新能源电力进行补充和调节。

此外，新兴的智能电网技术对消纳新能源电力也将起到正面的积极作用。

04

总结

三峡能源作为新能源发电企业，发展前景乐观，营收和利润维持双位数高速增长。

公司储备项目资源超过1600万千瓦，足以支持公司实现“投产一批、建设一批、核准一批、储备一批”的滚动开发格局。

公司在风电和光伏的布局上相对均衡，战略目标是成为“海上风电引领者”。

从国家和地方政府对海上风电的规划来看，从用电侧就近消纳的新能源政策来看，这一定位具备相当高明的战略眼光。

说下2022年上半年的大致情况，三峡能源新增装机容量 210.46 万千瓦，其中陆上风电新增 80.06 万千瓦、太阳能发电新增 130.40 万千瓦。

另外西北的光伏和风电项目按预期在进展，基地建设完全没问题，很多项目都已经投产，但是一直困扰西北电力问题的运输环节依然还有比较长的路要走，电发出来了，也要能及时送出来才行，否则弃电情况还是不容乐观。

还有截止到6月底，三峡能源在建项目装机容量合计为 1527.3 万千瓦，其中风电项目规模 763.8 万千瓦、太阳能发电项目规模 763.5 万千瓦。

但是下半年风电资源会有所下降，光伏资源没有特殊情况大概率是保持这个水平，也就是今年全年的风资源和光资源状况大家都应该大概都有个结论了。

所以综合所有分析情况来看，三峡能源在我的投资系统里，理想价位是3元。

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