親子手工活動描述：：雅致飄逸： 中國神華(SH601088) 國家統計局：2022年12月太陽能發電增長3.2%2023-01-17 14:28 國家統計局 12月份，規模以上工業原煤、原油、天然氣和電力生產同比保持增長。與11月份相比，原煤、原油、天然氣增速有所放緩，電力增速加快。一、原煤、原油和天然氣生產及相關情況原煤生產增速略有放緩，進口降幅收窄。12月份，生產原煤4.0億噸，同比增長2.4%，增速比上月放緩0.7個百分點，日均產量1299萬噸。進口煤炭3091萬噸，同比下降0.1%，降幅比上月收窄7.7個百分點。2022年，生產原煤45.0億噸，同比增長9.0%。進口煤炭2.9億噸，同比下降9.2%。二、電力生產情況電力生產增速加快。12月份，發電7579億千瓦時，同比增長3.0%，增速比上月加快2.9個百分點，日均發電244.5億千瓦時。2022年，發電8.4萬億千瓦時，同比增長2.2%。分品種看，12月份，火電基本持平，水電由降轉增，核電增速回落，風電、太陽能發電增速加快。其中，火電同比增長1.3%，增速比上月略微放緩0.1個百分點；水電增長3.6%，上月為下降14.2%；核電增長6.6%，增速比上月回落4.5個百分點；風電增長15.4%，增速比上月加快9.7個百分點；太陽能發電增長3.2%，增速比上月加快3.2個百分點。關注華電國際，華能國際，國投電力，國電電力，大唐發電，大唐新能源，中廣核新能源，三峽能源，吉電股份，湖北能源，皖能電力，龍源電力，浙能電力，黔源電力，中國電力，華潤電力，上海電力，申能股份，內蒙華電，龍源電力，江蘇國信，上海電氣，東方電氣，川投能源，長江電力，涪陵電力，黔源電力，中國神華，陜西煤業，兗州能源，中煤能源，潞安環能，山西焦煤，山煤國際，平煤股份，晉控煤業。 雅致飄逸： 大唐新能源以2021年平均上網含稅電價0.39千瓦時，四季度發電量80億千瓦時凈利率29%，今年四季度凈利潤可達9億這業績增速還是很可觀，隨著風、光、電網儲能技術不斷提高，優質的新能源電力隨著技術提升規模擴展企業凈利潤進入快車道。繼續搶占優質資源、擴大規模贏得未來。關注大唐新能源，龍源電力，中廣核新能源，川投能源，華電國際，國投電力，華潤電力，中國電力，華能國際，三峽能源、國電電力等電力央企。 獨琴嘯林月： #龍源電力# 海南500MW海風開始招標，單機10MW以上，期待年末投產。網頁鏈接 祖安老祖漂稀宗： 未來幾年看好純綠電板塊金開新能(SH600821)龍源電力(SZ001289)福能股份(SH600483) 心心相印o： 浙江新能(SH600032)唯特偶(SZ301319)科新機電(SZ300092) 1.1 購建并舉，區域聚焦，全國布局 浙江省新能源投資集團股份有限公司（以下簡稱“公司”）前身是 2002 年成 立的浙江省水利水電投資集團有限公司，2010 年，浙能集團合并重組水電集團， 公司的業務定位為浙能集團可再生能源業務板塊的開發與運營主體平臺；2019 年， 公司增資擴股引進綠能基金旗下的新能發展，同年整體變更為股份有限公司；2021 年，公司成功登陸 A 股市場。 截至 2022 年三季度末，第一大股東浙能集團直接持股比例 69.23%，第二大 股東浙江新能發展持股比例為 20.77%，兩者為一致行動人；浙江省國資委通過浙 能集團和新能發展間接持有公司 72.38%股份，為公司實際控制人。 作為集團可再生能源業務的運營平臺，公司秉承“區域聚焦、重點突破、購建 并舉”的理念，通過持續外購與自建發電資產，不斷外延業務邊界，已形成水電、 風電（含海風）、光伏等多種類電源發電業務組合。 截至 2021 年底，公司控股裝機容量 379.41 萬千瓦，其中，水電 113.22 萬 千瓦、風電 88.67 萬千瓦（陸風 28.35 萬千瓦，海風 60.32 萬千瓦）、光伏 177.52 萬千瓦。2021 年，公司發電設備平均利用小時為 1733 小時，同比增加 215 小時。 其中水電 1947 小時，同比增加 351 小時；光伏 1469 小時，同比增加 7 小時。 2021 年，公司完成發電量 47.53 億千瓦時，同比增長 36.9%，受益于新項目投 產，風電完成發電量 7.54 億千瓦時，同比增長 1139.1%。1H22，公司新增控股 裝機容量 53.40 萬千瓦，其中，風電 39.95 萬千瓦，光伏 13.45 萬千瓦，總裝機 容量達到 432.81 萬千瓦。 1.2 協同發展，步入快車道 近五年公司營業收入逐年增長，2021 年實現營業收入 29.10 億元，同比增長 24.0%，2016-2021 年 CAGR 達 18.9%，其中，發電業務收入 28.53 億元，同比 增長 25.0%，占總營收的比重達 98.0%。公司前期裝機以浙江省內水電為主，業 績受來水波動影響變化較大；隨著風電與光伏裝機快速增長，來水波動對業績波動 的影響將逐漸減小，2021 年公司實現歸母凈利潤 4.55 億元，同比增長 60.4%。 2022 年前三季度，公司實現營業收入 36.39 億元，同比增長 51.2%，實現歸母凈 利潤 8.61 億元，同比增長 55.0%，水風光協同發展平滑業績波動，公司發展步入 快車道。 從毛利貢獻來看，光伏板塊從 2016 年的 1.34%提升至 2021 年 58.0%；風 電板塊從 2016 年的-0.56%提升至 2021 年的 14.2%，公司綜合毛利率從 2020 年的 53.9%上漲 2.4pct 至 2021 年的 56.3%，盈利能力增強。 自 2020 年起，隨著資產的整合與運營步入正軌，公司凈利率與 ROE 逐漸修 復，2022 年前三季度凈利率與 ROE 分別達到 32.6%、10.4%，同比分別提高 4.1、 4.6pct，整體盈利水平處于行業中游水平。 承載著經濟大省浙江的“雙碳”雄心，公司“十四五”發展規劃提出：力爭“十 四五”末新增可再生能源裝機規模達 1000 萬千瓦，預計總投資額約 500 億元。 2022 年前三季度，公司投資活動凈支出 41.73 億元，公司資金需求大幅增加，公 司資產負債率維持在一個較高的水平，前三季度公司財務費用支出 8.77 億元，財 務費用率達到 24.1%，較去年同期提高 2.1pct。若公司順利完成非公開發行募資 30 億元資金，通過將其中 9 億元募集資金用于補充流動資金，可有效提升公司流 動資產水平，有利于優化公司資本結構，降低公司短期資金壓力。 2.1 激水：起步浙江，外拓四川 截至 2021 年底，公司水電裝機 113.22 萬千瓦，主要為浙江省內資產，裝機 79.42 萬千瓦，這也是公司的起家之本；2021 年收購沙灣、長柏水電站，合計增 加裝機 33.8 萬千瓦，將水電版圖拓展至四川省。 2014 年 1 月 11 日，國家發改委發布《關于完善水電上網電價形成機制的通 知》（發改價格〔2014〕61 號）規定，對 2014 年 2 月 1 日以后新投產水電站， 按照兩種類型確定上網電價： 省內上網電價實行標桿電價制度，各省（區、市）水電標桿上網電價以本 省省級電網企業平均購電價格為基礎，統籌考慮電力市場供求變化趨勢 和水電開發成本制定，水電比重較大的省（區、市），可在水電標桿上網 電價基礎上，根據水電站在電力系統中的作用，實行豐枯分時電價或者分 類標桿電價。 跨省跨區域交易價格由供需雙方協商確定，跨省、跨區域送電的水電站的 外送電量上網電價按照受電地區落地價扣減輸電價格（含線損）確定，受 電地區落地價由送、受電雙方參照受電地區省級電網企業平均購電價格 協商確定。 裝機容量為 50MW 以下的水電站稱為小水電，針對小水電上網電價，浙江省 的相關規定如下： 2000 年 1 月 19 日，浙江省物價局、省計劃與經濟委員會、省電力工業 局發布《關于全省實行統一銷售電價的通知》（浙價工〔2000〕28 號）， 小水電實行全省統一的分投產時段的指導價。 2014 年 7 月 26 日，浙江省物價局發布《關于完善小水電上網電價政策 有關事項的通知》（浙價資〔2014〕150 號）規定，自 2014 年 8 月 1 日起，除個別容量較大以及水庫蓄水主要服務于生態環境不能自主調節的 水電站外，全省小水電站原則上都執行峰谷電價，并根據投產時間段分類 制定小水電峰谷電價，上網峰谷時段劃分：高峰時段為 8:00-22:00；低 谷時段為 22:00-次日 8:00。 公司在浙水電上網電價有兩種形成機制，其中灘坑水電站（北海水電）因建設 時移民安置難度大，導致工程造價較高，經浙江省物價局同意，其上網電價按 30 年經營期核定，其余水電站執行省內標桿電價。由于區域及電站差異，2021 年公 司在浙水電機組平均上網電價達到 0.539 元/kWh，顯著高于同行業上市公司。 從季節因素來看，風能資源的季節分布恰好與水能資源互補，公司水電站所處 流域枯水季是公司風電多發的季節；在雨季，風電和光伏發電出力減弱，水電則是 發電高峰期。從地域因素來看，光能資源的區域性與水能資源互補，光伏出力波動 性較大，需要調節性能好的電源輔助進行上網消納，而水電的啟停速度最快，是優質的調節電源；且光伏建設周期短，外送通道線路的建設時常跟不上進度，利用在 運水電的現有外送通道打捆外送既可降低出力曲線波動性，也可節約配套輸電線 路建設費用。 2.2 追風：海陸并進，內外開花 公司在2020年以前僅擁有溫州洞頭風電這一個風電項目，裝機容量1.35萬千 瓦。2019年，公司控股、參股的浙江嘉興1號、江蘇竹根沙H2、嵊泗2號海上風 電項目陸續開工建設；2019年，控股的寧夏中衛香山、新疆五家渠北塔山牧場陸 風項目開工建設。 2021年，公司控股的江蘇竹根沙300MW海風項目與浙能嘉興1號300MW 海風項目以及公司聯營的嵊泗40萬海風項目陸續投產，臺州1號300MW海風項 目獲得核準。根據定增預案，公司擬募資30億元，其中21億元投入臺州1號海風項目。 東部沿海省份海風資源豐富，“十四五”期間海風發展或提速。《“十四五”可 再生能源發展規劃》提出，推動山東半島、長三角、閩南、粵東、北部灣等千萬千 瓦級海上風電基地開發建設，發展海上風電集群。在頂層設計下，沿海多省市陸續 出臺“十四五”海上風電規劃及支持政策。不完全統計，“十四五”期間，全國沿 海省份海上風電規劃總裝機容量接近 100GW（不含潮州、唐山、舟山等地級市規 劃），海上風電發展前景廣闊。 國內的海上風電上網電價經歷了高補貼電價，平價電價兩大時代。2021 年“搶 裝”結束后，海風正式進入平價時代。此前，市場擔憂海風當前的造價成本水平無 法實現平價上網，但 2022 年 3 月啟動的上海金山海風競配招標中，三峽能源以 0.302 元/千瓦時的上網電價中標，帶領國內海風跳過“平價時代”，直接由 0.85 元/千瓦時進入“低價時代”。 根據國際可再生能源署的數據，陸上風電 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 達到8.6%，陸風總裝機成本由 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 達到-3.5%；海上風電 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 達到-6.8%，海上風電總裝機成本由 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 達到-4.4%。隨 著更大容量風機的陸續研發與投產，風電單位裝機造價有望延續此前的下行趨勢， 度電成本有進一步下降空間。據不完全統計，2022 年國內新招標海風 EPC 項目最 低造價達到 9967 元/千瓦（龍源電力江蘇射陽 100 萬千瓦海上風電項目），風機 加塔筒最低報價達到 3597 元/千瓦（國華半島南 U2 場址 600MW 海上風電項目）。 公司海風項目所在的浙江、江蘇海域受益于地形優勢，度電成本適中，公司海 風項目建設成本和運營成本相對較低，具備較強的行業競爭力。 為鼓勵海風發展，目前廣東、山東、浙江三省均明確了海上風電“省補”政策， 提高運營商的投資積極性，公司在建的臺州 1 號項目有望獲得浙江省的省補補貼， 進一步提高項目收益率。 2.3 逐光：多點布局，厚積薄發 2022 年初以來組件價格持續提升并在高位運行，但國內光伏裝機仍維持高增長，2022 年 1-11 月，全國并網光伏發電新增裝機容量 6571 萬千瓦，與上年同 期相比增加 3088 萬千瓦，同比增長 88.6%，高景氣度延續。 近期，受益于硅料產能的釋放，國內光伏組件及系統成本下降明顯。另一方面， 電池片轉換效率的提升，也將進一步助力度電成本的下降。2022 年 11 月 19 日， 隆基綠能宣布，公司近日收到德國哈梅林太陽能研究所（ISFH）的最新認證報告， 自主研發的硅異質結（HJT）電池轉換效率達到 26.81%，這是繼 2017 年日本公 司創造單結晶硅電池效率紀錄 26.7%以來，時隔五年誕生的最新世界紀錄。 根據國際可再生能源署的數據，光伏 LCOE 由 2010 年的 0.381 美元/千瓦下 降 0.333 美元/千瓦至 2021 年的 0.048 美元/千瓦，2010-2021 年光伏 LOCE 下 降幅度達到 87.4%，11 年降本 CAGR 達到-17.2%，遠快于陸風與海風。我國擁 有完備的光伏產業鏈，未來隨著硅片尺寸大型化、異質結電池逐步邁向產業化等因 素驅動，光伏產業鏈各成本仍有下降空間，隨著系統造價降低及運維能力提高， LCOE 有望進一步下降。 面對光伏行業的發展機遇，公司立足浙江，積極全國范圍內布局光伏業務，在成本端，憑借良好的運維與成本控制能力，公司光伏業務毛利率相對穩定，為公司 后續光伏業務的擴張積累了充分的經驗。 2.4 投資：增厚業績 在主營業務之外，公司積極進行同業投資，投資收益占比較高持續增厚業績。 公司的投資凈收益從 2016 年的 1.43 億元增長至 2022 年前三季度的 4.11 億元， 對公司利潤總額的貢獻也由 19.9%提高至 30.6%。 公司投資收益主要系對聯營企業的投資收益，聯營企業的主營業務為水電（抽 蓄）、風電，與公司主營業務具有高度相關性。2021 年及以前，投資收益主要由天 荒坪、桐柏兩大抽蓄電站貢獻，年均值約為 0.72 億元；隨著 2021 年底與上海電 力合營的嵊泗海風項目投產，投資收益體量快速提升。 3.1 盈利預測 暫不考慮此次定增的發行結果以及募集資金對應公司現金流、資產負債結構、 財務費用等方面的影響。僅根據公司“十四五”規劃提出的 1000 萬千瓦新增裝機 目標，考慮抽蓄項目的建設周期，結合風電、光伏的發展潛力，對公司水電（含抽 蓄）、風電、光伏三個子板塊進行分析測算。 3.1.1 水電 對于公司 2022-2025 年水電板塊的營收預測，做以下幾點假設： 新增裝機：2022-2025 年維持現有裝機，抽蓄項目 2025 年以后投產； 業務拆分：考慮到公司在浙江水電與收購的沙灣、長柏水電資產的差異 性，分別進行假設。 3.1.2 風電 對于公司 2022-2025 年風電板塊的營收預測，做以下幾點假設： 新增裝機：2022 年新增 39.65 萬千瓦，2023-2025 年每年新增 60 萬千 瓦； 利用小時：當年新增裝機全部按照 1/6 年均利用小時折算； 上網電價：考慮新增裝機快速增長、平價進程和市場化交易，新建項目上 網電價有序下降。 3.1.3 光伏 對于公司 2022-2025 年光伏板塊的營收預測，做以下幾點假設： 新增裝機：2022-2025 年每年分別新增 40、150、200、200 萬千瓦； 利用小時：當年新增裝機全部按照 1/6 年均利用小時折算； 上網電價：考慮新增裝機快速增長、平價進程和市場化交易，新建項目上 網電價有序下降。 （本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。） 獨琴嘯林月： #龍源電力# 誰該為煤電的系統支持價值付費？應是更靈活實時的峰谷電價市場機制。電價是矛盾的核心，應隨供需而變。煤不可再生，目前火電均未支付碳排放成本，做為調峰能源，幫扶新能源走上主力電源之位后，就該逐漸退出歷史舞臺。 滇南王： 隨著白鶴灘水電投產發電，長江上的電力開發已經接近尾聲，未來的發展方向在那么？滿山的風電還是到處的光伏？長江電力(SH600900) 三峽能源(SH600905) 龍源電力(SZ001289)