（报告出品方/作者：广发证券，郭鹏，陈子坤，许洁，纪成炜）
一、公司背靠三峡集团，为国内首屈一指的新能源运营龙头
（一）集团下属新能源运营平台，量、价齐升先发优势显著
集团下属新能源运营平台，业务定位明确，H1装机规模已达16.44GW。公司作为三峡集团下属新能源业务战略实施主体，目前业务已覆盖全国30个省区，截至年上半年，公司投产装机容量稳步提升至16.44GW，其中风电9.41GW（其中海上风电为1.49GW）、光伏发电6.80GW、中小水电0.23GW。年公司风、光装机增速分别达45.0%、50.7%，主要系海上风电项目开始投产以及宁夏利通五里坡、江苏泗洪光伏领跑者等共计2.19GW光伏项目投产所致。公司党委书记王武斌在澎湃新闻对其的访谈中提到公司力争“十四五”末总装机规模达50GW，较年提高2倍以上。公司围绕“风光三峡”和“海上风电引领者”的战略目标发展前进，在装机规模、盈利能力等方面已跻身国内新能源企业第一梯队。
公司运营项目覆盖全国30个省市区，陆上风、光项目资源分布较为均匀。根据招股说明书披露：三峡能源的前身是水利部水利工程综合经营公司，年并入三峡集团，年6月水利投资集团公司更名为“中国三峡新能源公司”，伴随集团的多次增资，公司新能源布局正式开启。自公司进入新能源发电领域以来，运营项目遍地开花，现已覆盖全国30个省、自治区和直辖市。
根据招股说明书披露已并网项目数据匹配，截至年9月30日，公司已并网陆上风电项目装机规模在四类风能资源区（I、II、III、IV类资源区）占比分别为35.75%、12.92%、11.82%、39.51%，已并网集中式光伏发电项目装机规模在三类太阳能资源区（I、II、III类资源区）占比分别为37.14%、29.36%、32.35%（另有分布式光伏占比1.15%），项目分布较为均匀。
截至年上半年，公司已投产陆上风电项目遍及内蒙古、新疆、云南等25个省区，已投产光伏项目遍及甘肃、青海、河北等22个省区，正全力推进广东、福建、江苏、山东等地海上风电工作。
伴随装机的快速扩张，公司~年发电量复合增速达26%。近年来，在装机规模及经营效率共同影响下，公司~年发电量CAGR达25.96%（~年装机增长CAGR为27.3%）。受益于年装机大幅增长，公司年发电量达.69亿千瓦时（同比+42.5%），预计项目不断落地投产下，未来发电量有望保持持续的高速增长。
从经营效率来看，受益于近年发改委、能源局对清洁能源消纳的多维推动，全国新能源消纳能力不断提高，全国弃风率、弃光率从年的12%、6%降至年3.5%、2%，公司弃风率、弃光率也已从年的11.08%、8.01%下降至年的5.97%（年全年）、4.96%（年前三季度）。公司经营效率不断提高，利用小时数稳中有升，年风电、光伏、水电分别为、、小时，同期中电联口径全国平均分别为、、小时，公司资产品质较高。
公司年以来主营业务收入增速呈现快速增长，除装机增长及利用小时保持因素外，度电收入亦稳中有升。公司发电业务量、价齐升，带动营收近五年CAGR达21.6%，年公司营收达.15亿元（同比+26.33%），年营收及业绩增速下滑，主要系风电设备制造业务出表所致。
公司平均度电收入逐年提升，年已增至0.元/千瓦时（不含税）。尽管光伏补贴退坡致使光伏度电收入降幅较大，但仍显著高于风电，因此伴随近几年光伏装机占比提升及海上风电的投产（如年投产的辽宁庄河海风、阳江沙扒一期海风以及年投产的福建兴化湾二期海风项目，核准并网电价均为0.85元/千瓦时）公司平均度电收入持续提升。
公司盈利持续增强，业绩近五年CAGR达23.9%。受公司在建项目不断落地投产影响，~年业绩CAGR达23.9%，其中年业绩达36.11亿元（同比+27.16%），年前三季度业绩达39.98亿元（同比+42.22%）。经营能力增强及高毛利率海风项目投产，带动公司毛利率由年的52.7%提升至年的57.7%。
而投资净收益下降与减值准备计提增加，共同导致~年公司净利率、毛利率出现背离。~年公司净利率分别为31.7%、31.9%，较年的36.7%有较大下滑，主要系联营企业金风科技、新疆风能年净利润同比下滑30%~40%，致使这两年公司投资收益下滑较大。年前三季度投资收益同比+.52%，主要系金风科技、新疆风能盈利大幅好转影响。此外，年公司对山东嘉能、张家川风电、伊吾发电、伊春华宇四家子公司的风机、光伏机器设备固定资产计提1.1亿元减值准备，对子公司龙陵欧华、龙陵发电对应商誉计提1.12亿元减值准备。
公司期间费用管控较好，费率整体呈下降趋势。公司近年期间费用管控良好，伴随财务费用率、管理费用率下降，公司期间费用率近5年下降4.9pct至年的23.4%。受新能源运营这一资本密集型重资产行业模式影响，公司财务费用占比较高，年公司财务费率仍有18.5%。电力产品不涉及销售环境及过多研发需求，销售费率及研发费率可忽略不计。对比同业，三峡能源期间费率呈现稳定下降趋势，处于行业平均水平。
（二）装机爬坡、平竞价项目增多，难掩公司风光高盈利本质
风力发电业务中流砥柱，H1贡献68%的营收及70%的毛利润。分业务来看，公司风力发电业务担当大任，~年营收CAGR达28.29%，年上半年实现营收53.69亿元，占全部营收比例为68.10%；~年毛利润CAGR达32.10%，年上半年实现毛利35.41亿元，占全部毛利比例为69.94%。
受益于海上风电项目投产，年公司风电毛利率突破60%。近年公司风电业务毛利率不断攀升，由年的53.4%提升至年毛利率首次突破60%，其中年前三季度海上风电毛利率达75.35%。公司作为海上风电引领者，集中连片规模化开发格局成型背景下，彰显优秀盈利能力。
H1公司风电装机增至9.41GW，且盈利能力出众。受行业抢装影响，公司风电装机规模亦快速增长，截至年上半年，公司风电装机增至9.41GW，其中海上风电1.49GW、陆上风电7.92GW。公司风电场布局于全国25个省区，其中陆上风电项目主要分布在内蒙古、新疆等风力资源优质区；海上风电项目主要位于辽宁大连、江苏及福建地区。受益于项目所在地风力资源充沛及经营效率提升，公司发电量逐年提高（年同比+45%），带动营收及毛利水平不断提高。
光伏营收~年CAGR达25.40%，毛利率始终保持在55%左右。公司光伏项目不断落地带动营收持续增长，~年营收CAGR达25.40%，年上半年实现营收24.37亿元，占全部营收比例为30.92%；~年毛利润CAGR达24.76%，年上半年实现毛利14.31亿元，占全部毛利比例为28.28%。尽管新建项目落地迅速，公司光伏发电盈利并未受到较大影响，毛利率一直保持在55%左右，年上半年提升至58.7%，盈利能力有所提升。
H1公司光伏装机增至6.8GW，增速有所放缓。截至年上半年，公司光伏装机容量合计6.GW。其中年上半年新增MW；年新增2.19GW，主要包括宁夏利通五里坡MW光伏项目、江苏泗洪光伏领跑者MW发电项目、衢州江山正泰MW林农光光伏项目、宾阳县古辣MW渔光互补光伏发电项目等。伴随光伏装机规模增长，公司光伏发电量近5年CAGR达34.26%，年发电量达94.99亿千瓦时，同比增长42.9%。发电量增速大于营收增速，主要系竞价和平价光伏项目增多所致。~年公司光伏机组平均上网电价分别为0.80、0.76、0.71、0.61元/千瓦时（不含税），降幅达23.75%。公司新投产项目成本较低及提高经营效率下，光伏发电毛利率始终保持在55%左右，保持高盈利水准。
中小水电业务盈利较高，未来将保持现有2.28GW装机规模不变，但相关经验或可助力公司抽水蓄能发展。公司前身为年成立的中国水利投资集团公司，在年底并入三峡集团前主要从事水务、水利水电、供水、清淤、排灌等相关水利投资业务。由于公司中小水电业务盈利较好，下属电厂均系并入集团前开工建设或投产发电，丰富的运营维护管理经验下，电厂电能质量优良，拥有较强的成本优势与市场竞争力，故未进行业务剥离。
考虑到集团对公司新能源运营平台的定位，未来公司将保持现有中小水电厂，不再新增水电业务。近年公司大力储备抽水蓄能资源，先后与陕西府谷县、陕西山阳县、青海格尔木市等多地签署建设抽水蓄能合作协议。公司水电运营经营丰富，可为后续抽水蓄能项目的建设发展添砖加瓦。
（三）高效扩张资产升至0亿，盈利能力稳定享发展红利
伴随投产项目不断增加，公司经营性净现金流大幅增长。公司近年经营现金流净额持续增长，~年CAGR达23.6%，增长迅速。年达89.76亿元（同比+46.63%）；H1达38.80亿元（同比+77.42%）。受新能源运营行业特点影响（可再生能源补贴发放周期长），公司投产含补贴项目增多情况下，应收账款亦大幅增长，因此~年公司收现比呈下降水平。伴随电力市场化交易推广，公司近年市场化交易比例提高至30%左右，带动收现比的小幅回升。
由于补贴的存在，伴随公司发电收入提高，应收账款体量增大，1年以上应收账款占比逐渐提高。目前我国风、光运营上网电价包括两部分，即燃煤脱硫标杆电价和可再生能源补贴。发电项目实现并网发电后，燃煤脱硫标杆电价部分，由电网公司直接支付，通常跨月结收电费，账龄一般在1个月之内，因此可以认为账龄在1年以上的应收账款均为新能源补贴款。近年来，一方面由于公司装机规模快速增加，发电收入逐年提高；另一方面，由于可再生能源补贴发放周期较长，以上因素共同导致公司应收账款规模逐年增大、1年以上应收账款占比升至47.4%。
受公司新能源装机快速扩张、收入提升影响，补贴款收取金额占收入比例逐年下降。公司-年收取新能源补贴款的金额分别为24.14、23.45和23.12亿元，基本保持稳定。但由于公司装机规模迅速增长、收入规模快速增加，导致新能源补贴款收取金额占收入的比例逐年下降。截至年9月底，公司的存量项目全部符合纳入补贴清单的条件，新一轮的可再生能源补贴清单申报工作正在进行中，预计可再生能源补贴款的回收情况在未来将有所好转。
投资活动方面，内生投资和外延并购并重。近年来公司在风电、光伏项目投入不断加大，近三年构建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金支出分别为.21、.75及.56亿元；此外公司积极收购也有较大支出，其中年大量收购项目公司致投资支付的现金支出达.49亿元。公司近年来融资主要依赖直接融资手段，主要来源为债券、银行借款和股权融资，其中年规模较大主要系公司引进8名战略投资者。
公司近年积极扩张，长期借款大幅提高致使资产负债率提升较快。近年公司发展迅速，截至年Q3总资产体量已达.49亿元，其中在建工程、固定资产分别为、亿元（年分别为、亿元），占总资产比例分别达到22.7%、41.3%（年分别为11.0%、55.1%）。行业重资产模式扩张下，公司长期借款大幅增加，年长期借款达.05亿元（同比+67.86%）。公司作为优质央企，资金实力强，融资成本低，~年资产负债率不足60%，相对同行业处于较低水平，为持续扩表提供可能性。
强资源整合能力下，公司ROIC位于国内新能源企业前列。从盈利能力方面看，由于行业天然高杠杆属性，公司ROE处于行业前列，且与资产负债率变化趋势一致。考虑债务回报，公司ROIC由年不足3%提升至年5.8%，亦位居行业前列，展现公司近年稳定提高良好的盈利能力。
公司减值计提政策谨慎，系行业中为数不多计提补贴坏账准备的企业。尽管可再生能源补贴属于国家信用，信用风险较低，公司仍对新能源补贴款组合按照预计可回收金额计提坏账准备。~前三季度，结合新能源补贴款账龄，对应收新能源补贴组合账面余额按照上年末一年期LPR下浮10%进行折现（参考公司实际融资成本），按照账面价值与折现后金额的差额，公司分别对新能源补贴款计提0.44、1.18、1.93、4.25亿元减值准备。（报告来源：未来智库）
二、十四五拟新增装机超30GW，海上风电成长空间广阔
（一）能源结构调整下，全国预期未来10年风光分别对应2/3倍的增长
最新碳达峰方案提出加快建设新型电力系统，大力发展新能源。电力行业作为我国碳排放的主要来源，年贡献44%的碳排放。10月26日，国务院发布《年前碳达峰行动方案》，正式对于我国电力供给体系提出发展目标，其中绿电被重点强调，新建可再生能源电量比例原则上不低于50%，和年我国可再生能源消费占比将从年的15.9%上升至20%和25%。在重点任务“大力发展新能源”中，提出年我国风光装机需达1GW。根据中国电力企业协会公布数据，年我国风电和太阳能发电装机容量为GW和GW，合计GW。则未来10年内我国光伏风电有确定的GW增量空间，10年风光装机复合增速可达16.8%。
预计十四五期间，风电每年新增50GW，年风电累计装机较年涨幅达88.8%。截至年11月底，我国风电累计并网装机.86GW，同比增长29.0%。根据年5月18日世界风能协会副主席、中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩在电气风电上市答谢会的发言“预计未来十年将有年均万千瓦（50GW）新增风电装机”，以此测算十四五末风电累计装机达GW，较年GW增长88.8%；十五五末累计装机达GW，较年增长%。
预计十四五末，我国海上风电累计装机较十三五末涨幅达2.46倍。根据“十四五”规划，我国将主要在广东、福建、浙江、江苏、山东等地区开发海上风电基地，各省也均出台相关政策规划，到年江苏海上风电新增8GW、浙江新增4.5GW主要为海上风电、广东海上风电力争达18GW等。根据彭博新能源预测，我国年海上风电累计装机将达到39.11GW，年均CAGR达28.2%。其中年为海上风电国补最后一年，受抢装影响新增较大，预计当年新增将达10.82GW。海上风电占风电比例也将由十三五末的4.01%提升至十四五末的7.36%，发展前景广阔。
根据CPIA中性情况预测，十四五期间我国光伏年均新增80GW，年累计装机较年涨幅达%。截至年11月底，我国光伏累计并网装机.47GW，同比增长24.1%。根据中国光伏行业协会（CPIA）预测，十四五期间中性情况下（乐观与保守情况取平均）光伏行业每年分别新增60、67.5、80、90、GW（年均新增79.5GW），十四五末累计装机达GW，较年增长.85%。
（二）公司“十四五”拟新增装机30GW，对应2倍以上成长空间
“十四五”末公司力争总装机规模达到50GW，年均复合增速超26%。年5月14日总经理赵国庆访谈中提及，公司累计资源储备已超GW，其中海上风电近30GW，陆上风电、光伏超90GW。根据公司的总体发展规划，预计“十四五”期间每年新增装机规模保持稳定增长，力争“十四五”末总装机规模达到50GW，年均复合增速达26.2%，较公司年15.62GW装机容量，存有2倍以上成长空间。
海上风电先发优势明显，在建在运比高达1.97倍，近30GW在手资源，储备居国内前列。截至年上半年，公司海上风电项目已投运规模1.49GW，在建规模2.94GW，排名行业第一，约占全国全部海上风电在建规模的20%。截至年底，公司在建海上风电3.53GW、在运1.34GW，年上半年新投运MW。公司海上风电引领者，业务“投产一批、建设一批、核准一批、储备一批”，集中连片规模化开发格局已成型。结合公司年上半年在建2.94GW、在手储备近30GW海上风电项目，同时考虑到海风建设周期较长，假设公司十四五末海上风电装机达11.84GW，~年装机CAGR达54.66%，市占率提升至30.3%（根据彭博预测年我国海风装机达39.11GW），保持高速发展。
IPO募资亿元投向海上风电项目，优质央企强资金实力，项目落地投产无忧。风、光运营属于资金密集型行业。单个陆上风电或光伏开发项目通常需几个亿，甚至十几亿的投资规模，海上风电项目投资规模则更大。公司IPO实际募资净额亿元中，除50亿元用于补充流动资金外，剩余亿元全部用于7个海上风电项目建设（变更后为8个）。公司作为优质央企，强融资能力保储备项目投产运营，在运装机规模稳定提升构建公司核心竞争力。
H1公司陆风新投产MW，还有1.56GW在建。截至年上半年，公司新增陆上风电运营MW，还有1.56GW在建项目。结合公司陆风、光伏项目合计在手储备超90GW，同时考虑到陆风建设周期相对较长，预计十四五末公司陆上风电装机达21.04GW，~年装机CAGR达22.78%，市占率提升至4.3%（根据前述年我国风电装机GW、海风装机39.11GW，计算出年陆风装机为GW），维持较为高速的发展。
H1公司光伏新投产MW，还有MW在建。截至年上半年，公司新增光伏运营MW，占全国光伏新增装机2.28%。公司还有MW在建，光伏项目建设周期较短，预计短期内装机规模还可提升。此外，公司还积极推行光伏多元化开发，坚持集中式和分布式并举，抢抓光伏+（农光互补、渔光互补、光储一体化）等业务发展机遇，形成由点到面的开发格局。公司未来将布局整县屋顶分布式光伏项目，深入推进乡村清洁能源建设。结合公司陆风、光伏项目合计在手储备超90GW，预计十四五末公司光伏发电装机达20.01GW，~年装机CAGR达25.18%，市占率提升至3.1%（根据CPIA中性情况预测年光伏装机为GW），巩固上市公司光伏装机龙头的地位。
（三）技术进步推动降本提效，平价风光项目IRR有望提升
风电及光伏作为代表性的新能源电源，长期以来受政策扶持给予一定补贴电价，补贴金额即为超过当地煤电标杆电价部分，但补贴标准日益减少，两者逐步走向“平价时代”，年陆上风电、集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目国家不再补贴；年海上风电项目国家不再补贴。
对于含国家补贴的存量项目，在项目合理利用小时数内所发电量均可享受国补，同时规定风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金。截至年9月30日，公司存量项目均符合补贴标准，可以按照标杆电价/指导电价上网，盈利能力有保障。对于无国补的新增项目，预计伴随技术提高推动降本提效，项目IRR有望提升。
伴随光伏产业链各环节新建产能的逐步释放，组件价格有望持续下降。年我国地面光伏系统的初始全投资成本为3.99元/W左右，较年下降0.56元/W，降幅为12.3%。其中，组件约占投资成本的39.3%，占比较去年上升0.8个百分点。年上半年，受疫情影响下游市场需求减弱，组件价格及光伏发电系统投资成本快速下降；下半年受多晶硅、玻璃、胶膜等原材料价格上涨影响，组件价格及光伏发电系统投资成本上涨，项目经济性降低。根据中国光伏行业协会预测，年光伏系统初始全投资成本可下降至3.81元/W，年可下降至3.15元/W，较年下降21.05%。
年风电成本受抢装和产能限制暂时提高，但长期看伴随风机大型化，单位成本仍有望继续下降。自年以来我国陆上风电LCOE已下降约50%。在短期补贴退出压力下，出现抢装和风机订单的激增及行业产能的限制，年项目成本降幅放缓；但当装机恢复常态化稳步增长、风机大型化摊薄单位造价，陆风成本仍有望继续下降。根据彭博新能源预测，年我国陆风LCOE有望降至32.75USD/MWh，较年有26.52%下降空间。
伴随利用小时数的提升及成本的下降，平价风光项目盈利能力虽短期略有冲击但预期持续改善。假设陆上风电、光伏项目运营20年、投资资本金占比为30%、折旧期限20年、残值率5%，陆风单位成本参考彭博新能源陆风LCOE降幅、光伏单位投资参考CPIA预测值、陆风/光伏利用小时数每年分别提高2%/1%，测算出：年公司新投产的平价陆风、光伏项目资本金IRR分别为8.5%、3.1%；年降本提效下资本金IRR逐渐分别提高至17.9%、5.5%。
现阶段海风电平价上网略显劣势，部分沿海省份出台相关政策助发展。年起中央财政不再对新建海上风电项目进行补贴，鼓励地方政府自行补贴，支持本省海上风电项目的建设。目前已有上海、广东、浙江明确发布地方补贴/支持政策，预计江苏、辽宁等沿海省市地补有望跟进。
预计年我国海上风电有23.3%的降本空间，届时海风平价上网成为可能。我国海上风电经过十多年的发展，在经营及技术提升下，单位造价也在逐步下降，从年的元/千瓦左右降至目前00元/千瓦左右。造价降低导致海风度电成本下降，根据彭博新能源统计年6月至年6月，全球海上风电度电成本已下降64.5%。截至年6月我国海上风电度电成本为85.08美元/MWh（按照汇率6.4计算约合人民币0.54元/kWh），根据彭博新能源预测，未来全球范围内海上风电成本仍有进一步下降的空间，预计年我国海上风电度电成本将达到65.2美元/MWh（按照汇率6.4计算约合人民币0.42元/kWh），降本空间达23.3%，将支撑我国海上风电逐步实现平价上网。
新能源场站成本下降，但系统成本增加。随着电力市场化加速推进，新能源分摊的系统调节费用或将上行，对项目IRR产生一定影响。年全国电力供需紧张，推动电力现货市场加速建设，第一批8个（南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃）现货试点市场向全年连续运行迈进，同时新增6省市（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）作为第二批电力现货试点。年12月，国家能源局修订发布《电力并网运行管理规定》（国能发监管规〔〕60号）、《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔〕61号），辅助服务市场建设速度同步加快。现货市场理顺调峰费用机制，辅助服务市场理顺调频、备用等费用机制。新能源发电具有随机性、波动性、间歇性特征，是产生电力系统调节需求的主要来源之一，预计所分摊的各类调节费用呈现上行趋势。（报告来源：未来智库）
三、母公司鼎力支持助发展，十四五积极推进两个一体化
（一）集团下属新能源战略实施主体，母公司鼎力支持助发展
公司股权结构明晰，前十名股东国有股东占据6席。控股股东三峡集团及其控制的三峡资本合计持有公司51.44%股份；三峡集团由国资委控股，为全球最大的水电开发运营企业和我国最大的清洁能源集团。另有11.36%股份由其他国有股东持有，分别为浙能资本、都城伟业、水电建咨询各持股3.49%，川投能源持股0.89%。此外，珠海融朗持股3.49%，金石新能源持股1.75%，招银成长持股0.89%，剩余30%股权为发行后社会公众股东持有。截至年6月30日，公司共家全资及控股子企业，其中全资子公司家，公司股权架构清晰。
三峡集团下属新能源业务战略实施主体，募资亿成为我国电力行业史上规模最大IPO。三峡能源系三峡集团旗下一级全资子公司。前身为年成立的中国水利投资集团公司，原隶属于水利部，后划归国资统一管理，主要从事水务、水利水电、供水、清淤、排灌等相关水利投资业务。年底经国务院国资委同意，整体并入三峡集团，定位为集团下属新能源运营平台，开始大力发展新能源发电业务。年12月IPO首发过会，在上交所主板发行85.71亿股，募集资金.13亿元；年6月10日IPO首日上市，成为我国电力行业史上规模最大IPO。
公司与集团下属其他两家上市公司各司其职，相互之间独立发展。控股股东三峡集团围绕清洁能源主业形成水电业务、生态环保业务、新能源业务、国际业务、金融投资业务及设计咨询与专业服务六大业务板块。经过20多年的持续高质量快速发展，集团已经成为全球最大的水电开发企业和我国最大的清洁能源集团，旗下拥有长江电力（.SH）、三峡能源（.SH）、湖北能源（.SZ）等诸多全资及控股子公司。其中公司定位为新能源业务平台，长江电力主要为水力发电，双方行业分类不同；湖北能源定位为区域性（湖北省内）综合能源公司，双方经营区域不同。三家上市公司定位明确、各司其职，相互之间独立发展。
公司受集团鼎力支持，总资产占比提升至17.4%，装机增速远超长电、湖能。自年12月公司（原水利投资集团）并入三峡集团以来，母公司给予4次增资，助力公司扩大经营规模、拓宽业务；年底成功引入8名战略投资者后，还处于有限责任公司阶段的公司注册资金已达亿元。作为集团的新能源战略实施主体，公司发展收到集团鼎力相助，近年公司资产占集团资产比例不断提升，年已升至17.4%。对比集团旗下长江电力、湖北能源，装机规模增速也是遥遥领先。预计在双碳大背景下，公司新能源主体地位将持续凸显。
背靠三峡集团，给予公司十四五末50GW新能源装机无限可能。公司控股股东三峡集团于11月8日发电装机跨入“亿”千瓦时代，清洁能源装机容量超过96GW。根据公司的总体发展规划，力争“十四五”末总装机规模达到50GW，年均符合增速达26.2%。母公司装机过亿的突破成为步入发电企业领先集团的敲门砖，“三峡品牌”的强化也将助力公司新能源电力的更好发展。
（二）管理层经验优+股权激励强+融资成本低，构建规模扩张壁垒
公司管理层战略眼光独到，同时水利、电力行业经验丰富。公司管理层原董事长樊建军先生年提出增资扩股引入战略投资者，年10月成功引入都城伟业等8名投资者，取得增资后公司30%股权（对应55.93亿注册资本），由一人向多人有限责任公司转变，为股份制改革及后续上市做准备。公司现任董事长及多位董事均曾任职于水利水电行业数年，管理团队不仅管理经验丰富，同时在能源、电力领域有着深厚的从业经验，具有深厚的科研背景。
上市半年内即发布股权激励预案，公司治理优异，给予未来发展充足动力。年11月公司发布限制性股票激励计划草案，授予限制性股票不超过万股，激励对象包括公司董事、高管、管理技术和骨干员工等人，其中管理、技术和业务骨干人，授予数量达5万股，占本次授予限制性股票总量的84.98%。公司拟实施的股权激励充分，涉及人员广泛，给予员工充足动力。
（三）外投产业链协同享发展红利，十四五积极推进两个一体化
公司积极实施产业链投资，强资源整合能力下保持良好的盈利能力。公司目前已参股多家上游知名设备制造商（如金风科技、晶澳科技等）和下游电力交易中心（如青海、甘肃等），合作设立多个产业链投资平台，投资净收益率一直保持在同业领先水平。年上半年，福建三峡海上风电国际产业园顺利交付全球叶片研发生产领军企业LM工厂，发运首批我国自主研制并投入运行、单机容量亚洲最大的10兆瓦海上风电机组，并率先实现碳中和，成为全国首个“碳中和”工业园区。
公司积极推进“两个一体化”及电价市场化改革，有望减轻国家补贴负担、增强自身现金流。年上半年，公司紧扣“十四五”规划，大力储备抽水蓄能资源，积极申报“两个一体化”项目。“两个一体化”即“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”。
风光水火储一体化侧重于电源基地开发，强化电源侧灵活调节作用，优化各类电源规模配比，通过多电源品种互补平滑出力，确保电源基地送电可持续性。
源网荷储一体化侧重于围绕负荷需求开展，充分发挥负荷侧的调节能力，实现就地就近、灵活坚强发展，激发市场活力、引导市场预期。
公司投建的乌兰察布“源网荷储”示范项目，是国内首个“源网荷储”示范项目。项目总装机容量万千瓦，其中风电万千瓦、光伏30万千瓦，配套储能设施88万千瓦×2小时。项目建成投运后，将新增高峰时段供电能力约1GW，增加就地新能源消纳空间3.1GW左右，增加清洁能源年发电量97亿千瓦时，可以有效解决电力系统综合效率不高、“源网荷”等环节协调不够、各类电源互补互济不足等问题，此外公司还积极参与电价市场化改革，参与市场化交易的省区多达17个。在年9月7日全国绿色电力交易试点启动中，公司积极对接，以山西、江苏、山东等省份的多个平价项目参加，尤其是在山西独家参与送北京绿色电力交易，交易量占比%；在山东地区交易量占比50%以上；本次交易公司累计成交电量近2.5亿千瓦时，占全国家主体成交电量79.35亿千瓦时的3.15%。参考本次绿电溢价交易背景下，未来公司也可通过加大绿电交易加速现金回流，成为高盈利、高现金流优质新能源运营商。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
精选报告来源：。
