大唐集团新能源核心平台 三北地区的绿电龙头。
聚焦三北布局全国 国内龙头新能源运营商，新能源装机规模位居 A+H 股上市公司第五位。公司为大唐集 团旗下开展新能源业务的核心平台，首批机组 2005 年 8 月并网发电，是国内最早从事新能 源开发的电力企业之一，于 2010 年 12 月登陆香港联交所。 截至 2022 年 6 月底，公司控股装机 1317.7 万千瓦，其中风电、光伏分别为 1209.7、 107.5 万千瓦，新能源规模位居 A+H 股上市公司第五位。公司在运装机呈现“省份广泛， 大区集中”的特点，覆盖内地 23 个省份，其中风电资产集中于“三北地区”。
大唐集团持股比例超过 60%，公司为其旗下唯一新能源上市平台。公司控股股东为五 大发电集团之一的大唐集团，实际控制人为国资委。其中控股股东大唐集团合计持有公司 65.61%股份，股权结构相对集中。截至 2021 年底，大唐集团装机容量达到 16172 万千瓦， 其中清洁能源占 38.2%。集团旗下拥有桂冠电力（水电业务）、大唐发电（综合性能源平 台）、华银电力（火电业务）、大唐环境（环保业务）以及大唐新能源（新能源业务）等五 大上市企业，公司是集团旗下唯一的新能源上市平台。
上市以来营收利润持续增长，复合增速可观。2010-2021 年公司营收呈现稳步上升趋 势，CAGR 为 15.51%；期间控股装机由 403 万千瓦增长至 1308 万千瓦，CAGR 为 11.3%。 受益于装机规模提升以及限电率下降带来的利用小时数提升，公司 2021 年实现营业收入 116.25 亿元，同比增长 24.04%；实现归母净利润 18.31 亿元，同比增长 54.30%。 2022 年上半年，受风况较差及限电影响，公司平均利用小时数 1121 小时，同比下降 78 小时，限电率合计 5.55%，同比提升 1.71pct，导致公司营收同比下滑 5%；但是由于 公司其他支出同比大幅减少1，使得归母净利润同比增加 29.32%。
公司早期业绩波动较大且低于同行业，导致单位装机盈利不足，成为压制公司估值的重 要原因。我们分析造成公司早期业绩不佳的根本原因为三北地区限电严重。 早期三北地区弃风限电严重，公司限电率最高超过 20%。由于早期三北地区对电力需 求相对不足、电力基础设施较为落后，当地电网消纳能力和输送能力成为制约其风电产业大 规模发展的瓶颈。截至 2021 年底，公司在八大限电区域2风电装机规模占公司风电总装机 的 65%，远高于龙源电力的 49%，为公司机组盈利能力低于龙源电力的最核心要素。 具体而言，2015-2016 年公司弃风限电率在 20%上下，与内蒙古（公司第一风电装机 大省）限电率贴合，同时吉林、甘肃均为公司主要风电装机区域，2021 年风电装机占公司 总风电装机比例分别为 10.4%、7.9%，两省 2015-2016 年限电率均超过 30%，为国内弃 风限电最严重区域。公司风电利用小时数十三五以来逐步回升。
量化分析证实弃风限电为公司早期业绩不佳核心原因，调整限电率后公司 ROE 为行业 合理水平。整体定性而言，2010-2021 年公司毛利率变动方向与限电率高度反向同步。具 体量化测算，若以 2021 年公司限电率为基准，调整公司 2013-2020 年限电率，并根据当 年售电量得出限电率调整后的电量增量，以 15%所得税率、90%归母比例考虑，公司 2013-2018年调整后 ROE 较原始ROE 大幅改善，仅2014 年因为风况较差3导致调整后 ROE 仍然偏低，其余年份均在 7%以上，与当前龙头新能源运营商 ROE 接近。
早期弃风限电已成过往，政策支持下弃风限电情况已大幅改善，公司机组盈利能力已回 归龙头水平。受益于“十三五”期间国家能源局出台的各项保障风电消纳政策4以及电力供 需格局趋紧，全国“弃风限电”状况明显好转，2016 年至 2021 年，公司限电率由 21.19% 降至 3.65%，风电机组利用小时数同步回升，同期风电利用小时数由 1755 上升至 2266 小 时。公司逐步摆脱弃风限电阴霾，2018 年至今公司 ROE 逐步回归龙头水平，维持在 7%上 下，最高达到 10.21%。
受补贴拖欠影响，公司“十三五”装机增速缓慢。公司“十三五”期间装机增速呈下行 趋势，我们分析除了三北地区弃风限电影响现金流，另外主要受可再生能源补贴拖欠影响。 早期机组造价高昂，可再生能源补贴拖欠严重影响公司现金流，公司还本付息压力极大； 叠加同期市场风格因素，港股新能源企业普遍低估值，限制公司融资能力，导致公司先发优 势变成劣势，制约公司项目投资能力以及投资意愿。 另一方面，弃风限电也是影响公司装机增速的重要原因。国家能源局 2012 年 6 月在《国 家能源局关于加强风电并网和消纳工作有关要求的通知》中提出，将风电并网情况作为新安 排风电开发规模和项目布局的重要参考指标，风电利用小时数明显偏低的地区不得进一步扩 大建设规模，使得公司存量优势区域三北地区易于开发地段被限制新能源项目建设，而公司 在新进省份争取项目资源以及项目建设均需要更多时间。
由于可再生能源补贴自 2016 年起拖欠，故我们以公司 2015 年应收账款为基础，估算 得到 2016-2022H1 纯绿电企业可再生能源补贴规模（当年补贴余额为当年应收账款减去 2015 年应收账款数值）。
截至 2021 年，公司应收账款达到 164.71 亿元，其中可再生能源补贴约 150 亿元。2022 年国家发布多文推进可再生能源补贴发放，公司作为五大发电集团之一的大唐集团旗下的核 心新能源运营平台，较为充分地获得了可再生能源补贴。截至 2022 年 6 月底，公司尚存欠 补约百亿规模，欠补规模低于龙源电力及三峡能源，其中 2022 年上半年，公司已回收 73.9 亿元欠补，补贴回款金额处于央企及地方企业绝对领先位置，预计后续补贴发放公司仍能享 受较大比例，剩余欠补将随补贴核查落地而加速落地。
公司欠补回款利息弹性5超过 20%，补贴到位后估值体系有望重构。考虑到上市公司应 收账款中包含大量日常周转款项，我们将上市公司最新报告期应收账款与 2015 年底应收账 款的差值视为可再生能源补贴拖欠。以 2021 年归母净利润为基准，测算发现截至 2022 年 6 月底，主要新能源运营商中，大唐新能源可再生能源补贴收回带来的利息弹性远高于龙源 电力及三峡能源，并且大唐新能源欠补规模与市值的比值高居主要 A+H 股绿电公司首位。 我们认为若补贴拖欠问题解决，新能源运营商资金紧张局面将得到大幅解决，未来发展增速 有望显著提升，估值体系甚至有望重构。
公司早期财务费用占比极高，现阶段多因素好转，公司财务负担逐步减小。公司负债率 长期保持较高水平，较高的负债率使其拥有较高的财务费用，2012-2016 年期间，限电影 响下公司存量项目利用小时数下降，同时新项目投产使得公司财务费用持续提升。双重影响 下公司财务费率超过 40%，较龙源电力超出 20pct。 一方面随着弃风限电改善、新项目投产释放业绩以及风电设备降本，公司财务费用规模 有所缩减，财务费率逐步向行业龙头靠拢；另一方面公司通过优化债务结构，以低贷款利率 新债替换高贷款利率旧债，截至 2022 年上半年，公司平均融资成本 3.76%，较 2019 年下 降 45 基点。多因素利好下公司财务费用负担逐步减小，盈利能力随之提升。
低限电率下存量机组较为优秀的盈利能力以及欠补回款，都为公司后续发展新能源提供 较好地支撑。公司近几年核准备案项目丰富，其中 2020-2021 年分别获得新能源核准备案 项目 202.6、423 万千瓦；2022 年上半年，公司共获取已核准备案项目和竞争性配置项目 指标 263.4 万千瓦，分布在宁夏、贵州、内蒙古、江苏等省份。截至 2022 年 6 月底，公 司在建项目合计 227.3 万千瓦。2022 年，风电行业项目进展受疫情拖累，光伏行业项目进 展受组件价格高企拖累。而展望 2023 年，一方面疫情影响消退，另一方面硅料产能释放下 光伏组件价格或将加速回落，公司新能源建设有望提速。 另外，公司存量老旧机组改造或将带来更大的业绩释放。公司风电业务历史悠久，拥有 国内最早的风电场，公司也因其先发优势占据风资源丰富的电场。但由于早期风机技术不够 成熟，一方面单台机组规模较小（单位面积场地利用率低），另一方面单 MW 风能利用率 低（利用小时数偏低）。公司 2010 年及之前风电装机 402.8 万千瓦，由于 2010 年之前单台机组功率普遍在 1.5MW 以下，而目前 4MW 已成为主流，国内 1.5MW 以下老旧风场风 机“以大代小”改造政策或将成为公司又一个业绩增长点。
