中国替代能源行业专题报告：核能，能源的未来

来源：未来智库

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中国替代能源行业 行业报告 核能：能源的未来

替代能源对中国发电量的贡献仍然很低，使其成为具有巨大潜力的快速发展的市 场。随着政府继续倡导低能耗经济增长模式，与其他能源（例如燃煤和水力发电） 相比，替代能源在 2020 年将继续取得更好的增长成果。2019 年，替代能源行业（风 能，太阳能和核电）约占中国总发电量的 13.4％，这一数据与发达国家相比仍然很 低。

核电：2019-22 年的装机容量和发电量将以 12％/ 12％的年均复合增长率增长。 新 冠肺炎爆发和全球经济下滑可能会抑制中国核电发电量的增长。但我们相信中国将 继续在全国范围内推广核电；此外，核电对国家总发电量的低占比将提供很大的增 长空间。我们预计在 2019-22 年期间核电装机容量将以 12％的年均复合增长率增 长。在装机容量提高的驱动下，加上核电的高利用小时数，以及其优先上网的性质， 核电发电量将有较快增长，核电发电量将在 2019-22 年以 12％的年均复合增长率增 长。

在 2019-22 年，风电装机容量和发电量的年均复合增长率将达到 11％/ 10％。我 们预计，由于国家发展和改革委员会（NDRC）将不再对 2020 年底后完工的风力发 电设施有电价补贴，全国的风电装机容量将在 2020 年加速增长。由于风电公司急 于在2020年底之前完成这些项目，我们估计2020年全国装机容量将同比增长15％。之后，增长将会放缓，我们预计 2019-22 年的装机容量的年均复合增长率将达到 11％。根据我们的估计，鉴于利用率将持续超过 1900 小时，风电发电量将在 2019-22 年以 10％的年均复合增长率增长。

行业评级中性；首选中广核。我们认为，替代能源在 2019-22 年将继续以 12％的 年均复合增长率增长，但新冠肺炎的爆发将减缓今年的增长–我们预计替代能源将 在 2020 年实现 9％的同比增长（低于 2019 年的 17％的同比增长和 2009-19 年的年 均复合增长率 26％）。我们对行业维持中性评级，等待未来几年的好转。我们相信 政府将继续加快核电的发展，使市场领先者中广核（1816 HK，003816 CH）受益。

风险。 1）上网电价下降带来的收入风险；2）电力需求减少可能会阻碍替代能源 的发展；3）弃风限电可能会降低行业利用小时数；4）与核电有关的安全问题；5）核电的巨大初期投资可能会增加净负债率

替代能源：2020 年艰难，但不断扩大的市场继续使运营商受益

新冠肺炎爆发将减少电力需求；2020年整体发电量将同比增长2.1％；替代能源将有9%的同比增长率。

2020年1月及2月，新冠肺炎疫情使中国的经济活动几乎陷入停顿；根据中国电力企业联合会 （CEC，中电联）的数据，2020年首2个月累计的全国发电量同比下降8.2％。从历史上看，1 月和2月的发电量占中国全年发电量的14.9％；因此，2020年首2个月下降8.2％将使全国全年 的发电量下降1.22％。随着新冠肺炎疫情的消退，我们认为经济活动将在4月底恢复一定程度 的正常水平。中国的发电量可能会在2020年达到2.1％的同比增长率，而2019年的数字则为 4.7％。

如果全球经济在新冠肺炎疫情引发的低迷后无法在今年晚些时候反弹，中国的发电量增长可 能会持平或下降。但替代能源的表现将比整体发电量更好：我们预计，到2020年，核能，风 能和太阳能的发电量将同比增长9％，超过全国增速。但该数字将低于2019年的17％同比增长 率和2009-19年的26％的年均复合增长率。我们预计2021年和2020年的增长率将反弹至同比15％ 和 12％。

中国替代能源占全国发电量的贡献很低

我们认为中国政府将继续推广低能耗经济增长模式，这意味着长期电力需求增长将处于中单 位数水平。然而，2019年替代能源行业（风能，太阳能和核能）仅占中国总发电量的13.4％ （先进国家约为30％）。鉴于替代能源比化石燃料更清洁，更具可持续性，我们认为政府将继 续把目前的13.4％贡献提高到30％或更高。

核电：强劲的产能和发电量增长，但债务增加令人担忧

2019 年中国核电发电量同比增长 18％。根据中国电力企业联合会（CEC）的数据，截至 2019 年底，中国的核电发电量同比增长 18％， 增幅在所有能源中排名第二（太阳能增幅最高，同比增长 27％）。在过去几年中，核电发电量 维持快速增长（2013-19 年的年均复合增长率为 21％），我们估计未来几年将有望达到 15%左 右的同比增长。

核电发电量在总体能源结构中仍然很低

我们相信，中国未来将能源结构继续转向可再生能源（例如风能，太阳能和核能）。核电仅 占 2019 年全国总发电量的 5％，远低于发达国家的约 30％的平均值。我们认为中国政府未 来将建设更多的核电站以提升比率。

中国的核电装机容量和发电量将在 2019-2022 年达到年均复合增长率 12％/ 12％

尽管新冠肺炎的爆发和全球经济下滑可能会拖累中国核电发电量的增长，但我们认为中国将 继续在全国范围内推广核电，而目前核电发电量对国家总体电力发电量的低占比将为行业提 供巨大的发展空间。根据 2014 年 6 月国务院发布的中国《能源发展战略行动计划（2014-2020 年） 》，政府的目标是到2020年中国核电装机容量为58吉瓦，比 2019年的48.7吉瓦增长19％。展望未来，我们预计核电装机容量将保持快速增长因为核电基数较低（只占 2019 年全国所有 类型的装机容量/发电量的 2.4％/ 4.8％）。因此，我们预计核电装机容量将在 2019-2022 年 期间录得 12％的年均复合增长率。在装机容量增长的驱动下，再加上高利用率小时数（通常 约为 7,000 小时；远远高于燃煤发电的 5,000 小时，风电的 2,000 小时和太阳能的 1,500 小 时）以及优先上网的性质，核电发电量将持续增长，我们认为全国核电发电量将在 2019-2022 年达到 12%的年均复合增长率。

风险 1：安全问题可能导致完全关闭

回顾 2011 年日本的福岛第一核电站事故。当时，福岛核电站立即停止运行，日本的所有核电 站也都停止了运行以进行整改。目前，日本尚未恢复核能的常规发电，该国现在非常依赖石 油和燃煤发电。可以看出，如果中国发生重大核电事故，将引起人民的恐慌，核电公司的运 作将受到极大影响，整个核电行业将陷入停顿。

风险 2：很高的初始投资可能会导致核电公司偏向于股票市场筹集资金

核电厂的初期投资非常大，因为需要在科研，技术储备和安全建设方面进行投资，比火力， 风电和太阳能要贵得多。由于需要大量初始资金，如果核电公司想大力发展核电站，其净债 务比率将不可避免地增加。为了降低净债务比率，核电公司可能会倾向于通过市场，尤其是 股票市场筹集资金。

风电: 大型国企将成最终赢家

2019 年中国风电发电量同比增长 11％。根据中电联的数据，2019 年中国风电发电量同比增长 11％，增幅在中国所有能源中排名第三 （太阳能发电同比增长27％，核能发电同比增长18％）。中国风电发电量在2009-19年以31％ 的年均复合增长率强劲增长。

全国利用小时数在 2020 年将降至 1800 小时，但未来将达到 1900 小时

今年全国风电发电量增长将受到新冠肺炎爆发和全球经济增长放缓的影响。鉴于国家电力需 求增长将收窄，因此我们预计国家风力发电的利用小时将从 2019 年的 1,931 小时减少到 2020 年的 1,814 小时。展望未来，随着中国风电弃风限电比例的下降，我们认为全国风电利用小 时将稳定在 1900 小时，这对中国风电行业发展有利。

2019-2022 年风电装机容量和发电量将达到 11％/ 10％的年均复合增长率

由于国家发展和改革委员会（NDRC）在 2019 年宣布的“平价上网”新政策规定，如果风电企 业无法在 2020 年底完工并连接到国家电网，其风电设施将不再享有电价补贴，因此我们预期 2020 年全国风电装机容量增长将加速。风电公司将力争在今年年底之前完成在手的风电项目。

我们估计，在 2020 年，全国风电装机容量将同比增长 15％，因为企业应会赶工完成项目，在 此之后增速将有所放缓，预计在 2019-2022 年期间的年均复合增长率为 11％。由于弃风限电 的情况减少，我们预计未来的利用小时数将保持在 1900 小时以上，风电发电量将在 2019-2022 年期间录得 10％的年均复合增长率。

长远而言，新的招标政策将使大型国有企业受益

我们认为，相关要求最有利于风电行业的领导者和大型国有企业，因为它们在行业经验，技 术积累和人力资源方面更为有利。我们认为，能源局的新政策旨在以大型国有龙头企业为先 驱，整合行业，减少恶性竞争，提高国家风电资源利用效率。新政策显然对大型龙头国有企 业有利。

我们的首选：龙源电力（916 HK）

国家发改委于2019年5月出台“平价上网”政策后，我们认为风电运营行业已进入整合期。未 来不太可能出现装机容量和发电量增速超过20％的快速增长。此外，能源局在2019年出台了 风电企业招标要求，这也预示着在该政策下，行业龙头和国有企业背景的企业将受益最大。我们建议投资者关注龙源电力（916 HK）。

替代能源行业的风险因素

国家电力需求的下降可能会影响替代能源的发展。新冠肺炎的疫情可能会对中国的经济活动产生负面影响，因此可能会阻碍全国电力需求。新 冠肺炎的爆发减少了全国居民的日常活动，包括制造业和零售业，二级和三级工业活动占中 国总电力需求的 70％以上，业务活动的减速可能会降低电力需求，其中包括对替代能源的需 求。

2020 年的施工高峰可能会导致弃风限电的情况；未来风电装机容量增长可能会放缓

国家发改委（NDRC）在 2019 年宣布，所有在 2020 年底之前完成并连接到电网的风机都将获 得电价补贴，无法完工的风机将无法获得。我们认为，这项政策将加快风机的建设进度，因 为风电运营商会赶在最后期限之前完工。风电项目的数量将在 2020 年急剧增加，但是 2020 年以后新开工建设可能会放缓。此外，一年内有大量风机并网，可能会导致弃风限电的情况 发生。

中广核电力 (1816 HK / 003816 CH) 公司报告 在不断扩大的市场中占主导地位

中广核是不断扩展的市场中的领导者. 核电由于其无温室气体排放，高利用小时数 和低发电成本而仍将是中国的主要替代能源。我们认为，核电在未来十年仍将是中 国公用事业领域不断发展的产业之一。

寡头垄断的市场结构确保了中广核作为领先者的地位. 中国核电行业的竞争是有 限的–由于核工业的敏感性质和巨额初始投资，只有三家公司获得了许可，我们认 为政府在可预见的将来不太可能颁发新的许可。中广核的领导地位将保持不变。

新冠肺炎的爆发将削减电力输出，但情况将在 2021 年好转. 我们预计，随着电力 需求下降，中广核在 2020 年的发电量将同比下降 1％，原因是利用小时数下降。到 2021 年，情况将有所改善，发电量将同比增长 12％。我们预计 2020 年 / 2021 年 / 2022 年经调整净利润同比增长 2％/ 2％/ 8％.

H 股目标价 2.20 港元；维持买入评级. 作为行业领导者和 H 股市场上唯一的上市 核电运营商，我们认为中广核将从中国核电行业的崛起中受益匪浅。我们将估值年 期转至 2020 年，基于现金流折现模型得出的目标价为 2.20 港元（之前为 2.45 港 元），分别相当于 10.0 倍 2020 年预期市盈率和 1.0 倍 2020 年预期市净率。维持买 入评级.

A 股目标价 3.30 元人民币；升至买入评级. 在过去 7 个月股价下跌 39％之后，中 广核 A 股目前的 2020 年预期市盈率为 15 倍。我们认为目前的估值可以反映其价 值。我们将 A 股评级从持有上调至买入。然而，我们认为中广核 A 股的估值吸引 力不及其 H 股。目标价 3.30 元人民币，相当于 16.5 倍 2020 年预期市盈率和 1.7 倍 2020 年预期市净率。

2019 年业绩概况

2019 年经调整净利润同比增长 12％，高于市场和我们的预期。中广核电力 2019 年净利润录得人民币 94.66 亿元，较去年同期增长 9％，如果扣除固定资产 处置收益和汇兑损失等项目，调整后的净利润为人民币 99.55 亿元（同比增长 12％），分别高 于我们和彭博市场预期的 3％和 5％。优于预期的主要原因是较好的运营成本控制。

发电量同比增长 14％，主要受惠于台山和阳江机组投产

中广核公布2019年发电量同比强劲增长14％，这是由于台山2号机组和阳江6号机组的投产， 这两个机组在 2019 年帮助中广核的装机容量同比增长 12％。由于新投产机组通常需要 6 个 月的时间来提升至最高利用率，因此我们认为这两个机组将继续成为中广核在 2020 年的主要 收入增长引擎。

A 股于 2019 年 8 月上市，净负债率改善了 40 个百分点

2019 年 8 月 26 日，中广核的 A 股在深圳证券交易所上市，为中广核筹集了 126 亿元人民币的 新资本。所得款项帮助中广核将净负债率从 2018 年底的 183％降至 2019 年底的 143％。我 们认为，净负债率的改善将有助于市场舒缓对中广核债务结构和资产负债表健康状况的担忧。

利用小时数同比略有下降

中广核公布 2019 年的利用小时数为 7,507 小时，较 2018 年的 7,554 小时同比下降 1％。我们 认为这主要是由于福建和辽宁等省的电力需求疲弱所致。

2020 年及 2021 年展望

中广核是不断扩展的核电市场的领导者。核电将仍然是关键的替代能源，由于核电的利用小时数高，生产成本低并且在发电过程中不 产生温室气体排放，政府将大力推动其发展；我们认为，核能将继续是中国公用事业领域的 蓝海市场，因为它将在未来 10 年仍将持续发展。作为中国核电行业的领导者，中广核控制 着全国约 60％的装机容量，并且很可能会继续受益于核电在整体能源结构中不断增长的市场 份额（核电对整体全国发电量的占比，从 2009 年的 1.9％增长到 2019 年的 4.8％）。

寡头垄断市场结构使中广核拥有坚实的壁垒

核电是敏感的行业，公司必须有运营许可才可以发展核电，现在全国只有 3 家公司获得许可， 分别是中广核，中国核电和国家电力投资公司，因此中国核电运营市场的竞争者非常少。在 可见的未来，中国政府都不太可能发出新的许可，因为核电发展非常敏感并且具有很高的初 始资本投入。这种情况使中国核电运营行业成为寡头垄断的市场结构，并具有很高的进入壁 垒。中广核目前在该市场上的领先地位很可能会持续很长时间，并将使其在不断扩大的蓝海 市场中长期受益。

新冠肺炎的爆发将对中广核 2020 年的发电量有负面影响

管理层未就 2020 年的发电量提供任何指引；但我们相信新冠肺炎的爆发将对中广核的发电增 长率产生负面影响。根据中国电力企业联合会的数据，中国在今年首两个月的累计发电量录 得 8.2%的同比下滑。如果在接下来的几个月中经济活动恢复，今年的全国发电量可能仅有低 个位数增长，因此，中广核的发电量增长在今年应会放缓，但在 2021 年和 2022 年将有强劲 的反弹。

核能是燃煤发电的最佳替代能源

由于生产成本低廉，核电是唯一可以在发电成本上与燃煤发电竞争的替代能源，而无需任何 政府补贴。我们认为，中国政府将长期推动核电的发展。鉴于核电现在仅占 2019 年中国总 发电量的 4％（发达国家的平均水平为 30％），我们认为核电的发展空间仍然很大。

2020 年装机容量将无增长；2021 年和 2022 年将同比增长 4％/ 11％

由于没有新机组在 2020 年建成并投入商业运营，中广核可能在最近 5 年内首次没有装机容量 增长。红沿河 5 号机组计划于 2021 年投入使用，红沿河 6 号机组与防城港 3 号和 4 号机组 计划于 2022 年开始商业运营，中广核的装机容量在 2021 年和 2022 年将同比增长 4％/ 11％。

2020 年发电量将同比下降 1％; 2021 年的发电量同比增长 12％

新冠肺炎的爆发应该会对包括核能在内的中国总体电力需求产生负面影响，此外，2020 年没 有新的机组投入运营，中广核的发电量增长应该取决于今年的利用小时数。因此，我们预计 中广核发电量将在 2020 年录得１％的同比下降。展望 2021 年，我们预计中广核的装机容量 将同比增长 4％，在利用率提高的背景下，应有助于发电量同比增长 12％。

2020 年和 2021 年的上网电价将同比微降 0.3％/ 0.3％

中广核的上网电价是基于标杆上网电价与市场上网电价的混合，标杆电价通常比市场电价高 3-5％。在过去三年中，中广核的标杆电价比例已从 2017 年的 86％下降至 2019 年的 67％。我们认为，由于政府希望核电企业参与自由市场竞争，标杆电价的比例将继续下降。因此， 我们预计市场电价的比例在 2020 年 / 202１年 / 202２年中将达到 35％/ 35％/ 40％。因 此总体电价将同比下降 0.3％/ 0.3％/ 0.2％。

由于资本开支减少，净负债比率在未来两年将继续改善

在 2019 年进行 A 股首次公开发行后，中广核的净负债率从 2018 年的 183％改善至 2019 年的 143％。由于 2020 年没有新机组投产，我们认为中广核的资本开支将从 2019 年的 219 亿元人 民币减少至2020年的190亿元人民币，因此将有助于中广核的净负债率在2020年录得129％。

2020 年 / 2021 年的经调整后净利润将同比录得 2％/ 2％增长，2022 年将同比增长 8％

尽管新冠肺炎的爆发会对全国电力需求产生负面影响，但核电有优先上网权，现有机组的使 用率将有保障，我们认为中广核的总体利用小时将有微小变化，因为今年没有新的机组开始 运营。因此，我们认为中广核的经调整净利润（不包括减值损失和公允价值变动）将同比增 长 2％。在 2021 年，我们预计利用小时数将随着经济活动的复苏而反弹。另外，在装机容 量增长的帮助下，我们预计经调整净利润将同比增长 2％。对于 2022 年，我们认为新机组的 投产将使发电量同比增长 10％，而且财务负担和融资成本减少，中广核的调整后净利润预计 将录得 8％的同比增长。

H 股（1816 HK）目标价为 2.20 港元；维持买入评级

我们将估值年期转至 2020 年，基于现金流折现模型得出的目标价为 2.20 港元（之前为 2.45 港元），相当于 10.0 倍 2020 年预期市盈率和 1.0 倍 2020 年预期市净率。维持买入评级。尽 管新冠肺炎的爆发会减少中国的整体电力需求，但政府从燃煤发电转向替代能源的方向保持 不变，因为就发电成本而言，核电是燃煤发电的最佳替代品，因此核电将在未来十年快速发 展。作为中国核电行业的领导者，我们相信中广核将从中国核电的崛起中受益匪浅。同时， 它也是 H 股市场上唯一的上市核电运营商。

A 股（003816 CH）目标价 3.30 元; 调升至买入评级

我们将估值年期转至 2020 年，基于现金流折现模型得出的目标价为 3.30 元人民币（之前为 4.00 元人民币），对应 16.5 倍 2020 年预期市盈率和 1.7 倍 2020 年预期市净率。在过去 7 个 月中股价下跌 39％之后，中广核 A 股目前的 2020 年预期市盈率为 15 倍。我们认为目前的估 值可以反映其价值。我们将 A 股评级从持有上调至买入。然而，我们认为中广核 A 股的估 值不及中广核 H 股有吸引力。

龙源电力 (916 HK) 公司报告 短期不利因素可能打击市场领导者

2019 年经调整后净利润同比下降 2％，低于我们的预期。龙源电力（龙源）2019 年净利润为 43.25 亿元人民币（同比增长 10％）;剔除减值损失后，经调整后的净 利润为人民币 4,328 元（同比下降 2％），比我们的预期低 5％。

2020 年 / 2021 年风电装机容量同比增长 9％/ 8％。管理层指引的 2020 年资本开 支为 193 亿元人民币，其中 169 亿元人民币将用于扩展风电装机容量。我们认为， 这项投资将在 2020 年 / 2021 年年增加约 1.73 吉瓦 / 1.74 吉瓦的风电装机容量， 将装机容量同比推高 9％/ 8％。

2020 年的利用小时数将降至 2,074，但到 2021 年将反弹至 2,134。由于新冠肺炎 的爆发，我们估计中国的发电量将仅同比增长 2％。鉴于需求减少，我们预计龙源 的利用小时数将在 2020 年同比下降 5％至 2,074，但是由于经济复苏和风电行业竞 争的减弱，该数字在 2021 年将反弹至 2,134，因为“平价上网”政策将减少小型竞 争对手，也不鼓励新竞争者的进入。

自由现金流为正数。我们认为公用事业类公司将在波动的市场中受到青睐，因为其 盈利可见度更高，自由现金流也更强。龙源自 2015 年以来一直有正数的自由现金 流。除 2021 年（我们估计集团将是负自由现金流）外，我们预计正数的自由现金 流将在 2021 年以后恢复。

2020 年 / 2021 年的经调整净利润同比增长 1％/ 5％。我们认为，由于疫情的爆 发，龙源的经调整净利润在 2020 年预计将仅同比增长 1％。随着经济恢复正常，到 2021 年，情况将有所改善，净利润增长率将回升至 5％。

目标价 4.10 港元；下调至持有评级。我们将估值年期转至 2020 年，基于现金流折 现模型得出的目标价为 4.10 港元（之前为 5.30 港元），相当于 6.9 倍 2020 年预期 市盈率和 0.58 倍 2020 年预期市净率。下调评级至持有。

2019 年业绩概况

经调整后净利润同比下降 2％，低于我们的预期，但高于市场预期。龙源电力（龙源）公布 2019 年业绩，净利润录得 43.25 亿元人民币（同比增长 10％）。如果 撇除减值损失，经调整后净利润将是 43.28 元亿人民币（同比下降 2％） ，比我们的估计低 5％， 但比市场预期高 5％。业绩低于我们的预期，主要是因为电力需求疲软拖累了利用小时数， 因此导致盈利增长不如预期。

2019 年风电装机容量同比增长 6％主要是由于去杠杆化

截至 2019 年底，龙源的风电装机容量为 20.03 吉瓦，比 2018 年底高出 6％。该数字低于我们 的预期（我们预计同比增长 9％）。我们认为这主要是由于龙源的装机容量建设慢于预期，而 且公司正在进行去杠杆化，这也限制了装机容量的快速增长。

风电上网电价与 2018 年持平，好于我们的预期

整体风电上网电价为人民币 0.56 元/千瓦时（含增值税），与 2018 年持平，高于我们的预期 （我们预计同比下降 0.7％）。我们认为这应归因于第 4 类地区的装机容量的增加（上网电价 高于其他地区），这有助于龙源的风电综合上网电价表现。

净负债率下降 4.4 个百分点是亮点

龙源 2019 年的净负债率为 123％，比 2018 年底的 127％下降 4.4 个百分点。去杠杆化的趋 势非常明显，这体现在集团净负债率一直呈下降趋势，从 2014 年的 164％，2015 年的 161％， 2016 年的 155％，2017 年的 136％，2018 年的 127％，下降至 2019 年的 123％。

2020 年/ 2021 年展望

2020 年 / 2021 年风力装机容量将同比增长 9％/ 8％。管理层指出，公司的资本开支在 2020 年将达到 193 亿元人民币，其中 169 亿元人民币用于风 电装机容量的建设。我们相信这项投资将为龙源的风电业务在 2020 年和 2021 年带来约 1.73 吉瓦和 1.74 吉瓦的新装机容量，装机容量增长率将分别达到 9％和 8％。

新冠肺炎的爆发会对龙源的发电量产生负面影响

我们认为，新冠肺炎疫情将令总体经济活动减少， 因此削减 2020 年中国的整体电力需求。随着更多行业从 4 月开始恢复一定程度的复工复产，影响将逐渐消失。我们预计全国电力需 求将在 2020 年录得低单位数增长，并预计龙源的风电发电量增长将达到类似水平。

自由现金流呈正數的現金牛公司将在波动的市场中受益

我们认为公用事业公司因其较高的盈利可预见性和较强的现金流，在波动的市场中会通常较 受到青睐。与其他风电运营商不同，龙源自 2015 年以来一直有正数的自由现金流。我们预 计集团将在 2021 年录得负数的自由现金流，这主要是“平价上网”政策的执行将会推高龙源 的资本开支，但我们预期在此之后的自由现金流将恢复正数。

利用率小时数在 2020 年将同比降低５％至 2,074 小时，但在 2021 年将回升到 2,134 小时

由于新冠肺炎的爆发以及全球经济的不确定性，根据我们的估计，中国的发电量将仅同比增 长 2％，低于 2019 年的 5％。我们认为风电需求也将受到影响。作为风电运营行业的市场领 导者，龙源也将受到影响，因此，我们预计龙源的利用小时数在 2020 年将录得2,074 小时（2019 年为 2,189 小时），同比下降 5％。然而，这一数字将在 2021 年反弹至 2,134 小时基于经济 的复苏。此外，“平价上网”的时代到来也将淘汰小型竞争者，令市场竞争减低，有助龙源利 用小时数的提高。

2020 年 / 2021 年龙源的风电上网电价将同比下降 0.5％/ 0.5％

国家发改委在 2019 年公布的“平价上网”政策的新上网电价适用于在 2020 年以后开始投运 的机组，而现有机组将维持以前的补贴电价。由于龙源的 2020 年和 2021 年新增装机容量仅 占现有容量的9％和8％，因此我们预计对龙源整体电价的负面影响将有限。根据我们的估算， 龙源 2020 年 / 2021 年风电总体上网电价将分别同比下降 0.5%至 0.48 元人民币/千瓦时（不 含税）和 0.477 元人民币/千瓦时（不含税）

燃煤发电业务将是拖累

龙源 2019 年收入的约 11％来自燃煤发电业务，我们认为由于疫情的爆发，使中国目前的电力 需求疲弱，而且政府将全国能源结构从燃煤转换为替代能源的态度，都将使龙源 2020 年的燃 煤发电业务收入有所下降。我们估计龙源燃煤发电的利用小时数将下降 5%，因此我们预计燃 煤业务的 2020 年收入同比下降 5％。

净负债率在 2020 年和 2021 年可能会上升，但随后会下降

我们认为龙源应该像其他风电运营商一样，在国家发改委于 2019 年 5 月宣布的“平价上网” 政策的最后期限前加快风机建设。我们预计龙源的 2020 年 / 2021 年的资本开支将分别高达 190 亿元人民币，然后在 2022 年降至 130 亿元人民币。因此，根据我们的估计，净负债率将 从 2019 年的 122％上升到 2021 年的 125％，然后下降到 2022 年的 113％。

2020 年 / 2021 年的经调整后净利润同比增长 1％/ 5％

我们认为，由于新冠肺炎的爆发，将减少中国的经济活动，因此将拖累龙源的利用小时数。经调整后净利润在 2020 年预计将仅同比增长 1％。我们预计经济在 2021 年将实现反弹，龙 源的 2021 年的经调整后净利润将有 5％的同比增长。

两项新政策最有利于行业领导者

平价上网政策和对项目招标申请人的更严格要求，将加大潜在进入者的门槛，而使大型运营 商受益。龙源的整体风电上网电价是同行中最高的（由于龙源很多的现有设施可以享受以前 的高补贴电价）在竞标价格较低或没有上网电价的新项目时，龙源将提供更多的利润缓冲。而集团在风电行业的长期经验也将增加成功竞标的机会。

目标价 4.10 港元；下调评级至持有

我们将估值年期转至 2020 年，基于现金流折现模型得出的目标价为 4.10 港元（先前为 5.30 港元），相当于 6.9 倍 2020 年预测市盈率和 0.58 倍 2020 预测市净率。龙源公司 2019 年的业 绩差于预期，原因是利用小时数和装机容量增长低于预期。我们认为，新冠肺炎的爆发将减 少中国的电力需求，并因此对风电发电量造成压力。此外，龙源的燃煤业务仍将拖累集团在2020 年的盈利。因此，我们下调了 2020 年龙源的风电/燃煤利用小时数预测，分别减少 10％ / 3％；2021 年则分别下调 10％/ 3％；因此削减了龙源的 2020 年 / 2021 年盈利预测分别达 9％/ 9％。降级为持有。

我们相信，随着新政策的出台，有利于大型国有运营商的发展，中国风电运营行业的竞争将 会减弱。龙源的主要资产位于优质地区，长期有自由现金流流入和不断进行的去杠杆化，促 使我们继续选择龙源作为风电行业的首选。

大唐新能源 (1798 HK) 公司报告 潜在私有化是唯一利好

2019 年净利润同比下降 23％，低于我们及市场的预期。大唐新能源（大唐）2019 年净利润 为 9.36 亿元人民币（同比下降 23％），比我们/市场预测低 29％/ 13％，我们认为业绩差于 预期，主要原因是利用小时数下降。

2020 年 / 2021 年风电装机容量同比增长 7％/ 10％。由于到 2020/2021 年底将取消电价补 贴，大唐可能会跟随其他风电运营商扩大 2020 年和 2021 年的风电装机容量。我们预计大唐 在 2020 年 / 2021 年将新增 752 兆瓦 / 1,029 兆瓦的新风机，相当于风电总装机容量同比 增长 7％/ 10％。

预计 2020 年同比利用小时数下降 4％；到 2021 年将同比增长 2％。我们预计大唐 2020 年的 风电利用小时数为 1,987，比 2019 年同期下降 4％。这主要是由于大唐在“三北”地区的装 机容量占比较高而受到疫情的影响最大。我们认为情况将在 2021 年有所改善，因此大唐的 利用小时数将比 2020 年增长 2％。

潜在的私有化是股价的催化剂。大唐在股票市场上是风电运营商中估值最低的。华能新能源 的私有化（之前为 958 HK，于 2020 年 2 月 24 日私有化）促使人们猜测大唐可能会效仿，尤 其是其现在估值低迷。我们认为这将是大唐股价的催化剂。.

2020 年 / 2021 年净利润同比下降 0.3％/ 1.6％。尽管预计 2020 年 / 2021 年的风电装机 容量将同比增长 7％/ 10％，但疫情爆发将影响中国的经济活动，从而拖累大唐的利用小时 数。此外，将于 2021 年实施的“平价上网”政策也将拖累大唐的整体风电电价。因此，我 们预计大唐在 2020 年 / 2021 年净利润将同比下降 0.3％/ 1.6％。

目标价 0.50 港元；下调评级至卖出。由于利用率小时的下降，大唐的 2019 年业绩差于我们 预期。我们将大唐的 2020 年利用率小时假设下调了 13％，以反映新冠肺炎对中国电力需求 的负面影响。我们还将大唐的风电发电量假设降低了15％。我们因此将大唐2020年 / 2021 年的盈利预测下调 34％/ 40％。我们下调评级至卖出，新目标价为 0.50 港元（之前为 0.80 港元），相当于 3.5 倍 2020 年预测市盈率和 0.22 倍 2020 年预测市净率。

2019 业绩概况

2019 年盈利同比下降 23％，低于我们及市场预期。大唐新能源（大唐）公布了 2019 年业绩，净利润录得 9.36 亿元人民币（同比下降 23％），较 我们/市场预测低 29％/ 13％，我们认为业绩差于预期。

风电和光伏装机容量同比增长 8％/ 28％是亮点

大唐在2019年的风电/光伏装机容量分别达到9.5吉瓦和223兆瓦，比 2018年增长8％/ 28％。该数字比我们的预期高 0.3％/ 28％。我们认为风电和太阳能装机容量的强劲增长是因为公 司急于在 2020 年底之前完成设施建设的结果。

利用小时数同比下降 2％是拖累盈利增长的关键因素之一

大唐的 2019 年风电利用小时为 2,064 小时，比 2018 年的 2,096 小时低 2％，比我们的估计低 8％。低于预期的利用小时数限制了发电量的增长，这是盈利增长的主要障碍。

净负债率飙升 61 个百分点至 367％

截至 2019 年底，大唐的净负债率为 367％，比上半年的 300％增长了 67 个百分点，比 2018 年底的 306％增长了 61个百分点。我们认为净负债率的大幅增长主要是由于大唐急于在 2020 年底之前完成风力发电设施的建造，期内资本支出同比增长 190％。

2020 年 / 2021 年展望

2020 年 / 2021 年风电装机容量将同比增长 7％/ 10％

由于国家将在 2020 年和 2021 年底取消上网电价补贴，大唐可能会跟随其他风电运营商扩大 2020年和2021年的风电装机容量。我们预计大唐在2020年/ 2021年将新增752兆瓦 / 1,029 兆瓦的新装机容量，相当于同比增长 7％/ 10％。

2020 年利用小时数将同比下降 4％；2021 年则有 2％的同比增长

我们预计大唐在2020年的风电利用小时数为1,987小时，较 2019年的2,064小时同比下降4％。

下降的主要原因是大唐在“三北地区”（内蒙古，东北和西北）的高比例（2019 年 66%装机容 量在该区域），将令集团在新冠肺炎爆发拖累的经济活动中受影响最大。我们认为 2021 年的 情况将有所改善，使用小时数应同比增长 2％。

2020 年/ 2021 年风电上网电价将同比下降 2.0％/ 1.5％

大唐可能会继续遭受装机容量在“三北”地区的高占比影响，由于“三北”地区的电力需求 较低， 这意味着这些地区产生的电力将被输送到沿海地区消纳。但如果中国的整体电力需 求不强，那么“三北”地区产生的电力将就地消纳，但该地区的上网电价远低于沿海地区。鉴 于新冠肺炎可能会削减 2020 年的电力需求，我们预计大唐的风电上网电价将同比下降 2％， 随后在 2021 年同比下降 1.5％。

2020 年 / 2021 年净负债率维持在 300％以上

我们认为大唐的净利润率低（2012-2019 年平均水平为 5.4％，低于龙源的 14.4％）应该会使 集团在盈亏之间摇摆。由于集团一直在加快风电和太阳能发电设施建设的步伐，因此我们认 为 2020 年和 2021 年的资本支出可能保持较高水平。因此，净负债率将在 2020 年 / 2021 年维持在 319％/ 358％的高位。

潜在的私有化是股价的催化剂

大唐在股票市场上是风电运营商中估值最低的–根据我们的估计，大唐目前的市盈率为 4.9 倍/5.0 倍 2020 年 / 2021 年预测市盈率和 0.36 倍 / 0.33 倍 2020 年 / 2021 年预测市净率。低估值可归因于其风电资产多位于“三北”地区和较高的净负债率（2019 年为 367％，在同 行中最高）。然而，华能新能源的私有化（之前为 958 HK，于 2020 年 2 月 24 日私有化）促 使人们猜测大唐可能会效仿，尤其是其现在估值低迷。我们认为这将是大唐股价的催化剂。

2020 年 / 2021 年盈利将同比下降 0.3％/ 1.6％

尽管预计 2020 年 / 2021 年的风电装机容量将同比增长 7％/ 10％，但新冠肺炎的爆发的负 面影响将影响中国的经济活动，从而拖累大唐的利用小时数。此外，将于 2021 年实施的“平 价上网”政策也将拖累大唐的整体风电上网电价。因此，我们预计大唐在 2020 年/ 2021 年 的净利润将同比下降 0.3％/ 1.6％。

目标价 0.50 港元；下调评级至卖出

由于利用率小时的下降，大唐的 2019 年业绩差于我们预期。我们将大唐的 2020 年利用率小 时假设下调了 13％，以反映新冠肺炎对中国电力需求的负面影响。我们还将大唐的风电发电 量假设降低了 15％。我们因此将大唐 2020 年 / 2021 年的盈利预测下调 34％/ 40％。我们 下调评级至卖出，新目标价为 0.50 港元（之前为 0.80 港元），相当于 3.5 倍 2020 年预测市 盈率和 0.22 倍 2020 年预测市净率。

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（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：农银国际）

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