近日，广宇发展(000537.SZ)在接受机构调研时表示，2022年预计新增装机148万千瓦，明年预计不低于600万千瓦。根据公司发展规划，到“十四五”末，公司建设运营装机容量3000万千瓦。具体进度需根据公司实际掌握的资源情况以及项目前期工作推进等情况进行合理安排。

制约装机规模扩张因素上，公司表示，目前外部因素包括市场竞争、政府前置审批手续的办理、新能源设备的价格、电网配套送出线路的建设以及近年来不可控的突发性疫情等因素。内部因素包括公司自身资源获取优势、资金实力、融资能力、生产运维能力以及后备人才储备等因素。从内外部因素综合来看，目前面临的最大限制因素为日趋激烈的市场竞争。此外，公司还表示，资源获取时地方政府的配套要求对公司项目拓展是利好。

下半年投产集中 疫情影响增强

光伏组件价格对光伏电站收益率影响较大，特别是在电价较低的区域，这种影响表现更为明显。我们通过严控工程造价、压降运维费用等方式，应对组件价格上涨的影响。目前开工建设的项目，组件市场价格可满足项目收益率。

公司认为光伏组件价格上涨与疫情有较大关联，疫情的多地爆发影响了组件的产能，导致价格上涨。公司少数疫情严重地区的项目装机也受到一定程度影响。下半年由于开工建设及投产情况更加集中，疫情的影响将会增强，公司将会根据疫情防控情况合理安排人员进场及设备运输工作。

风光电项目招标注重经济效益与成本把控

在拿项目时，公司表示，获取项目一般会考虑以下因素：一是是否有足够的土地支撑大型基地建设;二是评判风光资源优劣情况;三是电价高低;四是送出消纳能力。就海风而言，重点关注电价和资源优劣。公司新投产项目能够享受所得税“三免三减半”和“西部大开发”优惠政策。此外，公司电力消纳不存在障碍，项目建设前必须落实好消纳，否则不予立项。

公司在手风光项目储备情况方面，2021年，公司取得667万千瓦项目建设指标，今年目标是不低于600万千瓦。由于受疫情等因素影响，截至目前，我们获得核准的风光指标为125万千瓦。

2022年风电的招标价格方面，根据市场风电招标总体情况来看，2022年风电招标价格处于低位，公司风电招标价格根据招标时市场价格及项目实际情况具体确定。公司在进行风电和光伏项目招标时，在满足国家行业标准、技术性评估等要求的前提下，注重经济效益与成本把控。

风机选择上，公司在风机选择时并无直驱或双馈的硬性要求，目前更看重性价比，公司将重点关注风机的当前造价和全生命周期的发电承诺。公司的利用小时数高主要体现在新上项目方面，同时也与风机效率提升有关。

储备项目并网方面，一般来讲，速度快的话需要半年，慢的需要1.5-2年。对公司而言，若项目成本可控、送出消纳不存在问题，则投产速度就会较快。

同时，公司2022年风光项目总体集中在下半年开工建设或投产，其中光伏项目占比大一些。公司在安排装机节奏时，比较注重成本控制和效益保障，不存在抢装。就目前来看，公司光伏项目投产进度均能满足政府要求，亦不存在滞后或延迟投产情况。

风光供应商方面，公司的供应商主要包括总包单位、风机制造商、组件供应商及部分战略合作伙伴等。在选择合作对象时，公司既看重品牌也关注价格。

风电光伏电站配储方面，公司表示各地政府对配置储能容量政策不尽相同，一般光伏项目要求配置较多，风电项目要求配置较少。目前，公司在运一个储能电站，位于青海海西州，装机容量5万千瓦。另外，公司在建项目中有一个风电项目及两个光伏项目，也按照当地要求配置储能。

上半年市场化交易电量占比约45%

市场化交易电量方面，广宇发展指出，2021年度，公司上网电量中市场化交易电量占比40%左右。今年上半年，该比重有所提升，大约在45%左右。2022年1-5月，平均交易电价比标杆电价低约0.1元/千瓦时，2022年市场化交易电价同比提升约0.02元/千瓦时。

未来公司将持续开展提质增效工作，一是稳步推进公司“十四五”规划，多途径开展资源拓展，进一步提升产业规模;二是做好成本费用管控，三是积极开展降本降息工作，借助股东方与银行间的“总对总”战略合作优势，努力降低综合融资成本;四是持续强化精益管理，确保发电设备无故障、零缺陷、高效稳定运行，增强发电能力，加大电力销售力度，提升电量并网消纳水平。

行业竞争情况方面，公司竞争优势主要集中在五个方面：一是海陆齐发的业务布局。公司在青海、新疆、甘肃、河北、江苏、内蒙古等12省份开发建设海上风电、陆上风电、光伏发电和光热发电等新能源项目。二是多能互补的集成优化能力。公司投资建设了“海西州多能互补集成优化国家示范工程”项目，继该项目之后，公司在青海省新建了“格尔木乌图美仁多能互补项目”，计划将在“十四五”期间建设完成。三是海上风电建设的领先技术。公司成功研发出新型的深远海输送电柔性直流的应用技术，将在2024年投产的国内规模最大、离岸距离最远、水域最深的“汕头中澎二海上风电场项目”上应用。四是融资优势。目前公司综合融资成本控制在4%以内，银行贷款融资成本在3.8%以内，目前部分地区已经谈到3.1%左右。此外，公司独特的竞争优势在于与股东方的产业协同效应。

风电设备利用小时数更高 盈利能力更强

单GW盈利差异方面，公司表示，基于2021年度归母净利润及现有存量业务测算，在剔除信用损失、资产减值等因素后，公司2021年单GW平均盈利水平为1.5亿左右。考虑到投产不到一年的新项目参考性不足，我们对公司投产一年以上的项目进行了梳理统计，这部分项目的平均单GW利润总额为2.5亿元。

公司风电和光伏的单GW盈利相比，风电盈利能力要高，原因主要是尽管目前风电工程造价和光伏越来越接近，但是风电的设备利用小时数比光伏要高。

储能收益率方面，目前储能路线有两种，一种为电化学储能;另一种为物理储能，主要是抽水蓄能。目前电化学储能一般是电网要求配套，从电源侧来看，储能的商业模式还不够成熟;从电网侧来看，储能的盈利模式会比较清晰。

影响公司项目收益率的因素上，公司指出，一方面，资源获取方面的竞争愈发激烈，优质的资源会有较高的配套要求，这会降低项目收益率。另一方面，风电机组造价水平降低，风机运转效率提升，则有助于提高项目收益率。此外，公司新获取项目最低资本金内部收益率为7%，收益率低于7%的项目原则上不允许获取。

在手现金使用计划方面，公司表示，在手现金大约60亿元，按照新项目投资2：8的资金配比，公司现有资金大约能撬动300亿元的投资。此外，公司尚有约50亿元应收补贴款，若全部收回后也能撬动250亿元的项目投资。该部分资金主要用于保障项目开发建设等。

弃风弃光率方面，弃风弃光发生在新能源发展比较多的地方，主要是受电网外送能力制约。解决弃风弃光率问题，一要看输电线路，二要看终端需求。整体来看，弃风弃光率呈现下降趋势。风光项目投产后，影响收益率的主要因素是弃风弃光率和电价变化。当弃风弃光问题解决后，项目收益率会有明显增长。目前，甘肃、新疆、青海、内蒙古等区域弃风弃光问题均得到改善，没有大规模弃风弃光现象。

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