（报告出品方/作者：兴业证券，余小丽）
1、碳中和打开行业空间，风光发电引领能源革命
1.1、能源转型任务重，电力脱碳迫在眉睫
由于经济增长对能源需求的不断提升，我国二氧化碳排放量位于世界前列，占全 球碳排放的比重接近 30%，减排任务较重。我国的能源结构仍然以化石能源为主， 能源行业碳排放占全国总量的 80%以上，电力行业碳排放在能源行业中的占比超 过 40%。实现“双碳”目标，能源是主战场，电力是主力军，大力发展风光发电是 关键。
1.2、存量替代和增量空间双轮驱动行业发展
我国电力低碳转型进展顺利，新能源对煤电的存量替代将进一步提速。截至 2020 年底，全国全口径发电装机容量接近 2200GW，“十三五”期间年均增长 7.7%。其 中，新能源装机占比从 2015 年底的 11.4%升至 24.4%，五年累计提高 13 个百分 点；煤电装机容量占比从 2015 年的 59%下降至 2020 年的 49.1%，比重首次降至 50%以下。截至 2020 年底，全国全口径发电量 76,233 亿千瓦时，“十三五”期间 年均增长 5.9%，非化石能源发电量年均增速达 10.2%，高出同期煤电发电量增速 6.0 个百分点。
新能源发电量占比从 2015 年底的 3.9%提高到 2020 年底的 9.5%， 五年累计提高 4.4 个百分点，风电发电量占比从 2015 年底的 3.2%提高到 2020 年 底的 6.1%，光伏发电量占比从 2015 年底的 0.7%提高到 3.4%。根据国务院关于引 发 2030 年前碳达峰行动方案的通知，“十四五”时期我国将严格控制新增煤电项 目，有序淘汰煤电落后产能，加快现役机组节能升级和灵活性改造，积极推进供 热改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。严控跨区外送可再 生能源电力配套煤电规模，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于 50%。可 以预见，“双碳”背景下新能源对煤电的存量替代将持续加速。
目前我国新能源发电占比仍处于较低水平，我们认为，新能源发电量的提升不仅 局限于对煤电的存量替代，还体现在当前电气化和低碳化趋势下全社会用电量增 长带来的增量空间。根据我们初步测算，2021、2022-2025 年我国电力需求的年均 增速分别为 8%和 4%，电力需求量或将从 2020 年的 7.5 万亿度电提高至 2025 年 的 9.49 万亿度电，“十四五”期间新增 1.98 万亿度电，年均增速达到 5%。
2020 年，我国风电和光伏合计发电占总发电量的比重为 9.5%，与部分可再生能源发展 理念较为先进的国家（如德国 40.6%、英国 40.9%、澳大利亚 18.8%、美国 12.9%） 相比，仍有较大的提升空间。根据我们保守测算，“十四五”期间，我国火电、水 电和核电新增装机空间有限，预测其将分别新增 150、40 和 20GW，风电、光伏 是装机增长的主要驱动力，或将分别新增 200、320GW，合计 520GW，风光新增 发电量的 CAGR 增速或将达到 13.6%和 20.8%，预计占新增电力需求的 46.9%。“十四五”期末，风光发电占总电量的比重或将从 2020 年 9.5%提高至 16.5%。
1.3、技术迭代推动降本增效，行业步入平价时代
光伏成本持续下降带动装机量迅速提升，组件价格显著下降是驱动光伏成本下降 的核心驱动力。2010-2019 年，全球光伏的度电成本从 0.378 美元/KWh 降至 0.068 美元/KWh，降幅高达 82%，是降本速度最快的可再生能源。在此期间，中国光伏累 计装机从 2011 年 2GW 增长至 2020 年的 253GW，占全球的比重从 4%增长到 36%。根据 CPIA 的数据统计，2010 年至 2020 年，我国地面光伏系统的初始投资成本从 25.0 元/W 下降至 4.0 元/W，累计降幅为 84.0%；其中，组件端的初始投资成本从 13.0 元/W 下降至 1.6 元/W，累计降幅高达 87.9%，占总投资成本的比重也从 52.0% 下降至 2020 年的 39.3%。
各环节积极扩产，技术迭代和需求扩容的正向循环将为光伏行业创造更大的增量 空间。目前，光伏产业链各环节积极扩产，以硅片环节为例，根据硅业分会的统 计，预计 2021 年底我国硅片产能将达到 310GW、2022 年底达 437GW，分别同比增 长 51%和 41%。我们认为，随着设备国产化和生产销量的提升，降本增效将一直是 光伏行业发展的主旋律，我国光伏产业链由于成本下降和制造优势将持续创造巨 大的增量空间，有望成长为未来的主力能源。
当前光伏产业链价格波动造成各环节博弈激烈，中短期内将重回理性，继续分享 行业景气度提升的红利。由于光伏下游装机需求的高增长预期叠加光伏上游硅料 环节供给的短缺，导致今年以来硅料价格创历史新高，涨价压力顺延至产业链其 他环节。2021 年年初至 11 月 10 日，单晶硅致密料、M2 单晶硅片、M2 单晶电池 片、182 组件产品价格分别上涨 220%、82%、21%、22%。2022 年，预计硅料环节实 际新增供给量将达到 16-17 万吨，能满足的新增光伏需求量为 50GW 左右。随着大 量新产能的投入，供不应求的状态有望逐步缓解，产业链各环节将重回理性，继 续分享行业景气度提升的红利。
尽管风电技术进步效果没有光伏发电明显，但是近年来也呈现下行态势。2010- 2019 年，我国陆上风电发电成本从 0.070 美元/kWh 下降至 0.047 美元/kWh，期间 降幅达到 32%；累计装机则从 2010 年 30GW 增长至 2020 年的 282GW，占全球的比 重从 16%增长到 45%。目前，风电行业的投资成本已降至 6000-7000 元/kW，部分 北方地区或已低于 6000 元/kw。
当前光伏产业链价格波动造成各环节博弈激烈，中短期内将重回理性，继续分享 行业景气度提升的红利。由于光伏下游装机需求的高增长预期叠加光伏上游硅料 环节供给的短缺，导致今年以来硅料价格创历史新高，涨价压力顺延至产业链其 他环节。2021 年年初至 11 月 10 日，单晶硅致密料、M2 单晶硅片、M2 单晶电池 片、182 组件产品价格分别上涨 220%、82%、21%、22%。2022 年，预计硅料环节实 际新增供给量将达到 16-17 万吨，能满足的新增光伏需求量为 50GW 左右。随着大 量新产能的投入，供不应求的状态有望逐步缓解，产业链各环节将重回理性，继 续分享行业景气度提升的红利。
尽管风电技术进步效果没有光伏发电明显，但是近年来也呈现下行态势。2010- 2019 年，我国陆上风电发电成本从 0.070 美元/kWh 下降至 0.047 美元/kWh，期间 降幅达到 32%；累计装机则从 2010 年 30GW 增长至 2020 年的 282GW，占全球的比 重从 16%增长到 45%。目前，风电行业的投资成本已降至 6000-7000 元/kW，部分 北方地区或已低于 6000 元/kw。
风电行业降本主要通过风机大型化提升发电效率实现，风机大型化有望继续大幅 降低风电发电成本。根据国际能源网统计，2020 年央企风电机组招标的约 23GW 项目中，平均单机功率已经达到 3.2MW，其中 3.0MW 及以上功率机型占比已经 超过 70%。风机大型化意味着塔筒增高、叶片加长、基础扩大和发电机功率增大。伴随陆上风电抢装接近尾声，国内陆上风机价格自今年年初 4000 元/千瓦的高位 大幅回落，我们认为，风机大型化有望继续降低风电发电成本，技术进步也将持 续推动风电建造成本下降，风力发电由于能量密度高的特性有望在大规模发电上 发挥更大作用。（报告来源：未来智库）
以新能源为主体的新型电力系统对我国电网构成挑战，新能源发电对储能需求较 高。新能源本质上是一种波动性、间歇性的不可控电源，而储能系统可以跟踪新 能源发电出力计划，在出力低谷时输出功率，在出力尖峰时吸收功率，平抑新能 源发电的波动性。2021 年 8 月，国家发改委出台《关于鼓励可再生能源发电企业 自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业通过自建&购买的方式 配置储能，规定保障性并网以外的新能源规模按 15%功率+4 小时配置，按 20%以 上配置的优先并网。
储能是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术，“十四五”期间抽 水蓄能或将迎来翻倍空间，新型储能或将迎来十倍的增长空间。截至 2020 年底， 全球已投运储能项目累计装机规模 191.06GW，其中，抽水蓄能累计装机规模 172.54GW，占比超过 90%；电化学储能累计装机规模 14.25GW，占比 7.5%左右。在电化学储能中，锂离子电池占比超 90%，为主流装机分类且未来有望持续替代 存量铅酸电池。
从中国来看，我国已投运储能项目累计装机规模 35.6GW，占全球 市场总规模的 18.6%，同比增长 9.8%。其中，抽水蓄能的累计装机规模为 32.49GW；电化学储能的累计装机规模位列第二，约为 3.2GW。预计“十四五”期间，我国 抽水蓄能储能装机容量或将达到 62GW，同比增长一倍；新型储能或将达到 30GW 以上，同比增长十倍。随着储能电池性能提升与成本下降，储能配置比例将会提 升，新能源发电也将逐步成为主要电力供给形式。
新能源发电的消纳问题正在逐步缓解，保障其及时并网和消纳的电网技术正在不 断完善。由于适宜新能源发电的地区多为西北等经济不发达地区，远离全国电力 负荷区域，空间上的不匹配使得弃风弃光等现象一度较为严重。而随着多条特高 压线路的建设和储能技术的不断发展，新能源消纳问题正在持续改善。
目前，全 国累计建成投运“十四交十六直”30 项特高压工程，在运线路总长度达 4.1 万公 里，为水电和新能源基地电量大范围消纳提供了重要支撑。我国弃风率已经从 2017 年的 12%下降至 2020 年的 2%，弃光率从 2017 年的 6%下降至 2%，光伏、风 能发电的全国平均利用小时数也呈现持续提升态势，2020 年光伏发电利用小时数 为 1281 小时，风力发电利用小时数为 2073 小时。未来，我国将继续构建相适应 的电力产供储销体系，提升电力系统灵活调节能力，推动源网荷储互动融合，提 升系统运行效率；加大新型电力系统关键技术的推广应用，推进电力市场建设和 体制机制创新，完善清洁能源消纳长效机制，建设坚强智能电网，保障新能源及 时并网和消纳。
2、平价时代下，风光发电回归健康商业模式
2.1、新能源发电项目收益稳定、运营成本低
新能源发电项目收益稳定，商业模式优秀，资产可用期长。新能源电力运营公司 与电网企业为每个项目签订长期固定电价收购合约，合约时长一般不少于 20 年。新能源发电项目所在地区的利用小时数也相对稳定，所以项目的发电量和发电收 益比较稳定，基本不受宏观环境影响。另外，平价时代下，随着各类技术不断地 迭代和降本增效，以及智慧化技术的应用推广，一方面，新能源发电项目的质量 将继续提升，另一方面，运营商对资产的要求和相互竞争的意识正在提高，公司 更加注重电站运营的品质建设和资产质量，无论是自建项目还是收购其他项目， 新能源电站的品质都在不断提高，资产可用期更有保障。
我们以典型风电平价项目为例，假设基本参数为：初始投资成本 7000 元/千瓦， 年利用小时数 2073 小时，含税上网电价 0.375 元/千瓦时，运营期 20 年，运维费 用 50 元/（千瓦·年），资本金比例 30%，贷款成本 4.0%，还款方式为等额本息， 还款期限 15 年，所得税率 25%且投产后三免三减半，增值税 50%即征即退。由此， 可以测算得到该项目年均上网电量为2073千瓦时，营业收入为688元/（千瓦·年）， 前十五年需偿还本息 441 元/（千瓦·年），年均利息支出为 86 元/（千瓦·年）, 税金及附加 34 元/（千瓦·年），折旧 294 元/（千瓦·年），扣除税金及附加、运 维支出、折旧、利息、所得税等后，可以得到该项目每年的税后净利润。根据我 们测算，企业为该项目投资自有资金 2100 元/千瓦，在该项目 20 年生命周期中， 年均净利润可以达到 186 元/（千瓦·年）；如用 5%的折现率计算，该项目的净现 值为 1024 元。
我们以典型光伏平价项目为例，假设基本参数为：初始投资成本 4000 元/千瓦， 年利用小时数 1281 小时，含税上网电价 0.375 元/千瓦时，运营期 20 年，运维费 用 30 元/（千瓦·年），资本金比例 30%，贷款成本 4.0%，还款方式为等额本息， 还款期限 15 年，所得税率 25%。由此，可以测算得到该项目年均上网电量为 1281 千瓦时，营业收入为 425 元/（千瓦·年），前十五年需偿还本息 252 元/（千瓦·年）， 年均利息支出为 49 元/（千瓦·年）,税金及附加 21 元/（千瓦·年），折旧 168 元/（千瓦·年），扣除税金及附加、运维支出、折旧、利息、所得税等后，可以 得到该项目每年的税后净利润。根据我们测算，企业为该项目投资自有资金 1200 元/千瓦，在该项目 20 年生命周期中，年均净利润可以达到 118 元/（千瓦·年）；如用 5%的折现率计算，该项目的净现值为 759 元。
新能源发电项目无燃料成本波动风险，营运及维护开支一般较传统能源低。对于 燃煤、燃气等非可再生能源来说，燃料成本通常为发电成本的最主要可变部分， 传统能源发电项目存在巨大的盈利波动性，属于周期性行业。而新能源发电并无 燃料成本波动风险，主要成本为折旧，其次是财务成本，雇员福利开支等，发电 量取决于风力、光照等自然条件，其商业模式类似水电，盈利的稳定性优于火电。随着智能监测系统、无人机监控等技术的普及和应用，我们预计新能源发电项目 的营运及维护成本将一直维持低位，且有进一步压缩的空间。
储能是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术，“十四五”期间抽 水蓄能或将迎来翻倍空间，新型储能或将迎来十倍的增长空间。截至 2020 年底， 全球已投运储能项目累计装机规模 191.06GW，其中，抽水蓄能累计装机规模 172.54GW，占比超过 90%；电化学储能累计装机规模 14.25GW，占比 7.5%左右。在电化学储能中，锂离子电池占比超 90%，为主流装机分类且未来有望持续替代 存量铅酸电池。
从中国来看，我国已投运储能项目累计装机规模 35.6GW，占全球 市场总规模的 18.6%，同比增长 9.8%。其中，抽水蓄能的累计装机规模为 32.49GW；电化学储能的累计装机规模位列第二，约为 3.2GW。预计“十四五”期间，我国 抽水蓄能储能装机容量或将达到 62GW，同比增长一倍；新型储能或将达到 30GW 以上，同比增长十倍。随着储能电池性能提升与成本下降，储能配置比例将会提 升，新能源发电也将逐步成为主要电力供给形式。
新能源发电的消纳问题正在逐步缓解，保障其及时并网和消纳的电网技术正在不 断完善。由于适宜新能源发电的地区多为西北等经济不发达地区，远离全国电力 负荷区域，空间上的不匹配使得弃风弃光等现象一度较为严重。而随着多条特高 压线路的建设和储能技术的不断发展，新能源消纳问题正在持续改善。
目前，全 国累计建成投运“十四交十六直”30 项特高压工程，在运线路总长度达 4.1 万公 里，为水电和新能源基地电量大范围消纳提供了重要支撑。我国弃风率已经从 2017 年的 12%下降至 2020 年的 2%，弃光率从 2017 年的 6%下降至 2%，光伏、风 能发电的全国平均利用小时数也呈现持续提升态势，2020 年光伏发电利用小时数 为 1281 小时，风力发电利用小时数为 2073 小时。未来，我国将继续构建相适应 的电力产供储销体系，提升电力系统灵活调节能力，推动源网荷储互动融合，提 升系统运行效率；加大新型电力系统关键技术的推广应用，推进电力市场建设和 体制机制创新，完善清洁能源消纳长效机制，建设坚强智能电网，保障新能源及 时并网和消纳。
2、平价时代下，风光发电回归健康商业模式
2.1、新能源发电项目收益稳定、运营成本低
新能源发电项目收益稳定，商业模式优秀，资产可用期长。新能源电力运营公司 与电网企业为每个项目签订长期固定电价收购合约，合约时长一般不少于 20 年。新能源发电项目所在地区的利用小时数也相对稳定，所以项目的发电量和发电收 益比较稳定，基本不受宏观环境影响。另外，平价时代下，随着各类技术不断地 迭代和降本增效，以及智慧化技术的应用推广，一方面，新能源发电项目的质量 将继续提升，另一方面，运营商对资产的要求和相互竞争的意识正在提高，公司 更加注重电站运营的品质建设和资产质量，无论是自建项目还是收购其他项目， 新能源电站的品质都在不断提高，资产可用期更有保障。
我们以典型风电平价项目为例，假设基本参数为：初始投资成本 7000 元/千瓦， 年利用小时数 2073 小时，含税上网电价 0.375 元/千瓦时，运营期 20 年，运维费 用 50 元/（千瓦·年），资本金比例 30%，贷款成本 4.0%，还款方式为等额本息， 还款期限 15 年，所得税率 25%且投产后三免三减半，增值税 50%即征即退。由此， 可以测算得到该项目年均上网电量为2073千瓦时，营业收入为688元/（千瓦·年）， 前十五年需偿还本息 441 元/（千瓦·年），年均利息支出为 86 元/（千瓦·年）, 税金及附加 34 元/（千瓦·年），折旧 294 元/（千瓦·年），扣除税金及附加、运 维支出、折旧、利息、所得税等后，可以得到该项目每年的税后净利润。根据我 们测算，企业为该项目投资自有资金 2100 元/千瓦，在该项目 20 年生命周期中， 年均净利润可以达到 186 元/（千瓦·年）；如用 5%的折现率计算，该项目的净现 值为 1024 元。
我们以典型光伏平价项目为例，假设基本参数为：初始投资成本 4000 元/千瓦， 年利用小时数 1281 小时，含税上网电价 0.375 元/千瓦时，运营期 20 年，运维费 用 30 元/（千瓦·年），资本金比例 30%，贷款成本 4.0%，还款方式为等额本息， 还款期限 15 年，所得税率 25%。由此，可以测算得到该项目年均上网电量为 1281 千瓦时，营业收入为 425 元/（千瓦·年），前十五年需偿还本息 252 元/（千瓦·年）， 年均利息支出为 49 元/（千瓦·年）,税金及附加 21 元/（千瓦·年），折旧 168 元/（千瓦·年），扣除税金及附加、运维支出、折旧、利息、所得税等后，可以 得到该项目每年的税后净利润。根据我们测算，企业为该项目投资自有资金 1200 元/千瓦，在该项目 20 年生命周期中，年均净利润可以达到 118 元/（千瓦·年）；如用 5%的折现率计算，该项目的净现值为 759 元。
新能源发电项目无燃料成本波动风险，营运及维护开支一般较传统能源低。对于 燃煤、燃气等非可再生能源来说，燃料成本通常为发电成本的最主要可变部分， 传统能源发电项目存在巨大的盈利波动性，属于周期性行业。而新能源发电并无 燃料成本波动风险，主要成本为折旧，其次是财务成本，雇员福利开支等，发电 量取决于风力、光照等自然条件，其商业模式类似水电，盈利的稳定性优于火电。随着智能监测系统、无人机监控等技术的普及和应用，我们预计新能源发电项目 的营运及维护成本将一直维持低位，且有进一步压缩的空间。
我们以典型风光平价项目和火电平价项目为例，风电和光伏项目的基本参数假设 参考前文，风电项目折旧为 294 元/（千瓦·年），运维支出为 50 元/（千瓦·年）， 年均利息支出为 86 元/（千瓦·年），叠加其他税金等，其全成本为 502 元/（千 瓦·年）；光伏项目折旧为 168 元/（千瓦·年），运维支出为 30 元/（千瓦·年）， 年均利息支出为 49 元/（千瓦·年），叠加其他税金等，其全成本为 311 元/（千 瓦·年）。
根据行业情况，假设火电的初始投资成本 7000 元/千瓦，年利用小时数 4216 小时，度电煤耗为 300 克/千瓦时，仅对项目的煤炭成本进行敏感性分析， 可以发现当煤价为 500 元/吨时，火电项目年均燃料成本或将达到 843 元/（千 瓦·年）。当煤价从 500 元/吨上涨至 700、900、1100 元/吨时，火电项目的年均 燃料成本或将达到 1180、1518 和 1855 元/（千瓦·年），存在巨大的波动性，且 大幅高于风电项目全成本 451 元/（千瓦·年）和光伏项目全成本 311 元/（千 瓦·年）。
2.2、存量项目补贴拖欠收口，增量项目现金流大幅改善
我国新能源行业发展初期为典型的产业政策驱动，通过在终端销售电价中征收可 再生能源电价附加，给与新能源高于煤电的上网电价。补贴时代下，新能源发电 项目的上网电价包括两个部分，按基本电价费率销售电力和电价调整。按基本电 价费率的销售电力相等于当地燃煤电厂的上网基准电价费率，收益按月基准由国 家电网的当地附属公司结清，而电价调整指上网电价与按基本电价费率销售电力 之间的差额，其由国家电网当地附属公司通过由财政部动用再生能源基金收入提 供的拨款按照相关部门确定的优先顺序发放。2021 年进入平价时代之前，新能源 电力运营项目多为带补贴项目，超出当地火电标杆上网电价部分需等待进入国家 补贴目录后才会陆续发放。
新能源发电项目的补贴拖欠问题由来已久，目前国家已明确补贴总额和期限。2012 年 6 月，财政部、国家发展改革委、国家能源局发布了第一批可再生能源电 价补助目录，随后的六年中，一共下发了七批可再生能源电价补助目录，其中， 前四批项目申报时间较为正常，未出现明显滞后；第五批开始出现滞后，从第六 批可再生能源电价附加资金补助目录开始,可再生能源发电项目从并网到确定进 入目录普遍滞后一年半以上。2020 年，根据相关文件，国家后续不再发布可再生 能源电价附加补助目录，由电网企业确定并定期公布符合条件的可再生能源发电 补贴项目清单，此前第一批至第七批补助目录内的项目直接纳入补贴清单。
据不 完全统计，截止 2020 年底，纳入补助目录以及未纳入补助目录的补贴拖欠额或已 超过 3000 亿元。2020 年 9 月，财政部、国家发改委、国家能源局三部门联合下 发文件，明确风电、光伏、生物质发电项目全生命周期的合理利用小时数，用以 确定财政补贴，超过部分可核发交易绿证，该政策减轻了政府的整体补贴负担， 并有望降低补贴缺口峰值，更早完成填补补贴缺口。
补贴拖欠问题导致企业形成大量应收账款，同时还要按报表利润缴纳所得税，使 得其现金流雪上加霜。我们统计了 2020 年底部分港股上市电力企业应收账款及 票据的余额、净资产和总市值，可以发现应收账款及票据对企业运营的拖累严重， 对于较为纯粹的新能源运营商（如龙源电力、信义能源、中广核新能源、大唐新 能源、新天绿色能源和三峡能源）来说，其应收账款及票据占经营性现金流的比 重均超过 100%，甚至高达 200-300%。
平价时代下增量项目不存在补贴拖欠问题，现金流与净利润可以互相匹配。新能 源行业于 2021 年真正进入平价时代，考虑限电、交易等因素，部分项目已经进入 低价时代。平价时代下，电网企业负责收购新能源发电项目产生的电力，并与相 关发电公司根据项目获批时的当地煤电基准价格或者更低的竞价价格订立长期固 定电价收购合约，结付款项的时间一般在 30 日内。平价后新能源运营商的增量新 项目不存在补贴拖欠问题，新增装机的盈利能力不再依赖补贴，现金流与净利润 互相匹配，可以实现全产业链的内生循环。
市场对运营商补贴拖欠的担忧正在逐步弱化。截止 2020 年底，除龙源电力、信义 能源外，其他运营商（中广核新能源、大型唐新能源、新天绿色能源、三峡能源、 华润电力、中国电力、华能国际电力股份）在 2020 年 12 月 31 日的市值均低于其 净资产减去账面应收电价补贴款后的数值，这意味着市场对其的估值不仅充分反 映了电价补贴的拖欠问题，且比预想中更低。而截止 2021 年 10 月 31 日，我们发 现，我们统计的大部分运营商，如龙源电力、华润电力、信义能源、新天绿色能 源、中广核新能源、大唐新能源，其市值均已高于其净资产减去账面应收电价补 贴款后的数值，完成了一定程度的估值修复，这也反映出，市场对其补贴的担忧 正在逐步消除。
随着新增项目的规模上量，补贴收口对电力运营商的影响将继续收窄，企业现金 流情况也将得到大幅改善。“十四五”期间，新能源运营商雄心勃勃，新增项目计 划饱满，新增项目占比的提高有助于提振和改善公司整体的现金流情况。未来， 增量项目不再需要补贴，存量项目补贴将在全生命周期利用小时数补完后陆续退 出；另外，国家每年新征收的可再生能源电价附加的金额将随着“十四五”期间 全社会用电量持续增长而继续增长，补贴资金的收入和支出将在某个时点发生一个正向逆转。补贴收口对电力运营商的影响将持续收窄，随着补贴拖欠问题逐步 解决，公司新开发项目资本金、提前还债的灵活度、分红比例等均有望得到提升， 其估值或将继续提振
市场或认为平价项目的盈利能力一般，我们认为企业现金流得到大幅改善的意义 不容小觑，此外，仅关注投产初期的静态 ROE 或低估了新能源运营项目全生命周 期的盈利能力，成本持续下降也将带动项目盈利能力持续提升。从利润表来看， 我们测算风光项目投产初期 ROE 或较低，但由于其多为等额本息还款，债务总额 在逐年减少，利息费用的降低会逐年增厚项目的净利润和 ROE。展望未来，光伏可 通过新型电池技术、组件尺寸大型化等方式提升转换效率，风电可通过风机大型 化摊薄建设成本，我们认为，成本持续下降有望带动项目盈利能力上行，进一步 保障风光项目的收益率水平。
2.3、政策频出利好新能源电力消纳
全国碳市场已经成立，未来 CCER、绿色电力证书等机制的联动有望增厚运营商 利润。全国碳市场启动首日成交 2.1 亿元，成交量 410 万吨，收盘价 51.23 元/吨， 单日涨幅 6.73%，比部分碳交易试点的市场平均成交价高出不少。未来 CCER、绿 证和碳交易市场的结合，可以有效解决补贴拖欠问题，改善电力运营商现金流并 增厚公司利润。根据我们测算，1KW 的风电项目每年或将获得绿证收入 20.7-103.7 元。
绿色电力交易试点已经推出，交易方案释放供需量价几重利好。绿色电力交易是 在现有中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种，积极引导有绿色电力 需求、有意愿承担更多社会责任的用户直接与发电企业开展直接交易，以市场化 方式引导绿色电力消费，体现出绿色电力的环境价值。
2021 年 9 月 7 日，我国绿 色电力交易试点正式启动后的首次交易完成，来自北京、江苏、辽宁等 17 个省份 的 259 家市场主体达成 79.35 亿千瓦时的绿电交易，交易的大用户主要是外向型 企业，如宝马、巴斯夫、科创等。交易价格在原有的中长期平均价格或者发电厂 属地的燃煤基准价上上浮 3-5 分钱，根据我们测算，当电价上涨 3-5 分钱，一个典 型光伏和风电项目的全投资 IRR 或将上浮 1.0-1.7%，资本金 IRR 或将上浮 2.4- 3.9%。我们认为，未来该品种的交易价格或将保持一定的溢价，属于平价时代下 首次以真金白银的交易形式肯定了绿色电力的溢价。绿电直供和绿电交易的模式， 将直接提高新能源电力的消纳水平，同时对降低运营商的补贴强度或有间接利好。
双控政策的完善从用户侧直接鼓励新能源电量的消纳。2021 年 9 月 15 日，国家 发展改革委印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》。该政策明确指出鼓励地方增加可再生能源消费。根据各省可再生能源电力消纳和绿色电力证书交易等 情况，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生 能源电力消纳责任权重的消纳量，不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总 量考核。在能耗双控趋严的背景下，企业可通过使用不占用能耗计算指标的新能 源电力满足生产发展的需要，一定程度上减轻限电限产带来的负面影响。该政策 的完善将可再生能源消纳跟区域经济间接关联，保障了新能源消纳的奖惩力度， 很大程度上激发了地方政府、企业和市场主体使用新能源的积极性，进一步提升 了可再生能源消纳量。（报告来源：未来智库）
3、“五大四小”主导行业发展，强者更强
3.1、“五大四小”主导行业发展
“五大四小”发电集团主导我国电力行业发展，当前其转型任务相当艰巨。发电 行业中，“五大四小”发电集团1在装机容量、发电量等方面均位居行业前列，截至 2020 年末，“五大四小”发电集团的电力装机总规模占全国的比重达到 53.6%、煤 电装机总规模占全国的比重达到 54.9%。双碳背景下我国电力行业脱碳迫在眉睫， 截至 2020 年末，国家能源集团、华润电力的火电装机占比均达 74%，华能集团、 华电集团、大唐集团也在 65-70%左右，“五大四小”发电集团转型任务相当艰巨。
当前“五大四小”中，除国电投和三峡集团风光并重发展外，其余集团均以发展 风电为主。由于光伏单体投资小、分布较为分散，管理成本、度电补贴、补贴拖 欠程度都较高等原因，隶属央企、国企的电力企业过去更多偏好布局风电项目运 营。从我们统计的“五大四小”电力运营商数据来看，2020 年其风电装机占行业 装机比重达到 65.4%，市场集中度较高，而光伏装机占比仅为 22.2%，除了国电投 集团有接近 30GW 的光伏装机之外，其他集团的光伏装机均低于 10GW；而国家能 源集团、华能集团、大唐集团、华润集团、华电集团、中广核集团均以发展风电 装机为主，其风电装机占新能源装机的比重均超过 70%。
“十四五”期间，“五大四小”发电集团可再生能源装机规划强劲，总体增速达到 94.9%。从各大电力集团及上市公司“十四五”期间装机规划看，其“十四五”装 机规划或将达到 468GW，相比较于他们 2020 年底的存量装机 240GW，提升了 94.9%， 增速十分强劲。从集团层面来看，“十四五”期间计划新增新能源装机目标较高的 集团是国家能源集团（70-80GW）、华能集团（80GW）、国电投集团（72GW）、华电 集团（75GW）和三峡集团（70-80GW），其次为大唐集团（35GW），国投电力暂未有 公开目标。从上市公司层面来看，“十四五”期间计划新增新能源目标较高的公司 为华润电力（40GW）、华能国际电力（40GW）、龙源电力（30GW，如考虑母公司资 产注入则为 52GW）以及大唐新能源（28GW）。
3.2、唯一性、成长性和纯粹性比较
上市公司是集团新能源业务发展的唯一平台意味着其具备更多承载集团发展新 能源雄伟目标的可能性，龙源电力、华润电力、新天绿色能源和信义能源在其母 公司均具有一定的唯一性，且龙源电力新能源装机占集团的比重仍有提升空间， 可以期待集团资产的进一步注入。从集团的新能源平台唯一性角度来看，龙源电 力、华润电力、三峡能源、新天绿色能源和信义能源都具有唯一性，这意味着未 来集团发展新能源或都将在该平台进行。而从占集团新能源装机比重来看，中国 电力（占比 9%）、中广核新能源（占比 17%）、龙源电力（占比 48%）等占集团新能 源装机的比重都有提升空间，可以期待集团资产的进一步注入。
上市公司的成长性直接与其盈利弹性直接挂钩，从计划新增新能源装机的绝对量 和期末值来看，华润电力和龙源电力均具备一定优势，从装机增长的 CAGR 增速来 看，华润电力具备一定优势。“十四五”期间，从计划新增新能源装机的绝对量上 来看，华润电力（40GW）、华能国际电力（40GW）、龙源电力（30GW，如考虑母公 司资产注入则为 52GW）以及大唐新能源（28GW）的目标更加雄伟。从“十四五” 期末来看，龙源电力、华润电力和华能国际电力的新能源装机规模或将达到 53.3、 51.0 和 50.7GW，大唐新能源的新能源装机规模或将达到 40GW。从装机增长的 CAGR 增速来看，华能国际电力（36.7%）、华润电力（35.9%）增速最快，大唐新能源（26.8%）、 信义能源（22.4%）、龙源电力（18.3%）其次。
上市公司的装机中新能源占比高，意味着其资产更纯粹，不易受煤炭等燃料价格 波动的影响，龙源电力、新天绿色能源、信义能源、大唐新能源、三峡能源的装 机基本都是新能源，而华润电力新能源装机占比为 25%、华能国际电力新能源装 机的占比为 9%。其中，龙源电力风电装机最高（22.3GW），为中国风电运营的龙头 企业，大唐新能源风电装机 11.17GW，但盈利能力或较为一般。目前，煤炭价格高 企，即使近期出台了市场化交易价格相对标杆电价的上浮限制可以进一步提高的 政策，依然难改火电企业亏损的现状。华能国际电力发布公告，截止 2020 年前三 季度，其归母净利润为-34.99 亿元，粗略计算我们预计其度电亏损或已达到 5 分 钱左右；华润电力全资附属公司华润电力投资有限公司 2021 年首九个月归母净利 润为亏损 8.7 亿元。上市公司具有相当体量的火电业务，或成为当前制约其盈利 和估值的绊脚石。
3.3、融资优势的比较
与上市公司提出的高增长目标随之而来的是其高涨的资金需求。根据我们统计， 有海外借债渠道的运营商其资金成本更具优势，如华润电力的融资成本仅有 3.3%、 信义能源则不到 2%，远远低于国内借债成本。新能源电站运营为典型的重资产行 业，融资成本的高低对项目回报率和企业开拓新项目的竞争力有较大影响。目前 大部分电力运营商对于项目的 equity IRR 下降至 7-8%的水平（基于 30%的资本 金）。在这样的收益率要求下，融资成本的优势不容小觑。2021 年上半年港股上市 电力运营公司中，融资成本较低的是信义能源（1.40%），其次是华润电力（3.27%）、 龙源电力（3.68%），中广核新能源、新天绿色能源和华能国际电力属第三梯队。
资产负债率低于同行可比公司，意味着其融资空间相对充裕，根据我们统计，信 义能源、华润电力和龙源电力的资产负债率更具优势。2020 年底港股上市电力运 营公司中，资产负债率较低的是信义能源（30%）、华润电力（59%）以及龙源电力 （62%），其次是华能国际电力（66%）、大唐新能源（69.0%）、中国电力（70.64%）、 新天绿色能源（71.0%）和中广核新能源（81.0%）。
经营性现金流充沛，意味着公司内生动力更加强劲。通过计算我们发现华能国际 电力股份、华润电力、龙源电力、新天绿色能源和信义能源的经营性现金流或可 覆盖新增新能源装机的自有资金投入，内生增长动力相对更具优势。假设公司均 以 30%的资本金比例出资建设风光项目，风电投资额为 7000 元/KW，光伏投资额为 4000 元/KW，按照各公司目标粗略估算，华能国际电力股份（634 亿元）、华润 电力（588 亿元）、大唐新能源（500 亿元）、龙源电力（459 亿元）所需的自有资 金投资额较大。而通过计算 2020 年公司经营性现金流减年均自有资金投资额，可 以发现，华能国际电力股份、华润电力、龙源电力、新天绿色能源和信义能源的 经营性现金流均可覆盖新增新能源装机的自有资金投入。
A+H 上市平台的股权融资能力更强，根据我们统计，新天绿色能源、龙源电力和 华能国际电力更具股权融资的优势。龙源电力为较纯粹的新能源公司，无火电等 其他电源类型输血，前几年可再生能源补贴拖欠严重影响公司现金流，从某种程 度上或限制了公司融资能力与投资意愿。当前，龙源电力正在推进借壳回 A，预计 完成后，其再融资能力将大幅增强。而华能国际电力股份和新天绿色能源本身为 A+H 两地上市，相较于其他港股电力上市公司更具股权融资的优势。
3.4、股东回报率的比较
新能源发电项目股东回报稳定，根据我们的统计，信义能源、华润电力、龙源电 力、新天绿色能源的派息率较高。新能源发电属于公用事业，股东回报稳定，派 息率维持在较高水平。根据我们的统计，港股电力运营商中，信义能源从上市以 来一直维持可分配收入 90%派息的承诺；华润电力凭借煤电资产提供的充足现金 流，高分红与新能源业务高成长兼具，2020 年派息率高达 40%；新天绿色能源近 三年来的派息率在 34-36%左右；龙源电力 2020 年的派息率在 20%左右，中广核新 能源近两年的派息率在 25%左右。
3.5、存量资产质量的比较
新能源资产质量的高低代表着公司是否具有更强的项目选择能力、运营能力和较 高的回报率要求，其或可通过风电利用小时数和截止同一年度的单瓦盈利水平反 映。根据我们的统计，华润电力、新天绿色能源和龙源电力的风电利用小时数和 单瓦盈利水平处于行业的领先水平。2017-2020 年，新天绿色能源、华润电力、龙 源点里的风电利用小时数均高于全国平均水平。2020 年，华润电力风电业务的单 瓦净利水平在 338 元/kw 左右，新能源存量资产单位装机盈利远超行业均值；龙 源电力的该数据为 225 元/KW 左右。
新能源发电项目的补贴拖欠问题由来已久，目前国家已明确补贴总额和期限。2012 年 6 月，财政部、国家发展改革委、国家能源局发布了第一批可再生能源电 价补助目录，随后的六年中，一共下发了七批可再生能源电价补助目录，其中， 前四批项目申报时间较为正常，未出现明显滞后；第五批开始出现滞后，从第六 批可再生能源电价附加资金补助目录开始,可再生能源发电项目从并网到确定进 入目录普遍滞后一年半以上。2020 年，根据相关文件，国家后续不再发布可再生 能源电价附加补助目录，由电网企业确定并定期公布符合条件的可再生能源发电 补贴项目清单，此前第一批至第七批补助目录内的项目直接纳入补贴清单。
据不 完全统计，截止 2020 年底，纳入补助目录以及未纳入补助目录的补贴拖欠额或已 超过 3000 亿元。2020 年 9 月，财政部、国家发改委、国家能源局三部门联合下 发文件，明确风电、光伏、生物质发电项目全生命周期的合理利用小时数，用以 确定财政补贴，超过部分可核发交易绿证，该政策减轻了政府的整体补贴负担， 并有望降低补贴缺口峰值，更早完成填补补贴缺口。
补贴拖欠问题导致企业形成大量应收账款，同时还要按报表利润缴纳所得税，使 得其现金流雪上加霜。我们统计了 2020 年底部分港股上市电力企业应收账款及 票据的余额、净资产和总市值，可以发现应收账款及票据对企业运营的拖累严重， 对于较为纯粹的新能源运营商（如龙源电力、信义能源、中广核新能源、大唐新 能源、新天绿色能源和三峡能源）来说，其应收账款及票据占经营性现金流的比 重均超过 100%，甚至高达 200-300%。
平价时代下增量项目不存在补贴拖欠问题，现金流与净利润可以互相匹配。新能 源行业于 2021 年真正进入平价时代，考虑限电、交易等因素，部分项目已经进入 低价时代。平价时代下，电网企业负责收购新能源发电项目产生的电力，并与相 关发电公司根据项目获批时的当地煤电基准价格或者更低的竞价价格订立长期固 定电价收购合约，结付款项的时间一般在 30 日内。平价后新能源运营商的增量新 项目不存在补贴拖欠问题，新增装机的盈利能力不再依赖补贴，现金流与净利润 互相匹配，可以实现全产业链的内生循环。
市场对运营商补贴拖欠的担忧正在逐步弱化。截止 2020 年底，除龙源电力、信义 能源外，其他运营商（中广核新能源、大型唐新能源、新天绿色能源、三峡能源、 华润电力、中国电力、华能国际电力股份）在 2020 年 12 月 31 日的市值均低于其 净资产减去账面应收电价补贴款后的数值，这意味着市场对其的估值不仅充分反 映了电价补贴的拖欠问题，且比预想中更低。而截止 2021 年 10 月 31 日，我们发 现，我们统计的大部分运营商，如龙源电力、华润电力、信义能源、新天绿色能 源、中广核新能源、大唐新能源，其市值均已高于其净资产减去账面应收电价补 贴款后的数值，完成了一定程度的估值修复，这也反映出，市场对其补贴的担忧 正在逐步消除。
随着新增项目的规模上量，补贴收口对电力运营商的影响将继续收窄，企业现金 流情况也将得到大幅改善。“十四五”期间，新能源运营商雄心勃勃，新增项目计 划饱满，新增项目占比的提高有助于提振和改善公司整体的现金流情况。未来， 增量项目不再需要补贴，存量项目补贴将在全生命周期利用小时数补完后陆续退 出；另外，国家每年新征收的可再生能源电价附加的金额将随着“十四五”期间 全社会用电量持续增长而继续增长，补贴资金的收入和支出将在某个时点发生一个正向逆转。补贴收口对电力运营商的影响将持续收窄，随着补贴拖欠问题逐步 解决，公司新开发项目资本金、提前还债的灵活度、分红比例等均有望得到提升， 其估值或将继续提振
市场或认为平价项目的盈利能力一般，我们认为企业现金流得到大幅改善的意义 不容小觑，此外，仅关注投产初期的静态 ROE 或低估了新能源运营项目全生命周 期的盈利能力，成本持续下降也将带动项目盈利能力持续提升。从利润表来看， 我们测算风光项目投产初期 ROE 或较低，但由于其多为等额本息还款，债务总额 在逐年减少，利息费用的降低会逐年增厚项目的净利润和 ROE。展望未来，光伏可 通过新型电池技术、组件尺寸大型化等方式提升转换效率，风电可通过风机大型 化摊薄建设成本，我们认为，成本持续下降有望带动项目盈利能力上行，进一步 保障风光项目的收益率水平。
2.3、政策频出利好新能源电力消纳
全国碳市场已经成立，未来 CCER、绿色电力证书等机制的联动有望增厚运营商 利润。全国碳市场启动首日成交 2.1 亿元，成交量 410 万吨，收盘价 51.23 元/吨， 单日涨幅 6.73%，比部分碳交易试点的市场平均成交价高出不少。未来 CCER、绿 证和碳交易市场的结合，可以有效解决补贴拖欠问题，改善电力运营商现金流并 增厚公司利润。根据我们测算，1KW 的风电项目每年或将获得绿证收入 20.7-103.7 元。
绿色电力交易试点已经推出，交易方案释放供需量价几重利好。绿色电力交易是 在现有中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种，积极引导有绿色电力 需求、有意愿承担更多社会责任的用户直接与发电企业开展直接交易，以市场化 方式引导绿色电力消费，体现出绿色电力的环境价值。
2021 年 9 月 7 日，我国绿 色电力交易试点正式启动后的首次交易完成，来自北京、江苏、辽宁等 17 个省份 的 259 家市场主体达成 79.35 亿千瓦时的绿电交易，交易的大用户主要是外向型 企业，如宝马、巴斯夫、科创等。交易价格在原有的中长期平均价格或者发电厂 属地的燃煤基准价上上浮 3-5 分钱，根据我们测算，当电价上涨 3-5 分钱，一个典 型光伏和风电项目的全投资 IRR 或将上浮 1.0-1.7%，资本金 IRR 或将上浮 2.4- 3.9%。我们认为，未来该品种的交易价格或将保持一定的溢价，属于平价时代下 首次以真金白银的交易形式肯定了绿色电力的溢价。绿电直供和绿电交易的模式， 将直接提高新能源电力的消纳水平，同时对降低运营商的补贴强度或有间接利好。
双控政策的完善从用户侧直接鼓励新能源电量的消纳。2021 年 9 月 15 日，国家 发展改革委印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》。该政策明确指出鼓励地方增加可再生能源消费。根据各省可再生能源电力消纳和绿色电力证书交易等 情况，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生 能源电力消纳责任权重的消纳量，不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总 量考核。在能耗双控趋严的背景下，企业可通过使用不占用能耗计算指标的新能 源电力满足生产发展的需要，一定程度上减轻限电限产带来的负面影响。该政策 的完善将可再生能源消纳跟区域经济间接关联，保障了新能源消纳的奖惩力度， 很大程度上激发了地方政府、企业和市场主体使用新能源的积极性，进一步提升 了可再生能源消纳量。（报告来源：未来智库）
3、“五大四小”主导行业发展，强者更强
3.1、“五大四小”主导行业发展
“五大四小”发电集团主导我国电力行业发展，当前其转型任务相当艰巨。发电 行业中，“五大四小”发电集团1在装机容量、发电量等方面均位居行业前列，截至 2020 年末，“五大四小”发电集团的电力装机总规模占全国的比重达到 53.6%、煤 电装机总规模占全国的比重达到 54.9%。双碳背景下我国电力行业脱碳迫在眉睫， 截至 2020 年末，国家能源集团、华润电力的火电装机占比均达 74%，华能集团、 华电集团、大唐集团也在 65-70%左右，“五大四小”发电集团转型任务相当艰巨。
当前“五大四小”中，除国电投和三峡集团风光并重发展外，其余集团均以发展 风电为主。由于光伏单体投资小、分布较为分散，管理成本、度电补贴、补贴拖 欠程度都较高等原因，隶属央企、国企的电力企业过去更多偏好布局风电项目运 营。从我们统计的“五大四小”电力运营商数据来看，2020 年其风电装机占行业 装机比重达到 65.4%，市场集中度较高，而光伏装机占比仅为 22.2%，除了国电投 集团有接近 30GW 的光伏装机之外，其他集团的光伏装机均低于 10GW；而国家能 源集团、华能集团、大唐集团、华润集团、华电集团、中广核集团均以发展风电 装机为主，其风电装机占新能源装机的比重均超过 70%。
“十四五”期间，“五大四小”发电集团可再生能源装机规划强劲，总体增速达到 94.9%。从各大电力集团及上市公司“十四五”期间装机规划看，其“十四五”装 机规划或将达到 468GW，相比较于他们 2020 年底的存量装机 240GW，提升了 94.9%， 增速十分强劲。从集团层面来看，“十四五”期间计划新增新能源装机目标较高的 集团是国家能源集团（70-80GW）、华能集团（80GW）、国电投集团（72GW）、华电 集团（75GW）和三峡集团（70-80GW），其次为大唐集团（35GW），国投电力暂未有 公开目标。从上市公司层面来看，“十四五”期间计划新增新能源目标较高的公司 为华润电力（40GW）、华能国际电力（40GW）、龙源电力（30GW，如考虑母公司资 产注入则为 52GW）以及大唐新能源（28GW）。
3.2、唯一性、成长性和纯粹性比较
上市公司是集团新能源业务发展的唯一平台意味着其具备更多承载集团发展新 能源雄伟目标的可能性，龙源电力、华润电力、新天绿色能源和信义能源在其母 公司均具有一定的唯一性，且龙源电力新能源装机占集团的比重仍有提升空间， 可以期待集团资产的进一步注入。从集团的新能源平台唯一性角度来看，龙源电 力、华润电力、三峡能源、新天绿色能源和信义能源都具有唯一性，这意味着未 来集团发展新能源或都将在该平台进行。而从占集团新能源装机比重来看，中国 电力（占比 9%）、中广核新能源（占比 17%）、龙源电力（占比 48%）等占集团新能 源装机的比重都有提升空间，可以期待集团资产的进一步注入。
上市公司的成长性直接与其盈利弹性直接挂钩，从计划新增新能源装机的绝对量 和期末值来看，华润电力和龙源电力均具备一定优势，从装机增长的 CAGR 增速来 看，华润电力具备一定优势。“十四五”期间，从计划新增新能源装机的绝对量上 来看，华润电力（40GW）、华能国际电力（40GW）、龙源电力（30GW，如考虑母公 司资产注入则为 52GW）以及大唐新能源（28GW）的目标更加雄伟。从“十四五” 期末来看，龙源电力、华润电力和华能国际电力的新能源装机规模或将达到 53.3、 51.0 和 50.7GW，大唐新能源的新能源装机规模或将达到 40GW。从装机增长的 CAGR 增速来看，华能国际电力（36.7%）、华润电力（35.9%）增速最快，大唐新能源（26.8%）、 信义能源（22.4%）、龙源电力（18.3%）其次。
上市公司的装机中新能源占比高，意味着其资产更纯粹，不易受煤炭等燃料价格 波动的影响，龙源电力、新天绿色能源、信义能源、大唐新能源、三峡能源的装 机基本都是新能源，而华润电力新能源装机占比为 25%、华能国际电力新能源装 机的占比为 9%。其中，龙源电力风电装机最高（22.3GW），为中国风电运营的龙头 企业，大唐新能源风电装机 11.17GW，但盈利能力或较为一般。目前，煤炭价格高 企，即使近期出台了市场化交易价格相对标杆电价的上浮限制可以进一步提高的 政策，依然难改火电企业亏损的现状。华能国际电力发布公告，截止 2020 年前三 季度，其归母净利润为-34.99 亿元，粗略计算我们预计其度电亏损或已达到 5 分 钱左右；华润电力全资附属公司华润电力投资有限公司 2021 年首九个月归母净利 润为亏损 8.7 亿元。上市公司具有相当体量的火电业务，或成为当前制约其盈利 和估值的绊脚石。
3.3、融资优势的比较
与上市公司提出的高增长目标随之而来的是其高涨的资金需求。根据我们统计， 有海外借债渠道的运营商其资金成本更具优势，如华润电力的融资成本仅有 3.3%、 信义能源则不到 2%，远远低于国内借债成本。新能源电站运营为典型的重资产行 业，融资成本的高低对项目回报率和企业开拓新项目的竞争力有较大影响。目前 大部分电力运营商对于项目的 equity IRR 下降至 7-8%的水平（基于 30%的资本 金）。在这样的收益率要求下，融资成本的优势不容小觑。2021 年上半年港股上市 电力运营公司中，融资成本较低的是信义能源（1.40%），其次是华润电力（3.27%）、 龙源电力（3.68%），中广核新能源、新天绿色能源和华能国际电力属第三梯队。
资产负债率低于同行可比公司，意味着其融资空间相对充裕，根据我们统计，信 义能源、华润电力和龙源电力的资产负债率更具优势。2020 年底港股上市电力运 营公司中，资产负债率较低的是信义能源（30%）、华润电力（59%）以及龙源电力 （62%），其次是华能国际电力（66%）、大唐新能源（69.0%）、中国电力（70.64%）、 新天绿色能源（71.0%）和中广核新能源（81.0%）。
经营性现金流充沛，意味着公司内生动力更加强劲。通过计算我们发现华能国际 电力股份、华润电力、龙源电力、新天绿色能源和信义能源的经营性现金流或可 覆盖新增新能源装机的自有资金投入，内生增长动力相对更具优势。假设公司均 以 30%的资本金比例出资建设风光项目，风电投资额为 7000 元/KW，光伏投资额为 4000 元/KW，按照各公司目标粗略估算，华能国际电力股份（634 亿元）、华润 电力（588 亿元）、大唐新能源（500 亿元）、龙源电力（459 亿元）所需的自有资 金投资额较大。而通过计算 2020 年公司经营性现金流减年均自有资金投资额，可 以发现，华能国际电力股份、华润电力、龙源电力、新天绿色能源和信义能源的 经营性现金流均可覆盖新增新能源装机的自有资金投入。
A+H 上市平台的股权融资能力更强，根据我们统计，新天绿色能源、龙源电力和 华能国际电力更具股权融资的优势。龙源电力为较纯粹的新能源公司，无火电等 其他电源类型输血，前几年可再生能源补贴拖欠严重影响公司现金流，从某种程 度上或限制了公司融资能力与投资意愿。当前，龙源电力正在推进借壳回 A，预计 完成后，其再融资能力将大幅增强。而华能国际电力股份和新天绿色能源本身为 A+H 两地上市，相较于其他港股电力上市公司更具股权融资的优势。
3.4、股东回报率的比较
新能源发电项目股东回报稳定，根据我们的统计，信义能源、华润电力、龙源电 力、新天绿色能源的派息率较高。新能源发电属于公用事业，股东回报稳定，派 息率维持在较高水平。根据我们的统计，港股电力运营商中，信义能源从上市以 来一直维持可分配收入 90%派息的承诺；华润电力凭借煤电资产提供的充足现金 流，高分红与新能源业务高成长兼具，2020 年派息率高达 40%；新天绿色能源近 三年来的派息率在 34-36%左右；龙源电力 2020 年的派息率在 20%左右，中广核新 能源近两年的派息率在 25%左右。
3.5、存量资产质量的比较
新能源资产质量的高低代表着公司是否具有更强的项目选择能力、运营能力和较 高的回报率要求，其或可通过风电利用小时数和截止同一年度的单瓦盈利水平反 映。根据我们的统计，华润电力、新天绿色能源和龙源电力的风电利用小时数和 单瓦盈利水平处于行业的领先水平。2017-2020 年，新天绿色能源、华润电力、龙 源点里的风电利用小时数均高于全国平均水平。2020 年，华润电力风电业务的单 瓦净利水平在 338 元/kw 左右，新能源存量资产单位装机盈利远超行业均值；龙 源电力的该数据为 225 元/KW 左右。
4、重点公司分析
4.1、龙源电力：全球风电运营龙头，成长性可期
我国风电运营龙头，国家能源集团旗下的新能源平台。公司是国内最早从事新能 源开发的电力企业之一，前身为龙源集团，1999 年布局风电业务，公司是 2009 年 成立，2002 年成为国电的全资附属公司，2017 年公司控股股东变为国家能源投资 集团，目前的持股比例达到 57.27%。母公司国能投是全球规模最大的煤炭生产、 火力发电、风力发电以及煤制油煤化工公司。截止 2021 年上半年，公司风电装机 达到 22.43GW，火电装机达到 1.875GW，其他装机量 0.603GW。全国机组分布较平 均，内蒙古和新疆机组规模较大，河北和江苏的陆上风电占比其次。
“十四五”期间，公司成长性可期。公司规划在“十四五”期间新增新能源装机 3000 万千瓦，其中风电装机 1100 万千瓦以上，光伏装机 1900 万千瓦以上，并配 备储能 400 万千瓦左右。此外，“十四五”期间，母公司或将为其注入与其当前规 模相当体量的风电资产。根据我们初步测算，“十四五”期间，公司自建装机计划 或将使公司可再生能源售电收入的 CAGR 达到 11.4%，归母净利润的 CAGR 达到 11.8%；公司自建装机计划+母公司资产注入计划或将使公司可再生能源装机售电 收入的 CAGR 达到 23.5%，归母净利润的 CAGR 达到 21.8%。
融资成本颇具优势，融资能力再加强，即将实现 H+A 两地上市，估值有望进一步 提升。公司吸收合并平庄能源总体方案进展顺利，公司将发行合共 341,922,662 股 A 股，发行价格为人民币 11.42 元/股，平庄能源的换股价格为人民币 3.85 元 /股，本次合并的换股比例为 1：0.3371。当本次交易顺利完成后，公司将实现 H+A 两地上市，有利拓宽融资渠道，并提升公司整体估值水平。据管理层介绍，2021 年 1-9 月份，公司平均融资成本为 3.68%，比去年同期下降了 0.3 个百分点，预 计全年的资金成本都可控在 4%以内。
4.2、华润电力：传统火电企业华丽转身，可再生能源助力未来发展
传统火电企业华丽转身，可再生能源已取得里程碑式进展。华润电力作为华润集 团旗下能源巨头，正在积极拓展风光谋求转型且发展迅速，相较于纯粹的新能源 运营商，其显著的优势是在于火电业务带来的强劲现金流、强大的品牌及资源获 取能力和极具竞争力的融资成本。火电+风光的运营模式和央企身份将助力公司在 "十四五"期间转型新能源先锋运营企业。2021 年上半年，公司可再生能源权益装 机容量已达到 14.66GW，占比超过 31.7%。在煤价高企，火电业务盈利受损的情况 下，公司业绩表现仍然亮眼，净利润达到 51.05 亿，同比增长 12%，其中可再生能 源贡献接近 85%；净资产达到 490 亿港元，可再生能源占比达到 54%。
火电业务创造充裕现金流，“十四五”期间不仅或将迎来更优的调峰商业模式，还 将助力公司华丽转型。电力运营是重资产行业，未来装机量的快速提升需要大规 模的资本投入，公司的火电业务以相对稳定的回报率，创造充裕的现金流，2019- 2020 年火电分部仅折现对应的现金流就达到 68.71 和 74.52 亿港元，为新能源装 机的增长以及公司分红规模提供了一定的支撑。我们认为，未来 5-10 年火电仍将 扮演我国电力系统转型期的压舱石角色，从中长期看，随着火电新增产能的收紧 和全社会用电量空间的持续增长，火电的利用小时数或将有所改善；在未来以新 能源为主体的新型电力系统中，火电作为优秀的灵活性调峰型电源，或将迎来一个更优的电价机制和商业模式，公司的火电业务或将迎来底部估值的反转。“现 金牛”火电业务创造充裕现金流，助力公司华丽转型。
“十四五”期间，公司将新增 40GW 的可再生能源装机，意味着其可再生能源的装 机总量将从 2020 年的 11GW 增长至 50GW 以上。初步估算，其可再生能源装机量 的 CAGR 增速或将达到 35%，可再生能源售电收入的 CAGR 增速或将达到 27%，新增 可再生能源装机量或将带来归母净利润 65 亿港元，意味着公司可再生能源的归母 净利润或将从 2020 年的 41.93 亿港元提高至 2025 年的 107 亿港元。
融资成本优势突出助力公司获取新项目，资产负债率处于合理水平。作为央企， 公司具有较强的融资能力和较低的融资成本，境外上市也让公司具备差异化的融 资优势。2020 年，公司综合财务成本仅为 3.64%；2021 年上半年，公司的平均借 贷成本仅为 3.27%。
4.3、新天绿色能源：风电燃气双轮驱动，绿色未来提振估值
河北省最大的风电及燃气运营商，风力发电贡献主要利润。公司的控股股东为河 北建设投资集团有限责任公司，实际控制人为河北省国资委。2010 年 10 月 13 日， 新天绿色能源在香港联交所上市；2020 年 6 月 29 日，新天绿能于上交所主板上 市。截止2021年6月30日，公司累计控股装机容量5361.23MW，其中风电5242.41MW， 光伏 118.59MW。从毛利构成来看，2020 年风力发电业务贡献的毛利占比达到 81.5%， 是公司最主要的利润来源。
2021 年业绩增长迅速，风电板块形成有力支撑。2021 年上半年，公司实现营业收 入 84.04 亿元，同比增加 27.60%，主要原因是新能源板块售电量增加及天然气售 气量增加。公司实现净利润 19.71 亿元，同比增长 64.67%。其中，风电及光伏板 块实现净利润 16.14 亿元，同比增加 79.73％，主要是由于 2021 年上半年，公司 实现控股风电场发电量 75.47 亿千瓦时，同比增长 51.2%；平均利用小时数 1433 小时，同比增加 145 小时，高于全国平均 221 小时，高于河北 196 小时；平均上 网电价每千瓦时 0.48 元，上升 1 分钱。
天然气业务以批发客户为主，毛利率整体平稳，相对不易受到今年天然气上游成 本涨价的影响。公司的天然气业务包括天然气长输管线的建设、运营及城市燃气 相关业务，位于天然气产业链的中下游。公司天然气的下游客户包括批发客户（如 城燃公司）、零售客户（工业、商业、居民等）、及 CNG 客户及其他。公司以批发 客户为主，2021 年上半年其占公司天然气销量的比重达到 60.6%，批发客户相对 不易受到上游天然气涨价影响；公司的零售客户中以工业用户为主，顺价机制较 居民用户更为完善。2021 年上半年，天然气销售业务营业收入 50.35 亿元，同比 增加 15.95%，占总收入的比重达到 59.91%；天然气业务板块实现净利润 4.13 亿 元，同比增加 24.77%，主要是天然气板块上半年售气量较上年同期增加，单方毛 利有所回升影响
唐山 LNG 项目稳步推进，A 股融资提高杠杆 EPS。唐山 LNG 项目总投资 279.68 亿元，公司持有 51%的股权。其中第一阶段设计接卸能力 500 万吨/年，建设 4 座 20 万立 LNG 储罐，1 座 8-26.6 万方 LNG 泊位，预计 2022 年建成投产；第二阶段设 计接卸能力 500 万吨/年，建设 8 座 20 万立 LNG 储罐，1 座 1-26.6 万方 LNG 泊 位，预计 2025 年建成投产；改项目内部收益率为 8%左右，运营期内年平均净利 润为 14 亿元，经济效益良好。（报告来源：未来智库）
4.4、信义能源：持续兑现高派息，稳定增长确定性高
收益稳健、高派息的纯光伏运营商。公司于 2019 年 5 月 28 日从信义光能（00968 HK）分拆，在香港联交所主板上市。公司为中国领先的太阳能电站营运商，截至 2021 年 6 月 30 日，公司持有在运营中的 24 个大型集中式太阳能电站，总核准容 量为 2164MW，其中平价及竞价项目占比约为 22%。所持电站中，约 84%的项目使 用双玻组件，衰减率低，预计可使用年限长。
公司的业务模式为收购，相对不容易受到上游组件价格波动影响，收购电站大部 分来自于母公司信义光能建造的优质太阳能电站。信义能源的业务模式为收购、 拥有及管理大型地面集中式光伏发电项目，并向国家电网的当地附属公司销售电 力，不涉及上游施工建设环节。电站均有与国家电网的长期固定电价供电合约， 业务收入来源稳定，受天气以外因素影响小。截至 2021 年中期，母公司信义光能 共持有电站 3550MW。在优先购买协议下，母公司信义光能持有光伏电站项目可供 信义能源优先收购，且还在持续开发建设新的项目。信义光能持有的丰富的电站 储备资源能支持信义能源多年的高质量增长，2021 年，公司预计将完成不少于 700MW 的太阳能电站项目收购，同比增速将达到 38.2%。
装机量带动业绩高增长，效率优化带动利润率水平提升。2021 年上半年，公司实 现营业收入 11.13 亿港元，同比上升 30.4%，主要由于 2020 年收购的 340MW 电站 和 2021 年 2 月收购的 330MW 电站的发电贡献；实现净利润 6.21 亿元，同比上升 41.8%。净利率上升 4.5 个百分点达到 55.8%，主要由于收益增加、维修及保养开 支减少，以及融资成本减少。
公司派息率高，90%可支配收入派息，公司财务表现优秀，融资成本极低。公司有 意维持高派息比率，每财年分派金额不少于可分派收入的 90%， 并有意分派 100% 可分派收入。2020 年底，信义能源持有现金 13.13 亿港元，净资产负债率 4.6%， 银行贷款实际利率为 1.52%，过往三年实际利率维持在 1.5%-4.1%。截止 2021 年 6 月 30 日，公司的融资成本为 1.2%左右。
（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。）
