请仔细阅读本报告末页声明证券研究报告行业专题研究2022年01月25日海外——电力港股电力运营商估值重塑行至何处？新能源发电符合产业和政策方向。2020年全国火力发电量约5万亿KWh，占全国发电量比例71%，风能和光伏发电量占比大约9.7%。发电企业向新能源转型符合双碳政策目标，有助于优化整体能源结构，国家能源局提出2025/2030年非化石能源年消费占比将达到20%/25%，2021/2025年风电加光伏发电量目标占比为11%/16.5%，成长前景广阔。过去，“市场煤、计划电”等原因使得我国火电企业盈利不稳定，极端年份甚至出现亏损，随着其新能源装机规模和利润贡献提升，电力企业盈利的周期性减弱，现金流状况大大改善，这是传统电力运营商估值重塑最核心的逻辑。“五大四小”电力集团（或公司）的新能源发电比例均在上升。“五大四小”电力集团（或公司）发电装机总量占我国总装机量长期保持在一半以上，五大发电集团装机量占我国总装机比例约为43%。预计在“十四五”期间，”五大四小”新能源装机量接近翻倍，其中五大发电集团预计2021-2025年新增新能源装机约320GW，较2020年末186GW的风光装机规模会有大幅提升。港股电力运营样本公司发电结构趋向新能源，盈利能力提升。我们选取了港股披露了风电和光伏发电业务的9家企业作为样本，分析了各家企业风电、光伏发电的发电量、装机量变化趋势和市场占有率，并且从财务的角度分析了9家公司的售电结构和盈利能力变化，发现影响电力运营商估值三大因素为企业主营能源类型、未来成长性、盈利能力。（1）从发电企业类型来看，新能源电力运营商较传统电力运营商P/E估值更高，前者被赋予成长股估值，后者被赋予周期股估值。（2）对于同类型发电企业，新能源业务成长性是影响电力运营商估值的重要因素。信义能源、中国电力未来5年新能源装机增速分别在新能源电力、传统电力运营商中领先，二者的当下估值亦遥遥领先同类企业。（3）盈利能力方面，信义能源、华润电力在同类公司中具有较好的盈利能力，P/E估值亦有溢价。发电企业估值重塑具有合理性和可持续性。政策鼓励叠加风光发电成本开始优于火力发电，各企业新能源装机积极性大增，其盈利和现金流稳定性将会大幅改善，支撑电力行业估值重构。目前港股水务和垃圾处理行业公司P/E估值在8倍以下，成长性更好的燃气行业公司P/E集中在8-15倍。同为能源运营商的电力企业，在未来新能源转型过程中有更大的成长潜力，我们认为板块估值应在15倍P/E以上，新能源发电占比高且治理优秀的龙头企业合理P/E可以达到25倍。我们建议重点关注龙源电力、信义能源、大唐新能源、华润电力、华电国际、华能国际、中国电力等。风险提示：新能源装机不达预期风险、市场对于电站的投资情绪有可能过度乐观、电网调峰能力不足导致新能源发电装机并网不达预期的风险。增持（维持）行业走势作者分析师郑泽滨执业证书编号：S0680519050004邮箱：zhengzebin@gszq.com分析师夏天执业证书编号：S0680518010001邮箱：xiatian@gszq.com相关研究重点标的股票股票投资EPS（元）PE代码名称评级2020A2021E2022E2023E2020A2021E2022E2023E0916.HK龙源电力-0.670.951.111.3123.9716.8914.4612.243868.HK信义能源-0.130.180.200.2331.6923.0920.3517.951798.HK大唐新能源-0.190.240.320.3916.2513.079.938.001811.HK中广核新能源-0.290.400.460.5620.4514.8013.0410.692380.HK中国电力-0.190.180.290.4022.9523.6214.9410.720836.HK华润电力-1.581.562.302.7713.1013.248.977.451071.HK华电国际H-0.500.170.520.545.9617.375.725.550902.HK华能国际H-0.180.090.510.5423.8449.838.457.91资料来源：Wind，国盛证券研究所（注：彭博一致预期）-10%0%10%20%30%2020-12-292021-07-052022-01-03电力及公用事业HK(中信)电力及公用事业HK(中信)-32%-16%0%16%2021-012021-052021-092022-01沪深3002022年01月25日P.2请仔细阅读本报告末页声明内容目录一、电力运营企业新能源转型符合政策和产业方向...............................................................................................51.1发电企业新能源转型符合政策趋势：新能源发电走向舞台中央......................................................................51.1.1火电是我国的传统电力来源，近年来新能源电力占比持续提升.............................................................51.1.2发电、用电政策双侧发力，支持配套措施陆续布局.............................................................................71.1.3新能源发电转型目标明确，风光发电占比预计快速提升.......................................................................91.2新能源发电转型符合产业逻辑：火电盈利不稳定，新能源发电未来最经济....................................................121.2.1“市场煤、计划电”的制度矛盾易使火电企业亏损，火电盈利具有不稳定性...........................................131.2.2火电发电成本几乎不存在下降空间，新能源发电未来将成为最经济的发电方式...................................141.3风光平价使企业对补贴依赖度降低、现金流状况好转..................................................................................151.3.1继海风平价后，陆风2021年亦实行平价上网...................................................................................151.3.2光伏发电平价上网时代来临.............................................................................................................161.3.3告别补贴依赖，企业未来现金流状况将大幅改善...............................................................................17二、新能源转型路漫漫，国家电投先发，其他集团奋起直追................................................................................192.1“五大四小”占我国发电装机半壁江山，新能源转型乃大势所趋.....................................................................192.2五大发电集团新能源装机现状：国家电投大而散，其他集团更集中..............................................................212.3“五大四小”新能源装机目标：国家能源和三峡提升空间大、目标高...............................................................23三、港股上市公司分析：发电结构优化，盈利能力提升......................................................................................243.1港股电力运营公司分为传统电力运营公司、新能源电力运营公司.................................................................243.2分电源类型经营数据对比：各公司扬长补短，持续优化发电结构.................................................................253.2.1发电量：龙源电力乃风电龙头，中国电力扬光电之长、补风电之短....................................................253.2.2装机量及市占率：各赛道龙头地位稳固，后发者发电结构优化加速....................................................273.2.3利用小时数：同种发电方式下，两类公司不存在明显差异.................................................................323.3港股电力运营公司业绩：信义能源、中国电力、华润电力盈利水平较好.......................................................333.3.1港股新能源电力运营公司业绩：龙源电力体量大、信义能源盈利能力领先..........................................333.3.2港股传统电力运营公司业绩：中国电力、华润电力新能源占比高、盈利能力佳...................................35四、估值影响因素、估值重塑的可持续性和合理性.............................................................................................404.1电力运营商估值三大影响因素：企业主力能源类型、未来成长性、盈利能力................................................404.2估值重塑的合理性和可持续性...................................................................................................................42风险提示.......................................................................................................................................................44图表目录图表1：新能源发电定义.........................................................................................................................................5图表2：各发电类型月度发电量...............................................................................................................................5图表3：各发电类型季度累计装机量.........................................................................................................................6图表4：各发电类型月度新增装机量.........................................................................................................................6图表5：小时级发电曲线.........................................................................................................................................8图表6：2021年部分地区光伏、风电配臵储能政策...................................................................................................8图表7：全国非化石能源占一次能源消费比重目标...................................................................................................10图表8：全国非化石能源发电量占比目标................................................................................................................10图表9：全国风能+光伏发电量占比目标.................................................................................................................10图表10：2025年分电源种类发电量组成................................................................................................................112022年01月25日P.3请仔细阅读本报告末页声明图表11：2025、2035、2050分电源种类发电量组成..............................................................................................11图表12：全国非化石能源发电装机占比目标...........................................................................................................11图表13：全国可再生能源发电累计装机占比目标....................................................................................................11图表14：累计电力装机容量预测（单位：亿千瓦）.................................................................................................12图表15：我国年均新增装机容量预测（单位：GW）...............................................................................................12图表16：发电方式优缺点比较...............................................................................................................................13图表17：动力煤价格变动趋势（单位：元/吨）......................................................................................................14图表18：电价VS煤价盈亏平衡估算......................................................................................................................14图表19：我国煤电相关政策梳理...........................................................................................................................14图表20：不同发电技术发电成本趋势（单位：元/千瓦时）.....................................................................................15图表21：中国风电补贴历史梳理...........................................................................................................................15图表22：不同地区风电指导价变化趋势（单位：元/千瓦时）..................................................................................16图表23：中国光伏发电补贴历史梳理.....................................................................................................................16图表24：不同地区并网电价及分布式补贴变化趋势（单位：元/千瓦时）.................................................................17图表25：2020年光伏发电平价上网项目个数和装机容量.........................................................................................17图表26：中国可再生能源补贴的供需情况（单位：十亿美元）................................................................................18图表27：光伏电站补贴延迟发放时间长.................................................................................................................18图表28：“五大四小”发电集团占我国累计装机比例.................................................................................................19图表29：“五大四小”发电集团（或公司）装机量排名（单位：万千瓦）...................................................................20图表30：我国“五大四小”发电集团装机占比...........................................................................................................20图表31：我国“五大四小”发电集团风光新能源装机占比...........................................................................................21图表32：我国“五大四小”发电集团水电装机占比.....................................................................................................21图表33：2020年主要新能源运营商的风电+光伏装机.............................................................................................22图表34：五大发电集团新能源布局情况.................................................................................................................22图表35：2020年主要新能源运营商的风电+光伏装机量（单位：GW）....................................................................23图表36：截至2020年五大发电集团上市公司控股装机情况（单位：MW）..............................................................23图表37：五大发电集团电力运营装机规划或预测....................................................................................................24图表38：部分港股电力运营公司2020年度电力构成..............................................................................................25图表39：港股电力运营公司发电量或售电量对比（单位：GWh）............................................................................26图表40：港股电力运营公司风能发电量（单位：GWh）及其YoY对比.....................................................................27图表41：港股电力运营公司光伏发电量（单位：GWh）及其YoY对比.....................................................................27图表42：港股新能源电力运营公司装机量对比（单位：兆瓦）................................................................................28图表43：港股新能源电力运营公司风电装机量及其YoY对比（单位：兆瓦）............................................................28图表44：港股新能源电力运营公司光伏装机量及其YoY对比（单位：兆瓦）............................................................29图表45：港股传统电力运营公司装机量对比（单位：兆瓦）...................................................................................30图表46：港股传统电力运营公司风电装机量及其YoY对比（单位：兆瓦）...............................................................30图表47：港股传统电力运营公司光伏装机量及其YoY对比（单位：兆瓦）...............................................................31图表48：港股电力运营公司风电装机量及市占率....................................................................................................31图表49：港股电力运营公司光伏发电装机量及市占率.............................................................................................31图表50：“十四五”期间港股电力运营公司装机量及其增速预测.................................................................................32图表51：港股电力运营公司风电利用小时数...........................................................................................................32图表52：港股电力运营公司光伏发电利用小时数....................................................................................................32图表53：龙源电力分部售电收入（单位：百万元）.................................................................................................33图表54：龙源电力分电源经营利润（单位：百万元）.............................................................................................33图表55：信义能源收入（单位：百万港元）...........................................................................................................33图表56：信义能源毛利（单位：百万港元）...........................................................................................................332022年01月25日P.4请仔细阅读本报告末页声明图表57：大唐新能源收入（单位：百万港元）.......................................................................................................34图表58：大唐新能源风电收入（单位：百万港元）.................................................................................................34图表59：中广核新能源分部售电收入（单位：百万美元）.......................................................................................34图表60：中广核新能源分部售电利润（单位：百万美元）.......................................................................................34图表61：港股新能源电力运营公司净利润率对比....................................................................................................35图表62：中国电力分部售电收入（单位：百万元）.................................................................................................35图表63：中国电力分电源净利润（单位：百万元）.................................................................................................35图表64：华润电力分部收入（单位：百万港元）....................................................................................................36图表65：华润电力火电与可再生能源分部利润（单位：百万港元）.........................................................................36图表66：华电国际分部收入（单位：百万元）.......................................................................................................36图表67：华电国际售电收入拆分（单位：百万元）.................................................................................................36图表68：华电国际分部毛利（单位：百万元）.......................................................................................................37图表69：华电国际售电毛利拆分（单位：百万元）.................................................................................................37图表70：华能国际售电分部收入拆分（单位：百万元）..........................................................................................37图表71：华能国际售电分部毛利拆分（单位：百万元）..........................................................................................37图表72：大唐发电分部收入拆分（单位：百万元）.................................................................................................38图表73：大唐发电分部利润拆分（单位：百万元）.................................................................................................38图表74：大唐发电售电分部分电源收入拆分（单位：百万元）................................................................................38图表75：大唐发电售电分部分电源毛利拆分（单位：百万元）................................................................................38图表76：单位燃料成本对比（单位：元/MWh）.....................................................................................................39图表77：单位标准煤耗对比（单位：克/千瓦时）...................................................................................................39图表78：火电毛利率对比.....................................................................................................................................39图表79：港股传统电力运营公司净利润率对比.......................................................................................................39图表80：港股电力运营公司股价涨幅.....................................................................................................................40图表81：港股电力运营公司估值（P/E）................................................................................................................40图表82：“十四五”期间港股电力运营公司装机量及其增速预测.................................................................................41图表83：港股电力运营公司净利润率.....................................................................................................................41图表84：港股水务公司PE....................................................................................................................................42图表85：港股燃气公司PE....................................................................................................................................42图表86：港股传统电力运营公司PE.......................................................................................................................42图表87：港股新能源电力运营公司PE....................................................................................................................42图表88：港股电力运营公司风光收入占比预测.......................................................................................................43图表89：港股电力运营公司风光利润占比预测.......................................................................................................43图表90：港股同业公司估值情况...........................................................................................................................442022年01月25日P.5请仔细阅读本报告末页声明一、电力运营企业新能源转型符合政策和产业方向1.1发电企业新能源转型符合政策趋势：新能源发电走向舞台中央1.1.1火电是我国的传统电力来源，近年来新能源电力占比持续提升火电一般指燃煤、燃油、燃气发电，新能源发电有广义和狭义之分，目前最主要的新能源发电为风电和光伏发电。狭义的新能源发电包括太阳能、风能、地热能、海洋能、生物能、氢能等方式的发电，广义的新能源发电包括核电（一般认为第一代和第二代核电技术算常规能源，第三代以后算新能源）和水电（一般认为大中型水电是常规能源发电）。图表1：新能源发电定义资料来源：能源观察网、国盛证券研究所（1）发电量火电是我国传统的电力来源，目前仍为发电主力，风光发电量占比不足10%。火力发电量占比持续下降，2020年火力发电量5.28万亿千瓦时，占全国发电量的71%。风能和光伏发电量占比持续提升，2020年风能与光伏发电量合计占比提升至9.7%。图表2：各发电类型月度发电量资料来源：Wind、国家统计局、国盛证券研究所0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%0100020003000400050006000700080002000M12000M92001M52002M12002M92003M52004M12004M92005M52006M12006M92007M52008M12008M92009M52010M12010M92011M52012M12012M92013M52014M12014M92015M52016M32016M112017M92018M72019M52020M32020M112021M9其他发电光伏发电风电水电火电火电发电量占比风电+光伏发电量占比2022年01月25日P.6请仔细阅读本报告末页声明（2）装机量存量角度看，火电累计装机量占比超过56%；光伏发电与风电累计装机量大致相当，合计约占总装机量的1/4。我国火电装机量占比最大，但持续下降，截至3Q21的装机占比为56%；光伏发电、风电累计装机量分别为278GW、297GW，分别占全部累计装机量的12%、13%，合计占比25%。图表3：各发电类型季度累计装机量资料来源：Wind、国家能源局、国盛证券研究所增量角度看，2020年风电与光伏发电新增装机量约占全部新增装机量的63%，火电新增装机量整体低于新能源发电。（1）我国风电和光伏发电新增装机量存在月度波动，一般12月份抢装会导致全口径装机量为全年最高，数倍于其他月份。2020年12月，受抢装潮的影响，风电和光伏发电新增装机量分别达到47.5GW和22.3GW，合计约占全部新增装机的79%。2020年风电和光伏发电新增装机量占全部新增装机的63%。（2）火电新增装机整体低于新能源发电装机，个别月份会出现高于新能源新增装机量的情形。图表4：各发电类型月度新增装机量资料来源：中电联、国盛证券研究所0%10%20%30%40%50%60%70%050010001500200025002Q203Q204Q201Q212Q213Q21光伏发电（GW）风电（GW）火电（GW）水电（GW）风电+光伏发电装机量占比火电装机量占比0%20%40%60%80%100%120%140%010203040506070809010018M1-218M418M618M818M1018M1219M319M519M719M919M1120M1-220M420M620M820M1020M1221M321M521M721M9水电（GW）火电（GW）风电（GW）光电（GW）风电+光伏发电新增装机量占比火电新增装机量占比2022年01月25日P.7请仔细阅读本报告末页声明1.1.2发电、用电政策双侧发力，支持配套措施陆续布局（1）风光大基地〃引导发电侧项目建设政策加持下，风光大基地将成为我国未来重要的清洁能源基地，风光发电高需求确定。10月8日国务院会议提出，要加快推进沙漠戈壁荒漠地区大型风电、光伏基地建设，加快应急备用和调峰电源建设。2021年12月初，国家能源局、国家发改委印发了《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知》，涉及19省份，规模总计97.05GW。此外，国家能源局还下发了《关于组织拟纳入国家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目的通知》，要求各省在12月15日前上报第二批新能源大基地的名单，标志着第二批风光大基地项目建设拉开帷幕。（2）绿电政策〃完善用电侧市场体系绿电政策频出，绿电交易试点工作进展顺利。2021M9，国家发改委、国家能源局正式批复了国家电网、南方电网编制的《绿色电力交易试点工作方案》，其中的绿色电力产品目前主要指的是风电和光伏发电企业上网电量。11月24日，中央深改委提出要推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易。当日，国家电网亦发布《省间电力现货交易规则》，提出所有的发电类型和企业都可以参与省间电力现货交易，鼓励省间绿电交易。绿电政策有利于建立绿色能源生产消费的市场体系和长效机制。第一，绿电政策为用户提供购买绿电的途径，促进可再生能源消纳责任权重的落实；第二，绿电政策有效解决了企业的绿色电力消费认证问题；第三，优先将去补贴后的平价新能源纳入交易，建立促进新能源发展的长效机制；第四，引导全社会形成绿色生产生活方式。绿电交易较火电存在溢价，体现了绿色电力除电能价值以外的环境价值。2021年9月7日，我国正式启动绿色电力交易试点，首批交易电量79.35亿千瓦时。首批绿电交易价格较当地电力中长期交易价格溢价0.03-0.05元/千瓦时。11月11日，浙江交易中心促成大唐新能源与浙江银泰百货3000万千瓦时的绿电交易，在当地煤电基准价的基础上溢价约6.1分/千瓦时，溢价比例达到15%。许多企业参与绿色电力交易的意愿较强，愿意为绿色电力的环境属性支付额外费用。因此，绿电交易有望摆脱电力同质化的属性，绿电环境属性价值将充分体现，绿电价格有望维持溢价。（3）储能政策〃配套新能源电力风电、光伏发电等新能源发电方式具有较大的波动性，调峰难，未来的高比例应用必须需要配套一定的储能电站。目前由于抽水蓄能电站成本低，具有很大的灵活性优势，仍是当前最经济的大规模储能形式。未来，化学储能、氢储能等储能技术的应用预计也会得到一定程度的提升。2022年01月25日P.8请仔细阅读本报告末页声明图表5：小时级发电曲线资料来源：能源研究所、隆基绿能科技、陕西煤业化工、国盛证券研究所政策促进源网荷储互动，积极解决清洁能源消纳问题。2018年开始，国家能源局制定了《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，其中提出“促进源网荷储互动”，优化储能技术发展方式，积极探索可再生能源富余电力转化为热能、冷能、氢能。从2018年到2020年，弃风弃光逐年好转，风电光伏利用率大幅度上升，到2020年风电利用率已经达到97%，光伏利用率达到98%。2H21以来，储能政策密集发布，加强对新能源发电高比例应用的保障。2021M7，国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，指出到2025年要实现新型储能从商业化初期到规模化发展转变，2025年储能装机规模要达到30GW以上。8月，国家发改委、国家能源局鼓励新能源发电企业通过自建或购买的方式配臵储能或调峰能力。随着新能源发电占比快速提高，储能在我国电力市场将发挥越来越重要的作用。图表6：2021年部分地区光伏、风电配臵储能政策地区风电、光伏装机规模要求新型储能配臵要求贵州省2021年计划总装机规模21.66GW集中式光伏项目需配备10%的储能设施广东省2021年保障性并网规模9GW/四川省5年内规模目标20GW/河南省力争2025年新增20GW左右I类区域预计储能规模300MV/600MVh；II类区域预计储能总规模150MV/300MVh；III类区域可协商规定消纳规模，要求配臵项目20%规模，可正常运行2小时的储能设备陕西省/2021年，新增集中式风电项目，陕北地区按照10%装机配套储能；新增集中式光伏发电项目，关中、延安市按照10%、榆林市按照20%装机容量配套储能设施2021年新增保障性并网建设规模为6GW/安徽省2021年风电、光伏新增规模6GW/山西省2021年-2022年新增风电、光伏并网规模11.2GW建议项目在安全前提下配臵10%及以上的储能设施新疆维吾尔自治区2021年-2022年新增风电、光伏并网规模5.26GW原则上储能不低于15%，时长不低于2小时河北省2021年风电、光伏发电保障性并网项目计划项目85个、总规模12.61GW保障性并网风电、光伏约12.6GW，南网、北网保障性并网项目按照10%、15%，2小时配臵储能装臵计算，最低需要配臵1.2GW、2.4GWh的储能2022年01月25日P.9请仔细阅读本报告末页声明内蒙古自治区/2025年建成并网新型储能规模达到500万千瓦以上2021年风电光伏项目共60个，总规模10.65GW风电项目配臵20%~30%2h储能；光伏项目配臵20%~30%2h储能湖北省2021年全省安排新能源总容量12.279GW安排集中式（共享式）化学储能电站（不含基地配臵的化学储能电站）37个，容量2.5GW/5.37GWh预期在2025年，光伏发电装机和风电装机分别达到2200万千瓦和1000万千瓦/湖南省/力争到2023年建成电化学储能电站150万千瓦/300万千瓦时以上宁夏回族自治区到2023年，光伏、风电装机规模分别达到1750万千瓦、1550万千瓦，三年内宁夏将规划新增风光超过7.26GW，其中光伏新增553万千瓦，风电新增173万千瓦/青海省/新建新能源项目储能不低于10%，连续2小时海南省/新增集中式项目同步配套10%储能山东省/新建新能源项目储能不低于10%资料来源：各地政府官网、国盛证券研究所（4）能耗双控政策调整，支持新能源发展新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，能耗“双控”将向碳排放总量和强度“双控”转变。9月16日，发改委印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，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。12月，中央工作会议更加明确提出，增加新能源消纳能力，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。通过能耗“双控”政策调整，可见我国支持新能源发展的目标明显。1.1.3新能源发电转型目标明确，风光发电占比预计快速提升（1）能源消费目标“双碳目标”的政策背景下，我国持续推进能源绿色低碳转型。2020年，我国非化石能源占一次能源消费比重为15.9%，2025、2030和2060年预计分别提升至20%、25%和80%。2022年01月25日P.10请仔细阅读本报告末页声明图表7：全国非化石能源占一次能源消费比重目标资料来源：国家能源局、国盛证券研究所（2）发电量目标非化石能源发电量：2020年我国非化石能源发电量占比约33.9%，2021年预计可达到47.3%。（2）2020年风能与光伏发电量合计占比约9.7%，2021年目标为11.0%、2025年目标为16.5%，较2020年提升约7pcts。图表8：全国非化石能源发电量占比目标图表9：全国风能+光伏发电量占比目标资料来源：中电联、国盛证券研究所资料来源：国家能源局、国盛证券研究所从中远期看，光伏与风能发电将成为主力电源，火电占比收缩。根据能源研究所等机构的预测，预计到2050年我国风能、光伏发电量占比分别可达到33%、39%，合计约占72%，比2025年16.5%的目标提升了约56pcts。随着新能源发电及配套技术的不断成熟，新能源装机量不断增加，未来的火电将越来越多地承担“调节性电源”的作用。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%2015201620172018201920202025目标2030目标2060目标占比0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%50%2018201920202021目标占比0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%20202021目标2025目标占比2022年01月25日P.11请仔细阅读本报告末页声明图表10：2025年分电源种类发电量组成图表11：2025、2035、2050分电源种类发电量组成资料来源：能源研究所、隆基绿能科技、陕西煤业化工、国盛证券研究所（注：内环为既定政策情景，外环为低于2度情景）资料来源：能源研究所、隆基绿能科技、陕西煤业化工、国盛证券研究所（注：由内至外分别为2025/2035/2050年）（3）装机量存量角度看，未来五年的非化石能源装机占比、可再生能源装机占比提升超过7pcts。由于风电、光伏发电等发电方式的可利用小时数低于火电，非化石能源装机占比往往大于前文所分析的发电量占比。2020年我国非化石能源装机占比约44.8%，2025年装机目标为52%，提升7.2pcts。2020年我国可再生能源发电累计装机占比约42.5%，2025年装机目标约50%，提升7.5pcts。根据国家发展改革委能源研究所等机构的预测，到2025年光伏总装机量预计占全国总装机的24%，2035年光伏总装机规模达到30亿千瓦，占全国总装机的49%，而2020年光伏总装机量仅占全国总装机量的11.5%。图表12：全国非化石能源发电装机占比目标图表13：全国可再生能源发电累计装机占比目标资料来源：中电联、国盛证券研究所资料来源：国家能源局、国盛证券研究所0%10%20%30%40%50%60%2018201920202025目标占比38%40%42%44%46%48%50%52%20202025目标占比2022年01月25日P.12请仔细阅读本报告末页声明图表14：累计电力装机容量预测（单位：亿千瓦）资料来源：能源研究所、隆基绿能科技、陕西煤业化工、国盛证券研究所（注：SP表示既定政策情景，B2表示低于2度情景）增量角度看，“十四五”规划阶段是风电和光伏发电的崭新阶段，光伏发电新增装机规模将实现翻番。长三角新能源产业发展论坛报告指出，到2025年新能源发电累计装机占比超过30%，而截至3Q21，光伏发电与风电累计装机量合计占比约25%。我们预计“十四五”期间光伏发电年均新增装机量在70-90GW之间，风电年均新增装机量超过50GW。图表15：我国年均新增装机容量预测（单位：GW）资料来源：能源研究所、隆基绿能科技、陕西煤业化工、国盛证券研究所（注：含替代旧机组）1.2新能源发电转型符合产业逻辑：火电盈利不稳定，新能源发电未来最经济新能源发电的优势使其符合经济、环保的产业发展大逻辑，火电的优势使其更适合成为调节性电源。目前主流的新能源发电方式主要是风电和光伏发电，其资源优势地区在西北地区，优点主要包括环保、可再生、运营成本低，缺点主要是受自然环境影响较大、调峰难、需要储能电站、占地面积大。相较而言，目前主流的发电方式火电优点主要在于调峰易、技术成熟，缺点主要在于不环保、资源不可再生等。0102030405060708090201820202025SP2025B22035B22050B2其他生物质光热发电分布光伏集中光伏海上风电陆上风电核电气电煤电水电020406080100120140集中光伏分布光伏煤电气电陆上风电海上风电生物质2022年01月25日P.13请仔细阅读本报告末页声明图表16：发电方式优缺点比较发电方式资源优势地区优点缺点火电三西地区煤炭储量大、调峰易、可以后向一体化碳排放问题、煤炭资源会枯竭水电西南地区环保、可再生、运营成本低、调峰易、带来航运、水利等边际效益发电受来水量影响、建水库投资大且会影响当地生态环境核电沿海地区不受自然资源产地限制、运营成本低核燃料提炼困难、事故率低但一旦有事危害巨大、建设及后期处理成本高、调峰难风电西北地区环保、可再生、运营成本低调峰难，需要储能电站、占地面积大光伏发电西北地区环保、可再生、运营成本低、适合分布式发电受光照条件影响大、占地面积大、调峰难，需要储能电站资料来源：21世纪经济报道、国盛证券研究所1.2.1“市场煤、计划电”的制度矛盾易使火电企业亏损，火电盈利具有不稳定性自2004年提出煤电价格联动机制起，我国煤电价格联动机制维持了15年之久。最初的煤电联动价格机制要求以6个月为一个周期，在平均煤价波动超过5%时调整电价。煤电联动机制使得煤价超过规定涨跌幅时，可以形成价格联动效应，通过电价上涨加以释放，减轻电力企业因煤炭成本上涨带来的亏损压力。经过10年运行，到2015年底全国煤电机组标杆上网电价共进行了11次调整。2H16起，煤价进入牛市，但火电电价调整滞后，火电企业盈利能力受损。自从2016年我国实施供给侧结构性改革以来，降电价就成为降低企业经营成本、深化供给侧改革的必要措施之一。自2H16煤价上涨开始，火电电价仅在2017年7月1日上调过一次，上调幅度还不足以覆盖煤价上涨的涨幅。2018年的《政府工作报告》明确提出一般工商业电价平均降低10%，1H18煤价上涨、电价调整滞后等原因使得火电企业普遍亏损。2020年取消煤电联动机制，火电开始市场化改革，但仍受政府较大程度的管控。2020年，我国将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，浮动范围为上浮不超过10%、下浮不超过15%。随着上网电价改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，电力系统有更充分的价格自主权，电力系统从“计划电”走向“市场电”步伐加快。3Q21火电成本端煤价的持续拉升使得火电企业成本压力巨大，造成许多火电企业亏损。2020年10月下旬动力煤（Q5500，山西产）秦皇岛市场价攀升至2592.5元/吨，由于各地区电价不同，对应的煤价盈亏平衡点有所不同，大约在600-1000元/吨区间，也即长约占比较小的许多企业出现暂时性亏损。部分企业不发电导致电荒，9月末多个省份出现大规模限电状况，其中以东北地区的辽宁、吉林、黑龙江三省尤为严峻，多次出现拉闸限电现象。2022年01月25日P.14请仔细阅读本报告末页声明图表17：动力煤价格变动趋势（单位：元/吨）图表18：电价VS煤价盈亏平衡估算资料来源：钢支架、Wind、国盛证券研究所资料来源：国盛证券研究所整理在今年“煤电顶牛”背景下，政府积极协调，一方面提升了火电的市场化程度，另一方面给煤价降温。煤矿增产、推动煤电市场化等深化改革、2022年提升长协煤比例、调整长协煤基准价等政策逐步推出；同时地方政府陆续发布增加煤炭供应、重签4Q21煤电电价等配套政策。图表19：我国煤电相关政策梳理资料来源：国家能源局、国家发改委、国盛证券研究所1.2.2火电发电成本几乎不存在下降空间，新能源发电未来将成为最经济的发电方式预计2025年光伏发电将成为最经济的发电技术之一，远期看陆风发电成本优势仅次于光伏发电。由于火电发电技术已经成熟，其发电成本几乎不存在下降空间，而新能源发电成本降低空间巨大。根据能源研究所的预测，到2025年，光伏当年新增装机发电成本（含税和合理收益率）将低于0.3元/千瓦时，在所有发电技术新增装机中，成本处于较低水平。同时光伏发电成本仍将保持快速下降，到2035、2050年新增光伏发电成本相比当前预计分别约下降50%、70%，达到约0.2元/千瓦时、0.13元/千瓦时。2030年预计陆上风电发电成本将低于0.3元/千瓦时，2050年发电成本将低于0.23元/千瓦时。0500100015002000250030002018-01-022018-08-232019-04-172019-12-052020-07-292021-03-222021-11-10市场价:动力煤（Q5500，山西产）:秦皇岛市场价:动力煤（Q5500，山西产）:秦皇岛00.10.20.30.40.50.60.70.8600780100012001400160018002000不含税上网电价（元/KWh）标煤单价（元/吨）2022年01月25日P.15请仔细阅读本报告末页声明图表20：不同发电技术发电成本趋势（单位：元/千瓦时）资料来源：能源研究所、隆基绿能科技、陕西煤业化工、国盛证券研究所（注：含税、含6-8%内部收益率的全成本）1.3风光平价使企业对补贴依赖度降低、现金流状况好转1.3.1继海风平价后，陆风2021年亦实行平价上网我国的风力发电补贴可以大致分为3个阶段。（1）2009年-2018年为固定标杆电价方式阶段；（2）2017-2019年，平价上网拉开序幕，各风电开发企业申报风电平价上网示范项目，2018年推出竞争方式配臵风电项目，2019年指出积极推进并优先建设风电平价上网项目；（3）2020年至今，全面推进平价上网，2020年新增海上风电不再纳入中央财政补贴范围，2021年风电取消补贴实行平价上网。图表21：中国风电补贴历史梳理资料来源：国家发改委产业研究院、国家能源局、第一财经、国盛证券研究所00.10.20.30.40.50.60.70.820202025E2030E2035E2040E2045E2050E光伏陆上风电海上风电纯凝煤电CCGT热电联产水电2022年01月25日P.16请仔细阅读本报告末页声明随着风力发电成本不断下降，风电指导价亦下降，2018-2020年风电各地补贴逐渐退坡，2021年平价上网。2015年，I、II、III、IV类地区陆风、海风并网电价分别为0.49、0.52、0.56、0.61、0.85元/千瓦时，而2018年，I、II、III、IV类地区陆风、海风并网电价分别为0.40、0.45、0.49、0.57、0.85元/千瓦时，陆风指导价显著下降。到2020年，I、II、III、IV类地区陆风、海风并网电价分别为0.29、0.34、0.38、0.47、0.75元/千瓦时，陆风与海风指导价下降幅度均较大。2021年风电取消补贴实行平价上网。图表22：不同地区风电指导价变化趋势（单位：元/千瓦时）资料来源：国家能源局、国盛证券研究所1.3.2光伏发电平价上网时代来临我国的光伏发电补贴可以大致分为4个阶段。2012年及之前为初始补贴阶段；2013年起进入高度电补贴阶段；2016-2020年为度电补贴下降阶段，尤其是2019年开始采用竞价补贴政策，加速了向平价上网的过渡；2021年后将进入平价上网阶段。图表23：中国光伏发电补贴历史梳理资料来源：第一财经、国盛证券研究所随着光伏发电成本不断下降，2013-2020年各地补贴逐渐退坡。截至2020年4月，公司对I、II、III类地区并网电价分别为0.49、0.40、0.35元/千瓦时，较2013年8月时的电价下降了一半以上；同时分布式补贴从2013年8月的0.42元/千瓦时下降到2020年4月的0.05元/千瓦时。2018年12月29日，国内首个大型平价上网光伏项目在青海格尔木正式并网发电，树立了光伏发电行业重要的里程碑。国家发展改革委、国家能源局发布的《关于公布2020年风电、光伏发电平价上网项目的通知》指出，2020年风电平价上网项目装机规模11.40GW、光伏发电平价上网项目装机规模33.05GW。0.510.490.470.400.340.290.540.520.500.450.390.340.580.560.540.490.430.380.610.610.600.570.520.470.850.850.800.750.20.30.40.50.60.70.80.9200920152016201820192020Ⅰ类地区陆风Ⅱ类地区陆风Ⅲ类地区陆风Ⅳ类地区陆风海风2022年01月25日P.17请仔细阅读本报告末页声明图表24：不同地区并网电价及分布式补贴变化趋势（单位：元/千瓦时）资料来源：国家能源局、国盛证券研究所图表25：2020年光伏发电平价上网项目个数和装机容量资料来源：国家发改委、国家能源局、国盛证券研究所2021年起，我国正式迈入光伏发电平价上网时代。6月11日，国家发展改革委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，指出今年起中央财政不再对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目进行补贴，实行平价上网，8月1日起执行；2021年新建项目上网电价按当地燃煤发电基准价执行，新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。1.3.3告别补贴依赖，企业未来现金流状况将大幅改善在新能源发电补贴阶段，国家财政部用于补贴的专项资金缺口较大，目前仍存在大量拖欠补贴项目。根据人大执法检查组报告，“十三五”期间90%以上新增可再生能源发电项目补贴资金来源尚未落实，截至2018年底，电价补偿累计缺口达2331亿元。根据彭博新能源财经估计，到2034年，国内可再生能源电价补偿累计缺口将超过2810亿美元，缺口达到峰值，到2049年补贴缺口才会消失。0.90.80.650.550.50.40.350.980.880.750.650.60.450.410.980.850.750.70.550.490.420.420.420.370.320.180.050.00.20.40.60.81.01.22013M82015M122016M122017M122018M52019M42020M4I类地区II类地区III类地区分布式补贴69275602144111035186501947135013210891601081202020020040060080010001200项目个数装机容量（万千瓦）2022年01月25日P.18请仔细阅读本报告末页声明图表26：中国可再生能源补贴的供需情况（单位：十亿美元）资料来源：彭博新能源财经、中国能源网、国盛证券研究所平价后补贴拖欠的压力及影响将逐渐减小，电站资产质量优化，现金流预计改善。以光伏电站为例，根据第六批、第七批补贴目录光伏电站项目补贴发放速度来看，补贴延迟一般在2年左右，造成光伏运营企业应收账款高企，这是影响光伏电站企业现金流状况一个重要因素。随着平价实现，未来的电站项目回报水平会提升，实现无补贴盈利，新建电站资产的实际回报率将大大提升，电力运营企业的财务状况也有望逐步好转。图表27：光伏电站补贴延迟发放时间长资料来源：德国莱茵TüV&普华永道中国、国盛证券研究所2022年01月25日P.19请仔细阅读本报告末页声明二、新能源转型路漫漫，国家电投先发，其他集团奋起直追本节首先分析了“五大四小”发电规模及结构变化，发现新能源转型乃大势所趋；然后分析了五大发电集团新能源装机现状，最后对比了“五大四小”的新能源装机目标。2.1“五大四小”占我国发电装机半壁江山，新能源转型乃大势所趋“五大四小”发电集团或公司累计装机量在我国的装机占比持续保持在50%以上，五大集团累计装机量占比约43%。本报告所提及的“五大四小”发电集团（或公司）主要包括国家能源集团、华能集团、国家电投、华电集团、大唐集团、三峡集团、中广核集团、华润电力、国投电力。2018-2020年五大四小累计发电装机分别约为1036GW、1082GW和1181GW，分别占我国累计装机量的54.5%、53.8%和53.7%。图表28：“五大四小”发电集团占我国累计装机比例资料来源：公司债券募集说明书、公司公告、黑鹰光伏、中电联、Wind、北极星太阳能、中诚信国际、能见、国盛证券研究所发电市场整体集中度不高，国家能源集团、华能集团、国家电投装机量位列前三。2020年“五大”发电集团累计装机量排名为国家能源集团、华能集团、国家电投、华电集团、大唐集团，最大的国家能源集团装机量257GW，约占全国总装机量的11.7%；“四小”发电集团和公司累计装机量排名为三峡集团、中广核集团、华润电力、国投电力，最小的国投电力装机量约占全国总装机量的1.4%。20%25%30%35%40%45%50%55%60%020040060080010001200140020102011201220132014201520162017201820192020装机容量（GW）装机容量占比2022年01月25日P.20请仔细阅读本报告末页声明图表29：“五大四小”发电集团（或公司）装机量排名（单位：万千瓦）资料来源：公司债券募集说明书、公司公告、黑鹰光伏、中电联、Wind、北极星太阳能、中诚信国际、能见、国盛证券研究所各集团或公司火电装机占比呈下降趋势，2018-2020年下降最明显的是国投电力、国家电投、华润电力等。五大发电集团、国投电力及华润电力的火电装机占比持续下降。2018-2020年，大唐集团火电装机占比从68.3%下降到65.2%，降低了3.2pcts；国家电投火电装机占比从56.6%下降到49.4%，降低了7.2pcts；国家能源集团火电装机占比从75.6%下降到73.3%，降低了2.3pcts；华电集团从70.6%下降到69.0%，降低了1.6pcts；华能集团火电装机占比从72.9%下降到69.5%，降低了3.4pcts；国投电力从46.3%下降到37.3%，降低了9pcts；华润电力从79.6%下降到74.1%，降低了5.5pcts。因此在“五大四小”发电集团或公司中，火电占比下降最大的是国投电力、国家电投、华润电力等。此外，三峡集团火电业务占比极小，中广核集团不开展火电业务。图表30：我国“五大四小”发电集团装机占比资料来源：公司债券募集说明书、公司公告、黑鹰光伏、中电联、Wind、北极星太阳能、中诚信国际、能见、国盛证券研究所中广核集团新能源装机规模大，国家电投风光装机占比提升速度较快。中广核集团风光新能源装机占比较高，2020年风光装机占比大约为38.3%。2019-2020年国家电投加大风光装机力度，风光新能源装机占比从2018年的24%提升到34%左右；2020年，大唐集团、国投电力、华电集团、华能集团、华润电力、三峡集团、中广核集团风光新能源装机占比提升2-6pcts。050001000015000200002500030000国家能源集团华能集团国家电投华电集团大唐集团三峡集团中广核集团华润电力国投电力20200%20%40%60%80%100%120%20102011201220132014201520162017201820192020大唐集团国家电投国家能源集团国投电力华电集团华能集团华润电力三峡集团中广核集团2022年01月25日P.21请仔细阅读本报告末页声明图表31：我国“五大四小”发电集团风光新能源装机占比资料来源：公司债券募集说明书、公司公告、黑鹰光伏、中电联、Wind、北极星太阳能、中诚信国际、能见、国盛证券研究所三峡集团、国投电力水电装机量占比最大，其他公司水电装机占比均不足20%。2020年三峡集团和国投电力水电装机分别为75%和53%。大唐集团、华电集团、华能集团、国家能源集团水电装机占比均介于10%-20%，且相对保持稳定。国家能源集团、华润电力水电装机均不足10%，中广核集团不开展水电业务。图表32：我国“五大四小”发电集团水电装机占比资料来源：公司债券募集说明书、公司公告、黑鹰光伏、中电联、Wind、北极星太阳能、中诚信国际、能见、国盛证券研究所2.2五大发电集团新能源装机现状：国家电投大而散，其他集团更集中五大发电集团中，国家电投新能源装机量最大、占比最高。2020年，国家电投风电和光伏发电装机量占比相当，分别约为31GW和30GW，风电与光伏发电装机占比合计约34%。国家能源集团、华能集团、华电集团、大唐集团以风电为主，风光装机量占比分别为19%、16%、18%和15%。0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%20102011201220132014201520162017201820192020大唐集团国家电投国家能源集团国投电力华电集团华能集团华润电力三峡集团中广核集团0%20%40%60%80%100%120%20102011201220132014201520162017201820192020大唐集团国家电投国家能源集团国投电力华电集团华能集团华润电力三峡集团中广核集团2022年01月25日P.22请仔细阅读本报告末页声明图表33：2020年主要新能源运营商的风电+光伏装机资料来源：公司债券募集说明书、公司官网、国盛证券研究所五大发电集团中，国家电投子公司风光装机量相对分散，其他集团子公司风光装机量相对集中。2020年国家电投风光装机量约60.5GW，其子公司黄河水电、中国电力、上海电力、吉电股份风光装机量合计占集团风光装机量比例仅49.3%。国家能源集团的子公司龙源电力、国电电力风光装机量占集团风光装机量的61.4%，其中龙源电力占比47.7%。华能集团旗下华能新能源、华能国际风光装机量占集团风光装机量的79.5%。华电集团旗下华电福新、华电国际风光装机量占集团风光装机量的75.2%。大唐集团旗下大唐新能源、大唐发电风光装机量占集团风光装机量的89.1%。图表34：五大发电集团新能源布局情况集团碳达峰时间表2020年风电及光伏装机量（GW）2020年子公司风光装机量（GW）国家电投集团2023年实现碳达峰60.5黄河水电11.99GW、中国电力6.18GW、上海电力5.84GW、吉电股份5.83GW国家能源集团有望2025年实现碳达峰47.7龙源电力22.75GW、国电电力6.54GW华能集团2025年碳排放强度较“十三五”下降20%31.8华能新能源14.62GW、华能国际10.65GW华电集团制定2025年碳达峰方案24.9华电福新13.09GW、华电国际5.64GW大唐集团2025年实现碳达峰20.7大唐新能源12.22GW、大唐发电6.22GW资料来源：各集团官网、债券募集说明书、国际能源网、国盛证券研究所龙源电力、三峡能源、华能新能源、中广核风电风光装机规模名列前茅。国家能源集团旗下龙源电力的风光装机量最大、国电电力风光装机量位列第10。三峡集团旗下三峡能源风光装机量位列第2。华能集团旗下华能新能源、华能国际的风光装机量位列第3、第9。中广核集团旗下中广核风电风光装机量位列第4。华电集团旗下华电福新、华电国际风光装机量位列第5、第16。大唐集团旗下大唐新能源、大唐发电风光装机量位列第6、第11。国家电投旗下黄河水电、中国电力、上海电力、吉电股份风光装机量位列第7、第12、第13和第14。0%5%10%15%20%25%30%35%40%010203040506070国电投集团国家能源集团华能集团大唐集团华电集团光电（GW）风电（GW）新能源占比2022年01月25日P.23请仔细阅读本报告末页声明图表35：2020年主要新能源运营商的风电+光伏装机量（单位：GW）资料来源：公司公告、公司官网、国盛证券研究所五大发电集团旗下上市公司中，大唐新能源、龙源电力的清洁能源装机占比较高。大唐集团旗下上市公司中，大唐新能源的新能源装机占比为100%，其中大部分为风电；而大唐发电清洁能源装机占比仅29%。国家能源集团旗下上市公司中，龙源电力的清洁能源装机占比约92%，其中最主要的部分是风电；而国电电力清洁能源占比仅25%。图表36：截至2020年五大发电集团上市公司控股装机情况（单位：MW）资料来源：北极星太阳能光伏、国盛证券研究所（注：黔源电力光伏为在建装机量）2.3“五大四小”新能源装机目标：国家能源和三峡提升空间大、目标高“十四五”期间，五大发电集团中，国家电投的新能源装机目标较容易实现，国家能源集团离规划目标最远。国家电投的“十四五”规划目标相较容易实现，对其装机量约束力较小，2021年已基本实现清洁能源装机占比60%的目标。国家能源集团、华能集团、大唐集团、华电集团等发电集团“十四五”新能源新增装机规划及清洁能源装机占比目标相对较高，超过50%，提升空间仍大，分别将提升23pcts、13pcts、12pcts和7pcts。22.7515.0014.6214.5613.0912.2211.9910.9610.656.546.226.185.845.835.715.645.475.254.964.240510152025龙源电力三峡能源华能新能源中广核风电华电福新大唐新能源黄河水电华润电力华能国际国电电力大唐发电中国电力上海电力吉电股份京能清洁能源华电国际新天绿能中国核电协鑫新能源太阳能2022年01月25日P.24请仔细阅读本报告末页声明国家能源集团、三峡集团、华能集团、华电集团“十四五”期间新能源装机规划目标较高。国家能源集团、三峡集团、华能集团、华电集团2020-2025年新能源新增装机规划分别为70-80GW、70-80GW、80GW和75GW。国家电投、大唐集团2020-2025年新能源新增装机预计分别为50GW、40GW。图表37：五大发电集团电力运营装机规划或预测资料来源：公司公告、澎湃、国盛证券研究所三、港股上市公司分析：发电结构优化，盈利能力提升3.1港股电力运营公司分为传统电力运营公司、新能源电力运营公司按照火电及新能源发电量占比，我们将港股上市电力公司分为两类。（1）一类是新能源电力运营企业，即风电、光伏发电等为主要构成部分的电力运营企业，如信义能源、新天绿色能源、大唐新能源、协和新能源、龙源电力、中广核新能源等。（2）另一类是传统电力运营企业，即火电为主要的电力构成部分的电力运营企业，如中国电力、大唐发电、华润电力、华电国际、华能国际等。2022年01月25日P.25请仔细阅读本报告末页声明图表38：部分港股电力运营公司2020年度电力构成资料来源：公司公告、国盛证券研究所（注：华润电力为售电量，黄色底为新能源电力运营企业、蓝色底为传统火电运营企业）在此基础上，我们选择了4个港股新能源电力为主的运营公司（龙源电力、信义能源、大唐新能源、中广核新能源）和5个港股传统电力为主的运营公司（中国电力、华润电力、华电国际、华能国际、大唐发电）进行分电源类型经营数据分析和业绩对比。3.2分电源类型经营数据对比：各公司扬长补短，持续优化发电结构3.2.1发电量：龙源电力乃风电龙头，中国电力扬光电之长、补风电之短从发电量上看，过往5年这些港股上市公司光伏发电量增速整体高于风电，中国电力风光发电增速均较高。新能源电力运营公司的风光发电量增速整体低于传统电力发电量增速。风电方面，中国电力风电过去5年增速高，2017-2020年CAGR为72.8%；光伏发电方面，中国电力光伏发电规模最大，华能国际、中国电力、华电国际2017-2020年光伏发电量CAGR分别为142.6%、108.2%、51.7%。2022年01月25日P.26请仔细阅读本报告末页声明图表39：港股电力运营公司发电量或售电量对比（单位：GWh）资料来源：公司公告、国盛证券研究所（注：中广核新能源、信义能源CAGR为2019-2020年；华润电力CAGR为2017-2019年；中国电力的增速为2020年同比增速；其余均为2017-2020年复合增速；信义能源为售电量；黄色底为新能源电力运营企业、蓝色底为传统火电运营企业）就风电而言，龙源电力发电量规模最大，2017-2019年中国电力风电增速高，2020年中广核新能源、大唐发电、华能国际发电量增速提升。龙源电力2020年风电发电量为43683GWh，数倍于其他上市公司，同时其发电量增速较低。中国电力风电规模较小，2017-2019年增速较快，2020年放缓。2022年01月25日P.27请仔细阅读本报告末页声明图表40：港股电力运营公司风能发电量（单位：GWh）及其YoY对比资料来源：公司公告、国盛证券研究所2020年，中国电力光伏发电规模最大，华能国际、中广核新能源光伏发电增速较高。2020年中国电力光伏发电量为4852GWh，数倍于其他港股上市公司。2020年华能国际、中广核新能源、中国电力、大唐新能源、华电国际、大唐发电光伏发电量增速分别为73%、64%、45%、44%、8%、8%。图表41：港股电力运营公司光伏发电量（单位：GWh）及其YoY对比资料来源：公司公告、国盛证券研究所3.2.2装机量及市占率：各赛道龙头地位稳固，后发者发电结构优化加速（1）新能源电力运营公司装机：龙源电力风电第一地位稳固，信义能源光伏一枝独秀过往5年，四大港股新能源电力运营公司的光伏发电装机量增速明显高于风电。风电方面，龙源电力规模最大，中广核新能源风电装机量增速较高，2017-2020年CAGR约为25.3%，龙源电力、大唐新能源风电装机量CAGR在5%-10%之间。光伏发电方面，信义能源装机量较大，大唐新能源、中广核新能源光伏发电装机量增速高，2017-2020年CAGR分别为63.5%、52.9%。-20%0%20%40%60%80%100%120%140%050001000015000200002500030000350004000045000500002017201820192020中国电力华电国际华能国际龙源电力中广核新能源大唐新能源大唐发电中国电力YoY华电国际YoY华能国际YoY龙源电力YoY中广核新能源YoY大唐新能源YoY大唐发电YoY-100%0%100%200%300%400%500%600%700%800%01000200030004000500060002017201820192020中国电力华电国际华能国际中广核新能源大唐新能源大唐发电中国电力YoY华电国际YoY华能国际YoY中广核新能源YoY大唐新能源YoY大唐发电YoY2022年01月25日P.28请仔细阅读本报告末页声明图表42：港股新能源电力运营公司装机量对比（单位：兆瓦）资料来源：公司公告、国盛证券研究所风电方面，在港股新能源电力运营公司中，龙源电力风电装机量较大，中广核新能源增速较快。2020年龙源电力风电装机量22.3GW，同比增长11%；大唐新能源风电装机量11.1GW，同比增长17%。中广核新能源风电规模较小，2020年装机量仅3.0GW，但基数小增速较高，同比增长57%。图表43：港股新能源电力运营公司风电装机量及其YoY对比（单位：兆瓦）资料来源：公司公告、国盛证券研究所光伏发电方面，在港股新能源电力运营公司中，信义能源装机量最大，大唐新能源2020年加速发展。信义能源较为专注，仅开展光伏发电业务，2020年光伏发电装机量达1.8GW，同比增长23%。中广核新能源与大唐新能源光伏发电装机规模2019年相差较大，而2020年基本相当，主要是由于2020年大唐新能源光伏发电装机同比增长372%。此外，龙源电力所属集团国家能源集团下发《国家能源集团关于加快光伏发电产业发展指导意见》指出“十四五”期间国家能源集团光伏装机量需新增25-30GW，预计龙源电力光伏装机量将新增10-12GW（2020年光伏装机不足0.5GW），未来潜力巨大。0%10%20%30%40%50%60%70%05000100001500020000250002017201820192020中广核新能源大唐新能源龙源电力中广核新能源YoY大唐新能源YoY龙源电力YoY2022年01月25日P.29请仔细阅读本报告末页声明图表44：港股新能源电力运营公司光伏装机量及其YoY对比（单位：兆瓦）资料来源：公司公告、国盛证券研究所（2）传统电力运营公司装机量：大唐发电、华能国际加速布局新能源发电过往5年，四大港股传统电力运营公司的光伏装机量增速普遍高于风电装机。风电方面，华润电力规模较大，2019-2020年中国电力、华润电力、华能国际、大唐发电风电装机量CAGR均在20%-40%之间。光伏发电方面，中国电力装机量规模较大，华能国际光伏发电装机增速最高，2019-2020年CAGR为58%；大唐发电2017-2020年光伏发电装机量CAGR为52%；华润电力2017-2020年光伏发电装机量CAGR为44%；中国电力2020年光伏装机量同比增长37%。0%50%100%150%200%250%300%350%400%02004006008001000120014001600180020002017201820192020中广核新能源大唐新能源信义能源中广核新能源YoY大唐新能源YoY信义能源YoY2022年01月25日P.30请仔细阅读本报告末页声明图表45：港股传统电力运营公司装机量对比（单位：兆瓦）资料来源：公司公告、国盛证券研究所（注：华能国际CAGR为2019-2020；中国电力水电、天然气发电CAGR为2019-2020，风电、光伏发电为2020年同比增速；华电国际燃煤、燃气CAGR为2018-2020；大唐发电生物质发电CAGR为2019-2020；其他为2017-2020年复合增速）风电方面，在港股传统电力运营公司中，华润电力风电装机量较大，大唐发电、华能国际增速较快。2020年华润电力风电装机量10.4GW，同比增长20%；大唐发电风电装机量4.7GW，同比增长43%；华能国际风电装机量8.1GW，同比增长38%。中国电力风电规模较小，2020年装机量仅2.0GW，同比增速约为30%。图表46：港股传统电力运营公司风电装机量及其YoY对比（单位：兆瓦）资料来源：公司公告、国盛证券研究所00.050.10.150.20.250.30.350.40.45020004000600080001000012000201820192020中国电力华润电力华能国际大唐发电中国电力YoY华润电力YoY华能国际YoY大唐发电YoY2022年01月25日P.31请仔细阅读本报告末页声明光伏发电方面，在港股传统电力运营公司中，中国电力装机量最大，大唐发电、华能国际增速较快。2020年，中国电力光伏发电装机量达3.4GW，同比增长37%；大唐发电、华能国际规模不及中国电力，但2020年同比增速分别高达148%、75%。图表47：港股传统电力运营公司光伏装机量及其YoY对比（单位：兆瓦）资料来源：公司公告、国盛证券研究所（3）新能源发电市占率从市占率上看，龙源电力和中国电力分别稳居风电、光伏发电龙头地位。风电方面，龙源电力的风电装机规模最大，2020年市占率约7.9%，大唐新能源、华润电力、华能国际次之，2020年市占率分别为4.0%、3.6%、2.9%。光伏发电方面，中国电力的光伏发电装机规模最大，2020年市占率约1.3%，京能清洁能源、华能国际、信义能源、大唐发电次之，2020年市占率分别为1.1%、1.0%、0.7%、0.6%。图表48：港股电力运营公司风电装机量及市占率图表49：港股电力运营公司光伏发电装机量及市占率资料来源：公司公告、国盛证券研究所（注：黄色底为新能源电力运营企业、蓝色底为传统火电运营企业）资料来源：公司公告、国盛证券研究所（注：黄色底为新能源电力运营企业、蓝色底为传统火电运营企业）0%20%40%60%80%100%120%140%160%05001000150020002500300035004000201820192020中国电力华润电力华能国际大唐发电中国电力YoY华润电力YoY华能国际YoY大唐发电YoY2022年01月25日P.32请仔细阅读本报告末页声明（4）装机预测十四五期间，港股传统电力运营公司新能源装机增速预计高于新能源电力运营公司。根据各公司所属集团的装机目标、各公司在集团的新能源装机量占比、各公司装机发展现状及未来规划，我们预测了这些港股电力运营公司2021-2025年的新能源新增装机量。2021-2025年新能源电力运营公司累计装机CAGR大约介于15%-25%。传统电力运营企业中，2021年中国电力新能源转型加速，目前已落地光伏风电项目近1000万千瓦，锁定风光项目资源2000万千瓦，在谈风光项目3000万千瓦，实现了“落地一批、锁定一批、储备一批”的良性循环，预计十四五期间累计装机CAGR为65%。大唐发电、华能国际、华电国际、华润电力2021-2025年间累计装机CAGR分别为56%、39%、38%、36%。图表50：“十四五”期间港股电力运营公司装机量及其增速预测资料来源：公司公告、国盛证券研究所预测3.2.3利用小时数：同种发电方式下，两类公司不存在明显差异从风电和光伏发电利用小时数来看，新能源电力运营商和港股传统电力运营商同种发电类型的利用小时数不存在明显差异。整体看，平均风电利用小时数大约2096小时，平均光伏发电利用小时数大约1363小时。图表51：港股电力运营公司风电利用小时数图表52：港股电力运营公司光伏发电利用小时数资料来源：公司公告、国盛证券研究所（注：黄色系为新能源电力运营企业、蓝色系为传统火电运营企业）资料来源：公司公告、国盛证券研究所（注：黄色系为新能源电力运营企业、蓝色系为传统火电运营企业）05001000150020002500201620172018201920201H21中国电力龙源电力华润电力华电国际大唐新能源中广核新能源大唐发电020040060080010001200140016001800201620172018201920201H21中国电力大唐新能源华润电力华电国际中广核新能源大唐发电2022年01月25日P.33请仔细阅读本报告末页声明3.3港股电力运营公司业绩：信义能源、中国电力、华润电力盈利水平较好3.3.1港股新能源电力运营公司业绩：龙源电力体量大、信义能源盈利能力领先本部分首先分别简要分析了龙源电力、信义能源、大唐新能源、中广核新能源的业绩情况，然后对比了各家公司的盈利能力。龙源电力风电收入占比最大，是公司主要利润来源，收入及利润增速不高。龙源电力火电收入占售电收入比例从2017年的32.6%下降到2020年的26.5%，风电占售电收入比例从2017年的65.3%提升到2020年的72.3%。2020年利润结构为火电5.1%、风电98.4%、其他-3.5%。2017-2020年龙源电力风电、火电收入CAGR分别为9%、-2%；2017-2020年龙源电力风电利润增速分别为20%、17%、3%、6%。图表53：龙源电力分部售电收入（单位：百万元）图表54：龙源电力分电源经营利润（单位：百万元）资料来源：公司公告、国盛证券研究所资料来源：公司公告、国盛证券研究所信义能源100%为光伏发电收入，2020年收入及利润增速放缓。2017-2020年收入增速分别为15%、8%、33%、8%，CAGR约为16%；毛利增速分别为15%、10%、33%、3%，CAGR约为15%。图表55：信义能源收入（单位：百万港元）图表56：信义能源毛利（单位：百万港元）资料来源：公司公告、国盛证券研究所资料来源：公司公告、国盛证券研究所0500010000150002000025000300003500020172018201920201H21其他火电风电-200002000400060008000100001200020172018201920201H21其他火电风电0%5%10%15%20%25%30%35%02004006008001000120014001600180020002017201820192020营业收入营业收入YoY0%5%10%15%20%25%30%35%40%02004006008001000120014002017201820192020毛利毛利YoY2022年01月25日P.34请仔细阅读本报告末页声明大唐新能源风电收入占比超过80%，风电收入增速不高，2020年增速有所提高。2017-2020年大唐新能源风电收入占比分别为83%、87%、89%、84%。2017-2020年风电收入增速分别为31%、12%、-2%、20%，CAGR约为9%。图表57：大唐新能源收入（单位：百万港元）图表58：大唐新能源风电收入（单位：百万港元）资料来源：公司公告、国盛证券研究所资料来源：公司公告、国盛证券研究所中广核新能源的新能源发电收入占比提升速度较快，风光收入及利润增速亦较快。中广核新能源2020年分部收入结构为韩国燃气及燃油53.3%，中国燃煤、热电联产及燃气10.8%，水电2.8%，风电23.0%（2017年占比12.1%）、光伏发电10.1%（2017年占比3.5%），新能源占比提升速度较快。2017-2020年中广核新能源风电、光伏发电收入CAGR分别为26%、44%，2018-2020年风电、光伏发电利润增速为41%、35%、44%。图表59：中广核新能源分部售电收入（单位：百万美元）图表60：中广核新能源分部售电利润（单位：百万美元）资料来源：公司公告、国盛证券研究所资料来源：公司公告、国盛证券研究所在港股新能源电力运营公司中，信义能源净利润率最高，其他公司净利润率持续提升。信义能源净利润率超过50%。2017年至今，龙源电力、大唐新能源、中广核新能源净利润率不断提升。0%5%10%15%20%25%0200040006000800010000120002017201820192020营业收入营业收入YoY-5%0%5%10%15%20%25%30%35%0100020003000400050006000700080009000100002017201820192020风电收入风电收入YoY02004006008001000120014002017201820192020中国太阳能中国风电中国水电05010015020025020172018201920201H21中国太阳能中国风电中国水电中国燃煤、热电联产及燃气韩国燃气及燃油2022年01月25日P.35请仔细阅读本报告末页声明图表61：港股新能源电力运营公司净利润率对比资料来源：公司公告、国盛证券研究所3.3.2港股传统电力运营公司业绩：中国电力、华润电力新能源占比高、盈利能力佳本部分首先分别简要分析了中国电力、华润电力、华电国际和华能国际的业绩情况，然后对比了各家公司的盈利能力。中国电力新能源转型速度较快，风光发电收入及净利润不断增长。火电占售电收入比例从2017年的72%下降到2020年的62.3%，风电占比从2017年的1.9%提升到2020年的7.1%，光伏发电占比从2017年的2.4%提升到2020年的9.6%。新能源发电收入与利润不断增长，2017-2020年风电、光伏发电收入CAGR分别为73%、78%，2017-2020年风光净利润增速分别为214%、179%、82%、8%。图表62：中国电力分部售电收入（单位：百万元）图表63：中国电力分电源净利润（单位：百万元）资料来源：公司公告、国盛证券研究所资料来源：公司公告、国盛证券研究所华润电力新能源转型速度亦较快。华润电力火电占售电收入比例从2017年的88.3%下降到80.5%，可再生能源发电收入占售电收入比例从2017年的11.7%提升到19.5%。2017-2020年，华润电力可再生能源、火电收入CAGR分别为19%、-3%，2021H1可再生能源发电收入与利润占比大幅提升。0%10%20%30%40%50%60%70%20172018201920201H21龙源电力中广核新能源大唐新能源信义能源05000100001500020000250003000020172018201920201H21光伏风电水电火电-500050010001500200025003000350020172018201920201H21光伏风电水电火电2022年01月25日P.36请仔细阅读本报告末页声明图表64：华润电力分部收入（单位：百万港元）图表65：华润电力火电与可再生能源分部利润（单位：百万港元）资料来源：公司公告、国盛证券研究所资料来源：公司公告、国盛证券研究所华电国际售电收入结构变化较小，新能源发电占比较低，光伏发电收入及利润增速较高。华电国际火电收入占售电收入比例从2017年的92.6%下降到91.8%，风电收入占售电收入比例从3.9%提升到4.3%，光伏发电收入占售电收入比例从0.3%提升到1.0%。2017-2020年华电国际火电、风电、水电、光伏发电收入CAGR分别为4%、8%、9%、67%；利润CAGR分别为-6%、3%、-18%、57%。图表66：华电国际分部收入（单位：百万元）图表67：华电国际售电收入拆分（单位：百万元）资料来源：公司公告、国盛证券研究所资料来源：公司公告、国盛证券研究所010000200003000040000500006000070000800009000020172018201920201H21煤矿开采热能供应可再生能源发电销售火电厂发电销售0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%201920201H21可再生能源火电0200004000060000800001000001200001400001600002017201820192020售煤收入售热收入售电收入010000200003000040000500006000070000800002017201820192020光伏发电水电风电火电2022年01月25日P.37请仔细阅读本报告末页声明图表68：华电国际分部毛利（单位：百万元）图表69：华电国际售电毛利拆分（单位：百万元）资料来源：公司公告、国盛证券研究所资料来源：公司公告、国盛证券研究所华能国际售电收入结构变化较小，风光发电收入及毛利增速较高。华能国际火电占售电收入比例从2017年的92.6%降低到91.8%，风电收入占售电收入比例从2.7%提升到4.2%，光伏发电收入从0.3%提升到1.0%。2017-2020年风电、光伏发电、火电、水电收入CAGR分别为23%、54%、6%、-0.3%；风光毛利同比增速分别为109%、29%、22%、36%。图表70：华能国际售电分部收入拆分（单位：百万元）图表71：华能国际售电分部毛利拆分（单位：百万元）资料来源：公司公告、国盛证券研究所资料来源：公司公告、国盛证券研究所大唐发电售电收入结构变化较小，新能源发电占比较低，光伏发电收入及利润增速相对较高。大唐发电火电收入占售电收入比例从2017年的85.8%上升到86.3%，风电收入占售电收入比例从3.9%提升到4.2%，光伏发电收入占售电收入比例从0.7%提升到0.8%。2017-2020年大唐发电火电、风电、水电、光伏发电收入CAGR分别为12.5%、15.2%、8.8%、19.6%；2020年毛利同比增速分别为-4.7%、41.7%、11.2%、1.1%。-200002000400060008000100001200014000160002017201820192020售煤售热售电02000400060008000100001200014000160002017201820192020光伏发电水电风电火电0200004000060000800001000001200001400001600001800002017201820192020光伏发电水电风电火电0500010000150002000025000300002017201820192020光伏发电水电风电火电2022年01月25日P.38请仔细阅读本报告末页声明图表72：大唐发电分部收入拆分（单位：百万元）图表73：大唐发电分部利润拆分（单位：百万元）资料来源：公司公告、国盛证券研究所资料来源：公司公告、国盛证券研究所图表74：大唐发电售电分部分电源收入拆分（单位：百万元）图表75：大唐发电售电分部分电源毛利拆分（单位：百万元）资料来源：公司公告、国盛证券研究所资料来源：公司公告、国盛证券研究所由于2021年煤价大幅提高，1H21各火电公司的单位燃料成本大幅提升。中国电力的单位燃料成本由2020年的197元/兆瓦时提升到上半年的236元/兆瓦时，相当于每度电提升了3.9分的燃料成本。华润电力由2020年的191元/千瓦时提升到294元/千瓦时，相当于每度电提升了0.103元的燃料成本。华电国际、华能国际每度电燃料成本分别提升了5.6分、4.1分。各企业发电效率逐年提升，供电煤耗逐年降低。截至1H21，中国电力、华润电力、华电国际、华能国际的煤耗率分别为301克/千瓦时、294克/千瓦时、283克/千瓦时和288克/千瓦时，较2020年每度电耗煤分别下降了2克、2克、7克和3克。-60%-40%-20%0%20%40%60%80%0200004000060000800001000001200002017201820192020其他板块煤炭板块售电及售热板块售电及售热板块YoY煤炭板块YoY其他板块YoY-700%-600%-500%-400%-300%-200%-100%0%100%200%300%400%-200002000400060008000100002017201820192020其他板块煤炭板块售电及售热板块售电及售热板块YoY煤炭板块YoY其他板块YoY-10%0%10%20%30%40%50%60%01000020000300004000050000600007000080000900002017201820192020光伏水电风电火电火电YoY风电YoY水电YoY光伏YoY02000400060008000100001200014000160001800020192020光伏水电风电火电2022年01月25日P.39请仔细阅读本报告末页声明图表76：单位燃料成本对比（单位：元/MWh）图表77：单位标准煤耗对比（单位：克/千瓦时）资料来源：公司公告、国盛证券研究所资料来源：公司公告、国盛证券研究所传统电力运营公司中，各公司火电分部的毛利率相差无几，中国电力、华润电力整体盈利能力更强，各公司盈利水平整体提升。2020年各公司火电业务毛利率大约在14%-15%，华润电力、华能国际、华电国际较2019年有所提升，大唐发电较2019年有所下降。从公司整体净利润率看，中国电力、华润电力在港股传统电力运营公司中处于较高水平，主要由于其业务结构中盈利能力较强的新能源占比较高。2017年至今，受益于发电结构的不断优化，传统电力运营公司净利润率显著提升。图表78：火电毛利率对比图表79：港股传统电力运营公司净利润率对比资料来源：公司公告、国盛证券研究所资料来源：公司公告、国盛证券研究所100120140160180200220240260280300201620172018201920201H21中国电力华润电力华电国际华能国际275280285290295300305310201620172018201920201H21中国电力华润电力华电国际华能国际9.7%12.5%12.5%15.1%14.7%14.8%14.8%14.5%0%2%4%6%8%10%12%14%16%华润电力华能国际华电国际大唐发电201920200%2%4%6%8%10%12%14%20172018201920201H21中国电力华润电力华能国际电力股份华电国际电力股份大唐发电2022年01月25日P.40请仔细阅读本报告末页声明四、估值影响因素、估值重塑的可持续性和合理性图表80：港股电力运营公司股价涨幅资料来源：Wind、国盛证券研究所（注：黄色系为新能源电力运营商，蓝色系为传统电力运营商）4.1电力运营商估值三大影响因素：企业主力能源类型、未来成长性、盈利能力第一，从发电企业类型来看，新能源电力运营商较传统电力运营商估值更高，前者被赋予成长股估值，后者被赋予周期股估值，最近一年的新能源投资热潮更是拉开了两类公司的估值差。信义能源上市后P/E很长一段时间在15倍左右，最近一年维持在20-25倍之间。龙源电力、中广核新能源两家新能源发电的营收贡献超过一半的公司，最近一年估值也获得市场认可，可得到重塑，P/E在15-20倍区间。以火电为主的电力运营商过去P/E中枢在5-10倍区间。图表81：港股电力运营公司估值（P/E）资料来源：公司公告、彭博、国盛证券研究所（注：黄色系为新能源电力运营商，蓝色系为传统电力运营商）-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%350%400%2016/1/42016/7/252017/2/132017/8/312018/3/202018/10/92019/5/22019/11/152020/6/52020/12/222021/7/14中国电力华润电力华电国际电力股份华能国际电力股份大唐发电龙源电力中广核新能源大唐新能源信义能源051015202530352016/1/12016/8/122017/3/242017/11/32018/6/152019/1/252019/9/62020/4/172020/11/272021/7/9中国电力华润电力华电国际电力股份华能国际电力股份大唐发电龙源电力中广核新能源大唐新能源信义能源2022年01月25日P.41请仔细阅读本报告末页声明第二，对于同类型的发电企业，未来新能源装机增长速度是影响电力运营商估值的另一重要因素。根据公司未来5年的规划及我们的预测，传统电力运营公司中，中国电力未来五年新能源累计装机增速最快，今年其估值也随之不断攀升，远超其他传统电力运营公司；新能源电力运营公司中，信义能源未来五年新能源累计装机增速最快，其估值同样位居新能源电力运营公司之首。图表82：“十四五”期间港股电力运营公司装机量及其增速预测资料来源：公司公告、国盛证券研究所预测（注：黄色系为新能源电力运营商，蓝色系为传统电力运营商；颜色与上图对应）第三个影响因素是盈利能力。（1）分发电类型看，火电盈利不稳定，且新能源发电在高补贴之下盈利能力更强，因此新能源电力运营公司的估值普遍高于传统电力运营公司。（2）分新能源电企和火电电企看，信义能源在港股新能源电力运营公司中盈利能力遥遥领先（2020年毛利率72.4%、净利率53.3%，其他公司净利率区间在15%-20%），市场给信义能源的估值也是最高。华润电力在港股传统电力运营公司中盈利能力较高（2020年华润电力净利率12.3%，中国电力10.0%，华电国际6.3%，华能国际1.6%），市场给华润电力的估值亦相对较高。图表83：港股电力运营公司净利润率资料来源：Wind、国盛证券研究所（注：黄色系为新能源电力运营商，蓝色系为传统电力运营商；颜色与上图对应）0%10%20%30%40%50%60%70%201620172018201920201H21中国电力华润电力华能国际电力股份华电国际电力股份大唐发电龙源电力中广核新能源大唐新能源信义能源2022年01月25日P.42请仔细阅读本报告末页声明4.2估值重塑的合理性和可持续性首先，从港股相似行业估值体系的角度看，我们认为新能源发电龙头企业合理P/E约为25倍。发电企业进行新能源转型，即使利润波动性减少且风光发电占比提升可以改善公司盈利能力，但项目回报率仍有瓶颈，与有稳定回报的公用事业性质类似，所以我们参考了公用事业行业估值。目前港股水务和垃圾处理行业公司的P/E估值在8倍以下，成长性更好的燃气行业公司的P/E集中在8-15倍。同为能源运营商的电力企业，在未来向新能源发电切换的过程中业绩具备更好的成长性，我们认为板块估值可以在15倍P/E以上。1）以火电为主、且2025年之前风光发电利润占比未超过50%的公司，合理估值在10-20倍左右，新能源占比和经营效率更高的电企P/E将接近上限20倍，盈利能力较差的在合理P/E在下限10倍附近；2）目前的新能源电力运营企业以及在可见未来（一到两年）新能源发电占比超过50%的公司，我们可以给予15倍到25倍的估值，新能源电力占比越高估值更接近上限。综上所述，我们认为电力板块仍有估值重塑的空间。图表84：港股水务公司PE图表85：港股燃气公司PE资料来源：彭博、国盛证券研究所资料来源：彭博、国盛证券研究所图表86：港股传统电力运营公司PE图表87：港股新能源电力运营公司PE资料来源：彭博、国盛证券研究所资料来源：彭博、国盛证券研究所051015202530352016/1/12017/3/242018/6/152019/9/62020/11/27光大环境绿色动力环保中国光大水务天津创业环保股份中国水务水务平均值051015202530352016/1/12017/3/242018/6/152019/9/62020/11/27中国燃气华润燃气港华燃气新奥能源燃气平均值051015202530352016/1/12017/3/242018/6/152019/9/62020/11/27中国电力华润电力华电国际电力股份华能国际电力股份大唐发电传统电力平均值051015202530352016/1/12017/3/242018/6/152019/9/62020/11/27龙源电力中广核新能源大唐新能源信义能源新能源电力平均值2022年01月25日P.43请仔细阅读本报告末页声明其次，从新能源行业角度来分析，估值重塑具有可持续性。从短期看，国家政策的支持驱动行业整体估值抬升，而新能源上游和中游企业估值过高仍会促使资金向下游电站企业外溢，电力运营商仍会是市场追逐的热点。中长期看，目前光伏和风电两大重要新能源基本上可以不依赖补贴进行扩张，电力企业对于风光装机积极性大增，其盈利成长性和现金流入稳定性将大幅改善，估值体系重构是大势所趋且可持续。2023年之前，风光发电收入占比超过50%的公司有信义能源、大唐新能源、龙源电力、中广核新能源，利润占比超过50%的公司有信义能源、大唐新能源、龙源电力、中广核新能源、华润电力、中国电力。预料电力运营商发电结构转型越快，估值切换的可能性和提升幅度越大，而部分传统电力公司（如华电国际、华能国际）转型需时，其估值切换还需要比较长的时间，在此过程中，估值或许会受市场情绪影响有所反复。图表88：港股电力运营公司风光收入占比预测图表89：港股电力运营公司风光利润占比预测资料来源：公司公告、国盛证券研究所预测（注：黄色系为新能源电力运营商，蓝色系为传统电力运营商；颜色与上图对应；大唐新能源与信义能源重合）资料来源：公司公告、国盛证券研究所预测（注：黄色系为新能源电力运营商，蓝色系为传统电力运营商；颜色与上图对应）我们建议重点关注龙源电力、信义能源、大唐新能源、华润电力、华电国际、华能国际、中国电力等。龙源电力作为风电龙头，“十四五”期间将大力发展光伏发电，预计光伏装机量可增加10-12GW，而公司2020年光伏装机量仅在0.5GW左右，光伏装机量较大的中国电力、信义能源2020年光伏装机量也仅3.4GW、1.8GW。我们一方面看好龙源电力光伏发电市占率的提升，另一方面看好光伏发电较风电成本下降潜力更大给公司带来的盈利能力改善空间。信义能源作为专注光伏发电的民营企业，公司成本管控能力更强，盈利能力远超同行。大唐新能源风电规模较大，其2020年大力发展光伏发电，光伏装机同比增长372%，光伏装机规模与中广核新能源接近，但其当前估值水平仍然较低。华润电力规划2021年新增风光装机量较2020年新增风光装机量翻倍，增速较快，预计未来1-2年内新能源发电利润占比可达到50%，且公司盈利能力领先同类型企业。华电国际与华能国际当下估值水平较低，虽然其新能源转型及估值重塑所需周期较长，但即便按照行业较低估值水平计算仍有很大的上行空间。中国电力光伏发电市占率较高，过去5年风电增速亦较高，“十四五”期间新增风光装机CAGR为65%，新能源发展未来可期。-10%10%30%50%70%90%110%201620172018201920202021E2022E2023E2024E2025E中国电力华润电力华能国际华电国际大唐发电龙源电力中广核新能源大唐新能源信义能源占比=50%占比=30%-10%10%30%50%70%90%110%201620172018201920202021E2022E2023E2024E2025E中国电力华润电力华能国际华电国际大唐发电龙源电力中广核新能源大唐新能源信义能源占比=50%占比=30%2022年01月25日P.44请仔细阅读本报告末页声明图表90：港股同业公司估值情况代码股票简称最新股价市值（亿）EPSPE2021E2022E2023E2021E2022E2023E新能源电力运营公司：0916.HK龙源电力16.062,071.490.951.111.3116.8914.4612.241811.HK中广核新能源5.99257.020.400.460.5614.8013.0410.691798.HK大唐新能源3.15229.120.240.320.3913.079.938.003868.HK信义能源4.11292.220.180.200.2323.0920.3517.95平均值0.440.520.6216.9614.4512.22传统电力运营公司：2380.HK中国电力4.30465.840.180.290.4023.6214.9410.721071.HK华电国际电力股份2.99510.930.170.520.5417.375.725.550902.HK华能国际电力股份4.291,351.100.090.510.5449.838.457.910836.HK华润电力20.65993.361.562.302.7713.248.977.45H股平均值0.150.440.4930.279.708.06600027.SH华电国际4.59416.010.180.500.6125.579.167.50600011.SH华能国际8.511,100.09-0.200.480.67-42.9617.6312.78A股平均值-0.010.490.64-8.6913.3910.14燃气行业公司：1600.HK天伦燃气9.4194.441.271.401.577.396.745.992688.HK新奥燃气130.201,471.447.818.8510.1216.6714.7212.870384.HK中国燃气14.08779.441.641.932.198.617.316.431193.HK华润燃气40.30932.552.712.983.2814.8513.5112.27平均值3.363.794.2911.8810.579.39水务行业公司：0855.HK中国水务9.52155.401.251.401.587.636.786.010371.HK北控水务集团3.04308.130.420.490.557.266.175.571257.HK中国光大绿色环保2.7556.820.610.740.834.513.743.32平均值0.760.880.996.475.564.97资料来源：Bloomberg、Wind、国盛证券研究所（注：股价和市值截止于2022年1月24日，以原始货币计，彭博一致预期）风险提示新能源装机不达预期的风险。风电和光伏发电是新能源电力装机增长的主力军，其产业链的局部供求关系（如2021年光伏发电行业上游硅料紧缺、价格过高），会影响整体装机成本及电站装机需求。市场对于电站的投资情绪有可能过度乐观。根据我们的测算，部分以火电为主要收入、利润来源的传统电力运营公司转型速度有可能低于预期，估值重塑的过程会很长，甚至存在长期无法切换的风险。2022年01月25日P.45请仔细阅读本报告末页声明电网调峰能力不足会导致新能源发电装机并网不达预期的风险。大部分新能源发电类型产生的电力并不稳定，会为电网带来压力。新能源电力“西富东贫”，供求错配也会导致弃风弃光的问题，跨区输电线路的建设进展也会影响行业增速。2022年01月25日P.46请仔细阅读本报告末页声明免责声明国盛证券有限责任公司（以下简称“本公司”）具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告仅供本公司的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。本报告的信息均来源于本公司认为可信的公开资料，但本公司及其研究人员对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告中的资料、意见及预测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，可能会随时调整。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息及资料保持在最新状态，对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司力求报告内容客观、公正，但本报告所载的资料、工具、意见、信息及推测只提供给客户作参考之用，不构成任何投资、法律、会计或税务的最终操作建议,本公司不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司及其本公司的关联机构可能会持有本报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司正在提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。本报告版权归“国盛证券有限责任公司”所有。未经事先本公司书面授权，任何机构或个人不得对本报告进行任何形式的发布、复制。任何机构或个人如引用、刊发本报告，需注明出处为“国盛证券研究所”，且不得对本报告进行有悖原意的删节或修改。分析师声明本报告署名分析师在此声明：我们具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，本报告所表述的任何观点均精准地反映了我们对标的证券和发行人的个人看法，结论不受任何第三方的授意或影响。我们所得报酬的任何部分无论是在过去、现在及将来均不会与本报告中的具体投资建议或观点有直接或间接联系。投资评级说明投资建议的评级标准评级说明评级标准为报告发布日后的6个月内公司股价（或行业指数）相对同期基准指数的相对市场表现。其中A股市场以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准，美股市场以标普500指数或纳斯达克综合指数为基准。股票评级买入相对同期基准指数涨幅在15%以上增持相对同期基准指数涨幅在5%~15%之间持有相对同期基准指数涨幅在-5%~+5%之间减持相对同期基准指数跌幅在5%以上行业评级增持相对同期基准指数涨幅在10%以上中性相对同期基准指数涨幅在-10%~+10%之间减持相对同期基准指数跌幅在10%以上国盛证券研究所北京上海地址：北京市西城区平安里西大街26号楼3层邮编：100032传真：010-57671718邮箱：gsresearch@gszq.com地址：上海市浦明路868号保利One561号楼10层邮编：200120电话：021-38124100邮箱：gsresearch@gszq.com南昌深圳地址：南昌市红谷滩新区凤凰中大道1115号北京银行大厦邮编：330038传真：0791-86281485邮箱：gsresearch@gszq.com地址：深圳市福田区福华三路100号鼎和大厦24楼邮编：518033邮箱：gsresearch@gszq.com