本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告1电力行业深度报告新机遇新挑战，绿电价值重估2022年11月03日➢煤电“重启”，意味着绿电“将死”吗？两次全国性大范围的“有序用电”之后，煤电“重启”之声不绝于耳。但在“双碳”目标下，短期的能源结构转型阵痛难以撼动长期顶层目标，全社会用能增量将主要由绿电承担。面对风光等新能源的加速发展，火电的角色定位由基核电源加速向调峰电源转变。➢装机与消纳、电量与电价的矛盾是否无解？大基地首批全面开工、二批前期筹备、三批组织申报，风光大发展如火如荼。当前新能源资源的供需错配与新能源自身出力波动性共同影响新能源消纳问题，而灵活性火电、水电（包括抽蓄）、新型储能等调节型电源的增加将消解新能源出力的时间错配，特高压外送通道的建设将改善新能源出力的空间错配，缓解装机与消纳的矛盾。自2021年陆风、集中式光伏以及2022年海风陆续进入平价上网时代之后，市场对于绿电电价的接受度大幅提升；在电力供需由松转紧的趋势下，煤价高位运行状态中煤电上网电价这一电价标杆参照系或将维持高位，绿电的电量与电价之间的矛盾也有望迎刃而解。➢绿电运营商的“钱“景如何。新能源发电行业当前仍处于“跑马圈地”阶段，对于“参赛者”而言，规模增长仍是最优先的考量。在成本端风电（含陆风与海风）与光伏在2010-2021年间平准化度电成本均大幅降低，随着风机大型化、光伏硅料产能逐步释放，风电、光伏的单位装机造价有望延续此前的下行趋势；在运项目利用小时的提升，将进一步降低度电成本，提高项目利润率。随着补贴“堰塞湖“加速解决，绿电运营商凭借其与水电、核电类似的商业模式，具备从“吞金兽”变为“印钞机”的潜力。➢投资建议：年初以来新能源板块边际利空因素较多，估值受到持续压制。但我们认为当前绿电运营商的核心价值在于“跑马圈地”阶段维持合理的项目收益率，通过装机规模的快速提升扩大经营现金流，结合低成本融资在现阶段支持新项目的滚动式发展；而在未来资本开支高峰期结束后，以折旧为主要成本的商业模式决定其有望成为与水电、核电类似的“印钞机”。推荐装机持续高增、落地执行力强的三峡能源以及加速由火电向绿电转型的申能股份、福能股份；谨慎推荐龙源电力；建议关注华电新能、中广核风电&中广核新能（H）、华能新能源、大唐新能源（H）的后续资本运作。➢风险提示：1）自然条件变化；2）电量消纳不足；3）补贴发放延迟；4）设备价格上涨。重点公司盈利预测、估值与评级代码简称股价（元）EPS（元）PE（倍）评级2021A2022E2023E2021A2022E2023E600905三峡能源5.630.200.300.3328.618.717.0推荐600642申能股份5.340.330.420.6516.012.88.2推荐600483福能股份10.900.651.231.3616.88.88.0推荐001289龙源电力17.950.760.911.1323.519.615.9谨慎推荐资料来源：Wind，民生证券研究院预测;（注：股价为2022年11月03日收盘价）推荐维持评级[Table_Author]分析师严家源执业证书：S0100521100007邮箱：yanjiayuan@mszq.com研究助理赵国利执业证书：S0100122070006邮箱：zhaoguoli@mszq.com相关研究1.公用事业行业周报（2022年第43周）：冷冬、缺电预期仍存，CCER助“双碳”目标-2022/10/302.电力月谈（2022年10月期）-2022/10/263.公用事业行业周报（2022年第42周）：海风热度有增无减，EOD模式助力绿色低碳经济-2022/10/234.公用事业行业周报（2022年第41周）：用电需求有望重回高增，循环产业促绿色低碳发展-2022/10/165.《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》点评：风光水核，并驾齐驱向“双碳”-2022/10/10行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告2目录1煤电“重启”，意味着绿电“将死”吗？.........................................................................................................................31.1煤电：先“立”后“破”，加速转型......................................................................................................................................................31.2绿电：满足增量，规模优先.............................................................................................................................................................62装机与消纳、电量与电价的矛盾是否无解？.............................................................................................................92.1遍地开花，风光建设如火如荼.........................................................................................................................................................92.2供需错配，特高压助力消纳...........................................................................................................................................................142.3电力供需由松转紧，绿电需求持续增长......................................................................................................................................183绿电运营商的“钱”景如何？...................................................................................................................................233.1跑马圈地阶段，规模增长优先.......................................................................................................................................................233.2成本仍具有下行空间.......................................................................................................................................................................273.3从“吞金兽”变为“印钞机”................................................................................................................................................................293.4绿电核心竞争点................................................................................................................................................................................374投资建议..............................................................................................................................................................425风险提示..............................................................................................................................................................43插图目录..................................................................................................................................................................44表格目录..................................................................................................................................................................46行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告31煤电“重启”，意味着绿电“将死”吗？2021、2022年连续两年夏季的极端高温少雨气候，暴露了国内电力供给偏紧的现状；而以煤电为主的火电，在保供过程中起到了关键性作用。两次全国性大范围的“有序用电”之后，政策对于煤电的态度也发生了较大的转变，呼吁“重启”之声不绝于耳。与此同时，以风电、光伏为代表的绿电，在保供期间的缺位，导致对其发展前景的预期由乐观转向悲观。但煤电“重启”，是否意味着绿电“将死”？两者在未来新型电力系统、乃至中国能源供给结构中的角色定位到底如何？1.1煤电：先“立”后“破”，加速转型1.1.1“立”足基本国情：煤炭是中国一次能源的核心，火电是电力生产的主力根据国家统计局的数据，截至2021年底，全国煤炭资源基础储量2078.9亿吨、石油基础储量36.9亿吨、天然气基础储量6.34万亿立方米。在不考虑进口部分以及生产、消费两方面增长的情况下，按照2021年的能源消费量以及基础储量计算，煤炭每年约42.3亿吨的消耗可用时间约49年，石油每年约7.2亿吨的消耗可用时间约5年，天然气每年约0.37万亿立方米可用时间约17年。“富煤、贫油、少气”的资源禀赋一方面决定了中国在能源革命到来前，煤炭在国内一次能源使用中的占比居高不下的状态；另一方面也凸显了煤炭对于中国能源自给和能源安全的战略重要性。图1：2011-2021年我国能源生产结构图2：2021年原煤生产占比67.0%资料来源：国家能源局，wind，民生证券研究院整理资料来源：国家能源局，wind，民生证券研究院整理0%20%40%60%80%100%原煤原油天然气一次电力及其他能源67.0%6.60%6.10%20.30%原煤原油天然气一次电力及其他能源行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告4图3：2011-2021年我国能源消费结构图4：2021年原煤消费占比56.0%资料来源：国家能源局，wind，民生证券研究院整理资料来源：国家能源局，wind，民生证券研究院整理2020年“双碳”目标提出伊始，在2030碳排放达峰、2060碳中和的中远期目标下，以煤电为主的火电在国内电源装机结构中的角色定位颇为尴尬，“消灭煤电”甚至“火电已死”的讨论不绝于耳，大有2011年福岛核事故后社会舆论对于核电的态度。但电源结构的改变远不像想象中的那么简单。当前，火电仍是我国电力生产的“压舱石”，截至2021年底，我国火电装机12.97亿千瓦，占全国装机容量的54.6%，占全社会发电量的67.4%。图5：2011-2021年我国分电源装机情况图6：2021年煤电装机占比46.7%（单位：万千瓦）资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理0%20%40%60%80%100%原煤原油天然气一次电力及其他能源56.0%18.5%8.9%16.6%原煤原油天然气一次电力及其他能源0%20%40%60%80%100%火电-煤电火电-气电火电-其他水电-常规水电-抽蓄核电风电光伏其他11090146.7%3545314.9%3284813.8%3065612.9%108594.6%79173.3%53262.2%36391.5%940.0%火电-煤电水电-常规风电光伏火电-气电火电-其他核电水电-抽蓄行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告5图7：2011-2021年我国分电源发电量情况图8：2021年煤电发电量占比60.0%（单位：万千瓦时）资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理1.1.2打“破”传统定位：加速由基荷主力向调峰辅助转型从建设周期来看，火电约2-3年、核电约5-7年、大型水电约7-10年，这还不包括耗时更久的前期规划、建设筹备等环节；风电、光伏的建设周期较短，仅需1-2年，但受限于自身的特性，对于电量结构的改变远远小于对于装机结构的改变。火电作为占据六成装机容量、七成发电量的主力电源，风电、光伏对其在电量结构中的替代作用在短、中期内均难有显现。尤其是占据五成以上装机容量、六成以上发电量的煤电，在气电、抽水蓄能增量有限的情况下，对于依赖其提供辅助调节的风电和光伏而言，其存在的必要性比消减其份额以提供市场空间更为重要。风电、光伏新增装机大规模并网将带来调峰等电力市场辅助服务需求的快速提升，结合部分地区火电容量电价的试点探索，火电的角色定位将由基核电源加速向调峰电源转变。图9：2021年火电投资同比增长18.3%图10：2021年火电投资占全部电源工程投资的12.1%资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理0%50%100%火电-煤电火电-气电火电-其他水电-常规水电-抽蓄核电风电光伏其他5027060.0%1301115.5%65567.8%40754.9%33604.0%28343.4%32703.9%3900.5%20.0%火电-煤电水电-常规风电核电火电-其他火电-气电光伏水电-抽蓄-30%-20%-10%0%10%20%30%050010001500亿元投资完成-火电YOY0%20%40%60%80%100%水电火电核电风电光伏行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告6图11：2021年火电新增装机同比下降18.2%图12：2021年火电新增装机占全部新增装机的26.3%资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理1.2绿电：满足增量，规模优先1.2.1“十四五”用能增量主要由绿电承担从用电侧来看，我国二产用电需求仍占据较大比重，2010-2021年二产用电占全社会用电量的比重虽由74.9%降至67.5%，但电力消费结构仍然是“生产型”而非“消费型”，电力需求增速与GDP增速的具有高相关性。我国经济仍处于较高速发展时期，此外，我国人均电力消费量尚处于碳达峰前的上升阶段，与发达国家相比还存在较大差距。随着居民收入水平的提高和终端用能电气化的推动，国内产业结构转型升级，三产以及居民生活用电提升，我国的电力需求将持续增长。据《“双碳”目标下我国能源电力系统发展前景和关键技术》预计，到2030年，我国电力需求将达到约11.1万亿千瓦时，2020-2030年年均复合增长率约4.0%，电力需求的刚性特征更为突出，需要持续不断扩大的电力生产能力才能满足需求；而在碳达峰要求之下，用电负荷的增长需要可再生能源以更快、更大规模的开发来满足。根据国家发改委等9部委联合印发的《“十四五”可再生能源发展规划》（发改能源〔2021〕1445号），“十四五”期间我国可再生能源将进入高质量跃升发展新阶段，将由能源电力消费增量补充转为增量主体，《规划》提出可再生能源在一次能源消费增量中占比超过50%、可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%。-40%-20%0%20%40%60%02000400060008000万kW新增装机容量-火电YOY0%20%40%60%80%100%水电火电核电风电光伏行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告7图13：2010-2021年全社会用电量结构图14：2010-2021年二产用电量占比超65%资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理图15：全社会用电量增速与GDP增速趋同图16：2020-2060年全社会用电量及其预测值资料来源：国家能源局，wind，民生证券研究院整理资料来源：CNKI，《“双碳”目标下我国能源电力系统发展前景和关键技术》，中电联，民生证券研究院整理1.2.212亿千瓦底线目标，适度超前发展2020年12月12日，国家主席习近平在气候雄心峰会上发表题为《继往开来，开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话，宣布中国国家自主贡献一系列新举措：“到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。”再一次强化了中国政府积极践行应对气候变化《巴黎协定》的决心。2011-2021年，我国风光发电量占全社会用电量的比重持续提升，由2010年的1.2%提升至2021年的11.7%，多年复合增长率达31.2%；同期风光装机由0.30亿千瓦增长至6.35亿千瓦，占比由3.1%提升至26.7%。若以实现2030年020000400006000080000100000亿kWh第一产业第二产业第三产业城乡居民生活0%20%40%60%80%100%第一产业第二产业第三产业城乡居民生活0%5%10%15%20%YOY-GDPYOY-用电量0%5%10%15%20%05101520万亿kWh全社会用电量YOY行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告8风光装机12亿千瓦的底线目标，2021-2030年风光装机复合增长率约7.3%。截至2020年底，国内风电、光伏装机容量分别为2.82、2.53亿千瓦，两者合计约5.35亿千瓦，根据《十四五”可再生能源发展规划》提出的2030年风电、光伏总装机12亿千瓦以上的目标，未来十年我国风电、光伏年均新增装机将超过6650万千瓦。而根据全球能源互联网发展合作组织（GEIDCO）的预测，到2030年风、光装机将分别达到8、10亿千瓦，年均复合增速分别达到11.0%、14.7%；两者合计18亿千瓦，比12亿千瓦的底线目标高出50%，对应的年均新增装机将达到1.27亿千瓦。GEIDCO预测到2060年，风、光装机将分别达到25.0、35.5亿千瓦，对应2030-2060年的30年CAGR分别为3.9%、4.3%，2020-2060年的40年CAGR分别为5.6%、6.8%。图17：分电源装机容量预测图18：部分电源类型规划装机容量对比资料来源：国家能源局，中电联，GEIDCO，民生证券研究院整理资料来源：国家能源局，中电联，GEIDCO，民生证券研究院整理图19：2030年我国电源装机结构预测（单位：亿千瓦）图20：2060年我国电源装机结构预测（单位：亿千瓦）资料来源：国家能源局，中电联，GEIDCO，民生证券研究院整理资料来源：国家能源局，中电联，GEIDCO，民生证券研究院整理020406080亿kW火电-煤电水电-常规风电光伏火电-气电火电-生物质及其他核电水电-抽蓄024681012火电-煤电水电-常规风电光伏火电-气电火电-生物质及其他核电水电-抽蓄亿kW2020A2030E10.527.6%4.411.6%8.021.0%10.026.3%1.94.9%0.82.1%1.12.9%1.13.0%0.30.7%火电-煤电水电-常规风电光伏火电-气电火电-生物质及其他核电水电-抽蓄光热5.87.2%25.031.2%35.544.3%3.24.0%1.82.2%2.53.1%1.82.2%2.53.1%2.02.5%水电-常规风电光伏火电-气电火电-生物质及其他核电水电-抽蓄光热燃氢行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告92装机与消纳、电量与电价的矛盾是否无解？2.1遍地开花，风光建设如火如荼2.1.1大基地首批全面开工、二批前期筹备、三批组织申报2021年底，国家能源局与国家发改委联合印发《关于印发第一批以沙漠、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》，提出合计规模97.05GW的第一批风光大基地项目，并要求在2022、23年两年内陆续建成并网，其中2022年底投产45.71GW，2023年底之前投产剩余51.34GW。当前第二批风光大基地清单已经下发，仍以三北地区沙漠、戈壁、荒漠地带为重点，且项目单体规模较第一批大基地项目显著提升。近日，青海省第二批大型风电光伏基地项目（预备清单）下发，共计将建设540万千瓦光伏、120万千瓦风电、40万千瓦光热以及100万千瓦/360万千瓦时储能，建设工期均为2年，预计在2024年集中投产。各省针对第三批风光大基地项目的申报已经陆续启动，多个省份已下发项目申报文件。根据某省份申报文件，第三批风光基地同样以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，延伸至适油气田、采煤沉陷区、石漠化、盐碱地等，要求坚持集约整装开发，避免碎片化；优先申报100%离网制氢项目，鼓励开发企业与国家管网集团、中国石油达成氢能运输、消纳合作，利用天然气管道推进掺氢天然气等方式，实现氢能高消纳、利用；优先申报100%以上自主调峰、自我消纳项目，不增加系统调峰压力，根据消纳能力统筹设计电源、电网、储能。图21：第一批大基地项目按省市分布资料来源：国家发改委，国家能源局，民生证券研究院整理04008001200160020002400内蒙古陕西青海甘肃吉林广西新疆辽宁宁夏河北贵州黑龙江云南山西山东四川安徽湖南万kW行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告10表1：第一批风光大基地项目布局以及投产时间省市项目类型建设规模（万千瓦）2022年投产规模（万千瓦）2023年投产规模（万千瓦）承诺利用率内蒙古风光40024016095%风光20010010095%光伏200020095%风电120606098%风光400040095%风电2001604095%风电40020020095%风光100100095%青海风光3408026084%风光1906013084%光伏3008022084%光伏1604012084%风电100406084%甘肃光伏1501005085%风光285028585%光伏100802085%风光120507085%风光200100100不低于80%陕西风光60040020095%风光30020010095%风光35020015095%宁夏光伏100100095%光伏20010010095%新疆（含建设兵团）风光100100095%光储140140095%风光20010010095%光伏100505095%辽宁风光140459595%风光1505010095%风光120408095%吉林风电30020010095%风光140014095%风光2902009095%黑龙江风电140014095%风光140014095%河北风光100100095%风电100307095%风光100010095%山西风光100752595%风光100752595%山东光伏200020095%行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告11四川风光140806095%云南风光27014812295%贵州光伏150807095%光伏150807095%广西光伏1401004095%风光2602213995%风光2007712395%安徽风光120408095%湖南光伏100505095%合计970545715134资料来源：国家发改委，国家能源局，民生证券研究院整理表2：青海省第二批大型风电光伏基地建设项目清单（预备清单）项目名称单位（万千瓦）消纳方式预计开工时间预计投产时间风电光伏光热隆发共和100万千瓦源网荷储项目3070就地消纳2022年2024年伏山共和100万千瓦源网荷储项目3070就地消纳2022年2024年中能建共和100万千瓦源网荷储项目9010就地消纳2022年2024年中电建共和100万千瓦光伏光热项目9010就地消纳2022年2024年中广核太阳能德令哈100万千瓦光伏光热项目8020就地消纳2022年2024年国能大柴旦100万千瓦风光储项目3070就地消纳2022年2024年中车德令哈100万千瓦源网荷储项目3070就地消纳2022年2024年资料来源：青海省能源局，民生证券研究院整理2.1.2地方性“十四五”新能源发展规划如雨后春笋截至2022年9月底，国内共计约26个省市已经发布该省的“十四五”新能源装机发展规划，经不完全统计合计风光装机约587.56GW，考虑到2021年风光新增装机约为102.50GW，其中风电47.57GW、光伏54.93GW，则2022-2025年合计新增装机量约为485.06GW，2021-2025年年均装机复合增速将达到15.2%。行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告12表3：部分省/市风光装机“十四五”规划序号省市风电（万千瓦）光伏（万千瓦）合计（万千瓦）1内蒙古5115326283772甘肃2480318756673山东7663427.54193.54广东2000200040005青海807300038076广西1797129530927江苏1253181630698贵州500204325439湖北5001500200010河南10001000200011宁夏4501400185012安徽3881430181813安徽3881430181814江西2001600180015海南1230500173016浙江4551245170017辽宁1000600160018四川5771019159619黑龙江1000550155020湖南531909144021西藏86386322福建41030071023天津115.5396.4511.924上海18027045025重庆37026北京11190201合计231543523358756资料来源：各省市政府网站，北极星光伏网，光伏资讯，民生证券研究院整理2.1.3平价时代，海风热度有增无减经历“抢装潮”后，2021年我国海上风电新增装机容量达1690万千瓦，同比增长170.8%，截至2021年底全国累计海上风电装机容量达2679.71万千瓦。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，推动山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾等千万千瓦级海上风电基地开发建设，发展海上风电集群。在顶层设计下，沿海多省市陆续出台“十四五”海上风电规划及支持政策。不完全统计，“十四五”期间，全国沿海省份海上风电规划总装机容量接近100GW（不含潮州、唐山、舟山等地级市规划），海上风电发展前景广阔。行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告13表4：部分沿海省/市“十四五”期间海上风电规划省份政策文件规划内容天津《天津市可再生能源发展“十四五”规划》海陆并举，加快推进远海90万千瓦海上风电项目前期准备工作。山东《2022年全省能源工作指导意见》组织实施山东省海上风电发展规划，规划总规模3500万千瓦。重点推进渤中、半岛南500万千瓦以上项目开工建设，建成并网200万千瓦。争取760万千瓦场址纳入国家深远海海上风电规划。江苏《江苏省“十四五”海上风电规划》规划海上风电场址共28个，规模909万千瓦。浙江《浙江省电力发展“十四五”规划（征求意见稿）》打造3个以上百万千瓦级海上风电基地，新增海上风电装机455万千瓦。福建漳州《漳州市“十四五”能源发展专项规划》在“十四五”期间实施500万千瓦左右的示范性工程并投产200万千瓦。，稳妥推进漳浦六鳌海上风电二期（40万千瓦）等近岸海上风电项目开发。广东《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》到2025年底，全省海上风电累计建成达到1800万千瓦，其中新增1400万千瓦，在全国率先实现平价并网。争取在“十四五”期间，粤东千万千瓦级海上风电基地开工建设1200万千瓦，其中建成投产600万千瓦；粤西千万千瓦级海上风电基地开工建设1000万千瓦，其中建成投产500万千瓦。海南《“十四五”海上风电规划》“十四五”期间规划11个场址作为近期重点项目，总开发容量为1230万千瓦。广西国家能源局先期批复全区海上风电规划装机容量750万千瓦。广东潮州《潮州市能源发展“十四五”规划》潮州南面领海线外专属经济区海域拟规划2个海上风电场址，初步规划总容量4330万千瓦河北唐山《唐山市海上风电发展规划(2022-2035年)》到2025年，唐山市累计新开工建设海上风电项目2-3个，装机容量300万千瓦；到2035年，累计新开工建设海上风电项目7-9个，装机容量1300万千瓦以上。浙江舟山《舟山市人民政府办公室关于对市八届人大一次会议第1号议案的复函》舟山清洁能源综合利用规划为近期（2021-2025年）、中期（2026-2030年）和远期（2031-2035年）三个阶段，其中近中期规划风能和光伏共1450万千瓦资料来源：各省政府网站，北极星电力网，民生证券研究院整理2022年海风全面进入平价时代，但是相较于陆风，海风安装难度更大，当前整体的造价仍相对较高，为鼓励海风发展，目前广东、山东、浙江三省均明确了海上风电“省补”政策，提高运营商的投资积极性。行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告14表5：部分省市海上风电度电成本（2019年）省市单位造价（元/kW）等效利用小时（h）度电成本（元/kWh）江苏14500-165002500-30000.538-0.645上海15000-165002800-30000.596-0.656浙江15500-165002600-28000.616-0.706广东16500-1750028000.656-0.695福建17500-185003500-40000.487-0.588资料来源：CNKI，《“十四五”中国海上风电发展关键问题》，民生证券研究院整理表6：部分省份对海上风电“省补”政策省份省补政策广东➢2022年起，省财政对省管海域未能享受国家补贴的项目进行投资补贴，项目并网价格执行我省燃煤发电基准价（平价）；➢补贴范围为2018年底前已完成核准、在2022年至2024年全容量并网的省管海域项目，对2025年起并网的项目不再补贴；➢补贴标准为2022年、2023年、2024年全容量并网项目每千瓦分别补贴1500元、1000元、500元。山东➢对2022—2024年建成并网的“十四五”海上风电项目，省财政分别按照每千瓦800元、500元、300元的标准给予补贴，补贴规模分别不超过200万千瓦、340万千瓦、160万千瓦；➢2023年底前建成并网的海上风电项目，免于配建或租赁储能设施。允许发电企业投资建设配套送出工程，由电网企业依法依规回购，推动项目早建成、早投产。浙江➢海上风电上网电价暂时执行全省燃煤发电基准价；➢2022年和2023年，全省享受海上风电省级补贴规模分别按60万千瓦和150万千瓦控制、补贴标准分别为0.03元/千瓦时和0.015元/千瓦时；➢以项目全容量并网年份确定相应的补贴标准，按照“先建先得”原则确定享受省级补贴的项目，直至补贴规模用完；➢项目补贴期限为10年，从项目全容量并网的第二年开始，按等效年利用小时数2600小时进行补贴；➢2021年底前已核准项目，2023年底未实现全容量并网将不再享受省级财政补贴。资料来源：政府网站，民生证券研究院整理2.2供需错配，特高压助力消纳随着新能源装机快速发展，新能源消纳问题成为新能源发电量提升的重要制约因素。我国的风光优质资源主要分布在三北地区（西北、华北、东北），但是我国主要电力消费负荷中心在东部沿海，新能源出力提升使得电力供需错配矛盾放大。行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告15图22：2016-2021年各省市发用电差额资料来源：国家能源局，wind，民生证券研究院整理“十三五”期间受限于外送通道的建设，以及风光电源由于自身出力对电网的冲击性较大，国内弃风、弃光率较高，消纳问题始终是悬在风光发展之路上的“达摩利克斯之剑”。“十四五”期间通过大规模的电网投资以及特高压建设，三北地区弃风、弃光率逐渐下行，但是随着第一批、第二批风光大基地项目开工建设，西部新能源基地弃风弃光率问题仍值得关注。图23：2011-2021年电网投资额CAGR为3.0%资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理-1500-1000-50005001000150020002500内蒙古云南四川山西新疆湖北贵州宁夏安徽陕西甘肃吉林福建青海黑龙江海南广西天津江西湖南辽宁重庆河南山东河北北京上海江苏浙江亿kWh2016A2017A2018A2019A2020A2021A-15%-10%-5%0%5%10%15%20%0100020003000400050006000亿元投资完成-电网YOY行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告16图24：2015-2021年各省市可再生能源电力消纳（含水电）责任权重完成情况资料来源：国家能源局，民生证券研究院整理表7：2021年主要特高压线路输送可再生电量情况线路名称年输送电量可再生电量可再生电量占比复奉直流283283100.00%锦苏直流361.9361.9100.00%宾金直流271.6271.399.90%天中直流446.1159.735.80%灵绍直流504.1116.423.10%祁韶直流271.970.926.10%雁淮直流285.750.417.60%锡泰直流185.941.622.40%鲁固直流265.410138.00%昭沂直流319.6107.833.70%吉泉直流550.6172.931.40%青豫直流151.5148.998.30%雅湖直流150.514697.00%楚穗直流217.6217.6100.00%普侨直流156.2156.2100.00%新东直流237.9237.9100.00%昆柳龙直流227.1227.1100.00%合计4887287158.70%资料来源：国家能源局，民生证券研究院整理行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告17表8：国家电网直流、交流特高压工程汇总序号工程名称电压等级投运时间/状态1晋东南-南阳-荆门1000kV交流2009年1月2云南-广东±800kV直流2010年6月3向家坝-上海±800kV直流2010年7月4锦屏-苏南±800kV直流2012年12月5淮南-浙北-上海1000kV交流2013年9月6哈密南-郑州±800kV直流2014年1月7溪洛渡左岸-浙江金华±800kV直流2014年7月8浙北-福州1000kV交流2014年12月9糯扎渡-广东±800kV直流2015年5月10锡盟-山东1000kV交流2016年7月11宁东-浙江±800kV直流2016年9月12淮南-南京-上海1000kV交流2016年11月13蒙西-天津南1000kV交流2016年11月14酒泉-湖南±800kV直流2017年6月15晋北-南京±800kV直流2017年6月16榆横-潍坊1000kV交流2017年8月17锡盟-胜利1000kV交流2017年8月18锡盟-泰州±800kV直流2017年10月19扎鲁特-青州±800kV直流2017年12月20滇西北-广东±800kV直流2018年5月21上海庙-临沂±800kV直流2019年1月22北京西-石家庄1000kV交流2019年6月23准东-皖南±1100kV直流2019年9月24苏通GIL综合管廊1000kV交流2019年9月25山东-河北环网1000kV交流2020年1月26张北-雄安1000kV交流2020年8月27蒙西-晋中1000kV交流2020年9月28驻马店-南阳(配套）1000kV交流2020年12月29乌东德-广东、广西±800kV三端混合直流2020年12月30青海-河南±800kV直流2020年12月31雅中-江西±800kV直流2021年6月32陕北-湖北±800kV直流2021年8月33南昌-长沙1000kV交流2021年12月34白鹤滩-江苏±800kV直流2022年7月35南阳-荆门-长沙1000kV交流2022年10月36武汉-荆门1000kV交流在建（2022年）37白鹤滩-浙江±800kV直流在建38福建-厦门1000kV交流年内开工39驻马店-武汉1000kV交流年内开工40金上-湖北±800kV直流拟开工41陇东-山东±800kV直流拟开工42宁夏-湖南±800kV直流拟开工43哈密-重庆±800kV直流拟开工44武汉-南昌1000kV交流拟开工45张北-胜利1000kV交流拟开工46川渝特高压交流工程1000kV交流拟开工47黄石特高压交流工程1000kV交流拟开工48大同-天津南1000kV交流前期49陕西-安徽±800kV直流前期50陕西-河南直流前期51蒙西-京津冀直流前期52甘肃-浙江直流前期行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告1853藏电送粤直流直流前期资料来源：国家电网，北极星电力网，民生证券研究院整理2.3电力供需由松转紧，绿电需求持续增长2.3.1平价提升市场接受度风电上网电价的标杆化始于2009年，当年7月20日，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号），按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为Ⅰ-Ⅳ四类风能资源区，相应标杆上网电价分别为0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦时。2014年6月5日，发改委发布了《关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格[2014]1216号），对当时尚未开始大规模发展的海上风电，制定了标杆上网电价。通知规定，2017年以前投运的近海风电项目上网电价为0.85元/千瓦时，潮间带风电项目上网电价为0.75元/千瓦时。在执行了5年后，风电标杆电价迎来首次下调，2014年底公布的《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2014]3008号）将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价降低2分/千瓦时。一年后，《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号）公布，再次将I、II、III类资源区风电标杆上网电价降低2分/千瓦时，Ⅳ类资源区降低1分/千瓦时。通知同时提前设定了2018年起的风电标杆电价，但又是在一年后，2016年12月26日发布的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2016]2729号），大幅下调2018年起的风电标杆上网电价，Ⅰ-Ⅳ四类资源区的电价相比2016-2017年分别降低了7、5、5、3分/千瓦时。2018年5月18日，国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能[2018]47号），通知提出，从当日起，尚未印发2018年风电度建设方案的省(区、市)新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价；从2019年起，各省(区、市)新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价；申报电价为合理收益条件下测算出的20年固定上网电价。2019年5月国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元；对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告19图25：2009-2020年陆上风电标杆电价/指导价资料来源：国家发改委，国家能源局，民生证券研究院整理表9：海上风电上网电价（元/kWh）政策文件主要内容海上风电近海潮带间发改价格〔2014〕1216号2014.06-2017标杆电价0.850.75发改价格〔2016〕2729号20018年标杆电价0.850.75发改价格〔2019〕882号2019年指导价0.80不得高于指导价0.75资料来源：国家发改委，国家能源局，民生证券研究院整理2018年9月13日，国家能源局发布《关于加快推进风电、光伏发电平价上网有关工作的通知（征求意见稿）》；2019年1月7日，国家发改委、国家能源局正式联合发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源[2019]19号），要求开展平价上网项目和低价上网试点项目建设，推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目（平价上网项目）；在资源条件优良和市场消纳条件保障度高的地区，引导建设一批上网电价低于燃煤标杆上网电价的低价上网试点项目（低价上网项目）。2019年4月8日，国家能源局发布《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案（征求意见稿）》，接着在5月28日发布了《关于2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知》（国能发新能[2019]49号），向着平价上网的目标加速推进。2021年6月7日，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格[2021]833号），规定：➢2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。➢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，以更好体现光伏发电、风电的绿色00.20.40.60.8元/kWhⅠ类资源区Ⅱ类资源区Ⅲ类资源区Ⅳ类资源区行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告20电力价值。与4月份的征求意见稿相比，风、光上网电价不再基本要求低于当地煤电基准价，且去除了竞争性配置和市场化交易的要求。图26：2021年各省（区、市）新建光伏发电、风电项目指导价资料来源：国家发改委，国家能源局，民生证券研究院整理2.3.2市场化交易政策频出面对急速扩容的绿电供给，对绿电市场化交易的支持政策也相继出台。2021年国家发改委、能源局连续下发三项政策支持开展绿电市场化交易。➢2021年5月，两部委印发《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》（发改体改〔2021〕339号），《通知》提出，要引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数。➢2021年6月，国家发改委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号），《通知》提出，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，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。➢2021年9月，两部委批复国网、南网公司提交的《绿色电力交易试点工作方案》，《方案》明确，绿色电力产品初期为风电和光伏发电企业上网电量，条件成熟时扩大至符合条件的水电；绿色电力交易的优先原则；绿电交易分为直接交易购买和向电网企业购买两种方式；厘清了绿色电力产品的市场化定价机制。2021年9月7日，我国正式启动绿色电力交易试点，来自全国17个省份的259家市场主体，以线上线下方式完成了79.35亿千瓦时绿色电力交易，其中，0.100.200.300.400.50-0.050.000.050.10北京天津冀北冀南山西山东蒙西辽宁吉林黑龙江蒙东上海江苏浙江安徽福建湖北湖南江西河南四川重庆陕西甘肃青海宁夏新疆广东广西云南贵州海南元kWh元kWh价差（左轴）指导价-风电/光伏（右轴）基准价-燃煤（右轴）行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告21国网经营区域成交68.98亿度，南网经营区域成交10.37亿度，这次试点交易中，成交均价较正常中长期协议增加3-5分/度，较火电基准价大约上涨2分钱。此次试点交易开启我国绿电消费新模式，可再生能源电力消纳机制逐步从保障性消纳向市场化消纳加速转型。但从广东、江苏两省的电力市场化交易情况来看，当前绿电交易规模仍较小、绿电溢价空间有限，江苏绿电成交均价甚至低于年度及月度成交均价。但持续增长的用电需求与偏紧的发电供给之间的矛盾，利好绿电的电量消纳；而煤价居高不下带来的煤电交易电价维持高位，也有助于提升绿电的交易价格水平。表10：广东、江苏两省2022年度电力市场交易情况省份市场电量（亿kWh）市场电量（亿kWh）占比市场均价（元/kWh）绿电均价（元/kWh）溢价率广东2541.646.790.3%0.497040.513893.4%江苏2647.299.240.3%0.466690.46288-0.8%资料来源：广东电力交易中心，江苏电力交易中心，民生证券研究院整理注：占比=绿电电量/市场电量，溢价率=绿电均价/市场均价-12022年推动绿电交易的相关政策持续加码，有望进一步扩大绿电交易需求。➢2022年1月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），《意见》将“探索开展绿色电力交易”单列于“构建适应新型电力系统的市场机制”项下，指出应引导有需求的用户直接购买绿色电力，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。➢2022年1月，国家发改委等7部委联合发布《促进绿色消费实施方案》（发改就业〔2022〕107号），《方案》指出，要引导用户签订绿色电力交易合同，并在中长期交易合同中单列，加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，且明确提出了建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制。➢2022年1月、5月，广州电力交易中心、北京电力交易中心相继印发《南方区域绿色电力交易规则（试行）》（广州交易〔2022〕15号）、《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》（京电交市〔2022〕24号）。《规则》强调，绿色电力交易主要包括省内绿色电力交易和省间绿色电力交易；价格方面，绿色电力交易价格由市场主体通过双边协商、挂牌交易等方式形成；绿色电力交易价格应充分体现绿色电力的电能价值和环境价值，原则上市场主体应分别明确电能量价格与绿色环境权益价格。各地地方政府也相继出台地方性绿电交易支持政策，2022年6月，江苏省发改委等部门印发《江苏省促进绿色消费实施方案》（苏发改就业发〔2022〕535号），《方案》指出，建立完善绿色电力市场化交易机制，全面提升绿色电力消纳能力；研究制定高耗能企业使用绿色电力的刚性约束机制，逐年提高绿色电力消费最低占比，到2025年，高耗能企业电力消费中绿色电力占比不低于30%。行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告22图27：广东省2022年月度绿电交易情况图28：江苏省2022年月度绿电交易情况资料来源：广东电力交易中心，民生证券研究院整理资料来源：江苏电力交易中心，民生证券研究院整理0.400.450.500.550.00.20.40.60.81.0亿kWh元/kWh成交电量成交均价燃煤均价0.350.40.450.500.20.40.60.8亿kWh元kWh成交电量成交均价燃煤均价行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告233绿电运营商的“钱”景如何？3.1跑马圈地阶段，规模增长优先面对“双碳”目标的紧迫压力和潜在的发展机遇，以电力行业为代表的各行各业纷纷摩拳擦掌，尤其是央、国企中的各家发电企业。其中，新“五大”、“五小”发电央企，有的早早布局并占得先机、有的从偏安一隅转向全面发展、有的面临较大压力急求转型。“十四五”开局之年的2021，虽然面临诸多困难，但各家企业的新能源大发展势头并未受到影响。“五大”之中，国电投全年新增风电、光伏装机容量736、1151万千瓦，风、光在运装机达到3823、4112万千瓦，分列全球第二、第一；国能投全年新增投产1087万千瓦，年度完成超千万千瓦装机；华能、华电、大唐紧随其后，年度完成装机654、578、274万千瓦。“五小”之中，三峡全年完成新增新能源装机1127万千瓦，一骑绝尘；中核、中广核、华润分别完成新能源新增装机493、448、435万千瓦；国投全年仅完成40万千瓦装机，略微掉队。巨头发力迅猛，行业竞争格局变化迅速。截至2021年底，新“五大”及“五小”十家发电央企的风、光装机容量合计达到3.26亿千瓦，全年新增7022万千瓦，风、光占比提升3.6个百分点至24.5%；十家发电央企在全国风、光总装机中占比达到60.9%，比上年同期提高13.1个百分点。其中，中广核（42.4%）、国电投（40.6%）、中核（34.0%）、三峡（25.7%）与华润（25.6%）5家企业的风、光占比超过全国平均水平（24.5%）。（注：百分比为截至2021年末风光装机占比）图29：2021年10大发电央企旗下子公司风电、光伏装机容量及占比资料来源：wind，民生证券研究院整理在国内“五大”、“五小”发电央企旗下新能源主力平台中，以2021年底风光装机规模进行对比，华电整合集团内所有风光资产打造的全新华电新能，以2737万千瓦的装机一举超越龙源电力成为国内新能源第一平台；龙源电力以2482万千瓦装机屈居次席；2021年三峡能源完成新增装机728万千瓦，同比增长46.6%，截至2021年末，以2290万千瓦的装机迅速拉近与前两名的差距。同为发电央企0%20%40%60%80%050010001500200025003000华电新能龙源电力三峡能源中广核风电华能新能源华润电力华能国际黄河水电大唐新能源中国电力中国核电上海电力国电电力京能清洁能源吉电股份大唐发电太阳能新天绿能中广核新能源节能风电万kW装机容量-风电+光伏YoY行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告24旗下核心新能源平台的中广核风电、华能新能源、大唐新能源，这3家企业均处于1300-1700万千瓦的区间；从全年发电量来看，龙源电力的525亿千瓦时也大幅领先于其他5家，5位同业的年发电量仍处于330-470亿千瓦时的区间内。从发展势头来看，6家头部新能源运营商中，，除去通过资产整合成为行业龙头的华电新能，余下5家中，三峡能源增速最快，2016-2021年装机容量、发电量的年均复合增速分别达到28.5%、42.5%。同期装机CAGR超过10%的还有中广核风电。“十三五”期间，国内弃风、弃光情况逐渐改善，6家新能源运营商2016-2021年电量CAGR均超过10%。此外，2021年风光装机达到千万千瓦级的还有国电投旗下的黄河水电以及两家快速转型的传统火电运营商华润电力、华能国际，且装机规模排名第10的中国电力距离1000万千瓦差距仅有63万千瓦的装机。10家头部运营公司的风、光装机合计达到1.73亿千瓦，占10家发电央企总规模的53.0%、占全国总规模的32.3%。图30：2019-2021年华电新能风电及光伏装机容量CAGR为27.3%图31：2019-2021年华电新能风电及光伏发电量CAGR为22.5%资料来源：公司公告，民生证券研究院整理资料来源：公司公告，民生证券研究院整理图32：2016-2021年龙源电力风电及光伏装机容量CAGR为6.5%图33：2016-2021年龙源电力风电及光伏发电量CAGR为11.4%资料来源：公司公告，民生证券研究院整理资料来源：公司公告，民生证券研究院整理0%10%20%30%40%050010001500200025003000万kW装机容量-华电新能YOY0%10%20%30%40%0100200300400500亿kWh发电量-华电新能YOY0%2%4%6%8%10%12%050010001500200025003000万kW装机容量-龙源电力YOY0%5%10%15%20%25%0100200300400500600亿kWh发电量-龙源电力YOY行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告25图34：2016-2021年三峡能源风电及光伏装机容量CAGR为28.5%图35：2016-2021年三峡能源风电及光伏发电量CAGR为27.7%资料来源：公司公告，民生证券研究院整理资料来源：公司公告，民生证券研究院整理图36：2016-2021年中广核风电风电及光伏装机容量CAGR为20.0%图37：2016-2021年中广核风电风电及光伏发电量CAGR为18.1%资料来源：公司公告，民生证券研究院整理资料来源：公司公告，民生证券研究院整理图38：2016-2021年华能新能源风电及光伏装机容量CAGR为7.7%图39：2016-2021年华能新能源风电及光伏发电量CAGR为12.5%资料来源：公司公告，民生证券研究院整理资料来源：公司公告，民生证券研究院整理0%10%20%30%40%50%05001000150020002500万kW装机容量-三峡能源YOY0%10%20%30%40%50%0100200300400亿kWh发电量-三峡能源YOY0%10%20%30%40%50%60%05001000150020002500万kW装机容量-中广核风电YOY-40%-20%0%20%40%60%0100200300400500亿kWh发电量-中广核风电YOY0%5%10%15%20%0500100015002000万kW装机容量-华能新能源YOY0%10%20%30%40%0100200300400亿kWh发电量-华能新能源YOY行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告26图40：2016-2021年大唐新能源风电及光伏装机容量CAGR为9.0%图41：2016-2021年大唐新能源风电及光伏发电量CAGR为16.3%资料来源：公司公告，民生证券研究院整理资料来源：公司公告，民生证券研究院整理从营收体量来看，龙源电力业务中仍保留火电及煤炭销售业务，2021年实现营收372亿元，同比29.2%，2016-2021年多年复合增速达11.3%，大幅领先于其余5家；华电新能突破200亿元大关，实现营收216亿元；其余四家营收介于150-200亿元之间，三峡能源、中广核风电、华能新能源、大唐新能源4家2016-2021年营收的年均复合增速分别达到24.5%、21.5%、11.3%、14.9%；整体来看2021年各家运营商的营收增速与发电量增速基本一致，代表着电价水平相对稳定。图42：2019-2021年华电新能营收CAGR为19.4%图43：2016-2021年龙源电力营收CAGR为11.3%资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理0%5%10%15%20%25%30%050010001500万kW装机容量-大唐新能源YOY0%5%10%15%20%25%30%050100150200250300亿kWh发电量-大唐新能源YOY0%10%20%30%40%050100150200250亿元营业收入-华电新能YOY0%10%20%30%40%0100200300400亿元营业收入-龙源电力YOY行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告27图44：2016-2021年三峡能源营收CAGR为24.5%图45：2016-2021年中广核风电营收CAGR为21.5%资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理图46：2016-2021年华能新能源营收CAGR为11.3%图47：2016-2021年大唐新能源营收CAGR为14.9%资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理3.2成本仍具有下行空间3.2.1风电、光伏降本趋势不改度电成本下行是提高新能源运营商投资收益的重要因素之一，度电成本的下降主要由装机成本降低与利用小时数提高推动。根据国际可再生能源署的数据，风电（含陆风与海风）与光伏在2010-2021年间平准化度电成本（简称“LCOE”）均大幅降低，其中陆上风电LCOE由2010年的0.089美元/千瓦下降0.056美元/千瓦至2021年的0.033美元/千瓦，多年降本CAGR达到-8.6%；海上风电LCOE由2010年的0.162美元/千瓦下降0.087美元/千瓦至2021年的0.075美元/千瓦，多年降本CAGR达到-6.8%；光伏LCOE由2010年的0.381美元/千瓦下降0.333美元/千瓦至2021年的0.048美元/千瓦，多年降本CAGR达到-17.2%，0%10%20%30%40%050100150200亿元营业收入-三峡能源YOY0%10%20%30%40%50%050100150200亿元营业收入-中广核风电YOY0%5%10%15%20%25%30%050100150200亿元营业收入-华能新能源YOY0%5%10%15%20%25%30%050100150亿元营业收入-大唐新能源YOY行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告282010-2021年光伏LOCE下降幅度达到87.4%，远高于陆风与海风。从总装机成本来看，尽管组件价格自年初以来一路上行，光伏电站建设成本上涨，但从长时间维度来看，光伏总安装成本表现出大幅的下降，总装机成本由2010年的4731美元/千瓦下降3874美元/千瓦至2021年的857美元/千瓦，多年降本CAGR达到-14.4%，2010-2021年光伏单位造价下降幅度达到81.9%，远高于陆风与海风。风机成本的快速下行推动风电总装机成本快速下行，陆风总装机成本由2010年的1971美元/千瓦下降646美元/千瓦至2021年的1325美元/千瓦，多年降本CAGR达到-3.5%；海上风电总装机成本由2010年的4706美元/千瓦下降1848美元/千瓦至2021年的2858美元/千瓦，多年降本CAGR达到-4.4%。随着风机大型化、光伏硅料产能逐步释放，风电、光伏的单位装机造价有望延续此前的下行趋势。表11：2010-2021年风电与光伏度电成本变动情况总安装成本利用率LCOE（2021USD/kW）%（2020USD/kW）20102021变动20102021变动20102021变动光伏4731857-81.9%1417.222.9%0.3810.048-87.4%陆上风电19711325-32.8%2738.843.7%0.0890.033-62.9%海上风电47062858-39.3%3839.23.2%0.1620.075-53.7%资料来源：国际能源署，民生证券研究院整理图48：不同尺寸陆上风机招标价格图49：2021年至今组件价格变化趋势资料来源：北极星风电网，民生证券研究院整理资料来源：Pvinfolink，民生证券研究院整理3.2.2利用小时具备提升潜力通过《可再生能源法》等一系列相关政策条例的保驾护航，风电、光伏的弃电率水平自2016年后持续下降。截至2021年，全年平均弃风率由2019年的4%010002000300040005000元/W2MW2.5MW3MW陆上平均00.511.522.5元/W单面单玻PERC组件-182mm行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告29降至3%、弃光率连续两年保持在2%的水平，进一步下行的空间相对有限。通过降低弃电率水平提高风电、光伏利用小时这条途径，未来继续挖掘潜力的意义较小。但通过运维管理的优化、设备的升级改造、甚至类似于火电“上大压小”替代等途径，进一步提升风电、光伏的利用小时，仍有较大潜力。以华电在广西的马山杨圩风电场为例，其可研设计利用小时为2415小时，2020年一期项目年可利用小时数达3539小时，超出可研近五成；较同期广西、全国风电平均利用小时分别提高31.0%、71.4%。另以华能河南安阳汤阴风电场为例，其2018年底建成并网，使用远景能源第一代2.XMW机组匹配120米塔筒和121米风轮，如果采用第三代3.XMW机组匹配150米塔筒和156米风轮，则年利用小时可增加800小时至3000小时以上。此外，随着风电开发由陆地走向大海、乃至未来走向远海区，利用小时数有望达到4000小时及以上，与目前的水电、火电利用小时基本处于同一水平。光伏虽然最大利用小时数的极限值较低，但技术迭代更快，目前不到1300的平均利用小时数同样具有较大提升潜力。在运项目利用小时的提升，将进一步降低度电成本，提高项目利润率。图50：2021年我国弃风率已降至3.1%图51：2021年我国弃光率已降至2.1%资料来源：国家能源局，民生证券研究院整理资料来源：国家能源局，民生证券研究院整理3.3从“吞金兽”变为“印钞机”3.3.1应收账款“堰塞湖”或将加速解决2006年1月20日印发的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号）中规定：可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式。政府指导价即通过招标确定的中标价格；可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等，通过向电力用户征收电价附加的方式解决。即电网和发电企业实时结算的电价部分为当地煤电标杆电价，其余部分需要等待可再生0%5%10%15%20%弃风率0%2%4%6%8%10%12%弃光率行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告30能源补贴到账后下发。因此在风电、光伏的上网电价结构中，煤电标杆电价占据着重要地位，超出煤电标杆电价的部分因为可再生能源补贴发放的延迟问题，导致运营企业产生了较大的应收账款“堰塞湖”。以前述6家头部新能源运营商为例，截至2021年末：➢华电新能应收账款达到311.82亿元，同比增长53.6%；➢龙源电力应收账款达到270.70亿元，同比增长25.3%；➢三峡能源应收账款达到193.42亿元，同比增长51.9%；➢中广核风电应收账款达到256.73亿元，同比增长78.8%；➢华能新能源应收账款达到238.90亿元，同比增长58.5%；➢大唐新能源应收账款达到164.71亿元，同比增长32.8%。图52：2021年华电新能应收账款同比增长53.6%图53：2021年龙源电力应收账款同比增长25.3%资料来源：wind，民生证券研究院整理资料来源：wind，民生证券研究院整理图54：2021年三峡能源应收账款同比增长51.9%图55：2021年中广核风电应收账款同比增长78.8%资料来源：wind，民生证券研究院整理资料来源：wind，民生证券研究院整理0%10%20%30%40%50%60%0100200300400亿元应收账款-华电新能YOY-40%-20%0%20%40%60%050100150200250300亿元应收账款-龙源电力YOY0%10%20%30%40%50%60%050100150200250亿元应收账款-三峡能源YOY-40%-20%0%20%40%60%80%100%050100150200250300亿元应收账款-中广核风电YOY行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告31图56：2021年华能新能源应收账款同比增长58.5%图57：2021年大唐新能源应收账款同比增长32.8%资料来源：wind，民生证券研究院整理资料来源：wind，民生证券研究院整理对比各年度期末应收账款余额和全年净利润、营业收入、经营净现金流以及期末净资产，可以发现应收账款对企业经营造成了影响。同样以这6家公司为例：➢期末应收账款/当年净利润：6家公司在2021年度的比值均在300%以上，最高的是大唐新能源，达到了9倍；2016-2021年均值均超过250%，大唐新能源接近9.5倍。➢期末应收账款/当年营业收入：除龙源电力外，其他5家公司在2021年度的比值均在100%以上，即期末应收账款大于全年营业收入；而2016-2021年均值也都接近100%上下。龙源电力的比值较低，主要是因为其有一定体量的装机是火电，营收中没有补贴部分。➢期末应收账款/当年经营净现金流：6家公司在2021年度的比值在150%以上，除龙源电力外，其余5家甚至在200%以上；2016-2021年均值基本在1倍以上，华电新能甚至超过2倍。➢期末应收账款/期末净资产：6家公司在2021年度的比值在25%以上，华能新能源、大唐新能源、华电新能超过50%；2016-2020年均值在20%以上。-50%0%50%100%150%050100150200250300亿元应收账款-华能新能源YOY-100%-50%0%50%100%150%050100150200亿元应收账款-大唐新能源YOY行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告32图58：2011-2021年5家新能源运营商应收账款/净利润图59：2011-2021年6家新能源运营商应收账款/营业收入资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理图60：2011-2021年6家新能源运营商应收账款/经营净现金流图61：2011-2021年6家新能源运营商应收账款/净资产资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理2017年8月31日，国家能源局发布《关于公布风电平价上网示范项目的通知》，位于河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆5省、总规模70.7万千瓦的13个项目成为首批风电平价上网示范项目。2019年7月31日，13个项目中的中核汇能甘肃玉门黒崖子50MW平价风电示范项目并网，成为全国首个并网发电的平价风电示范项目。随着上网电价下调带来的新增补贴金额增长趋缓、存量补贴金额的稳步提升、平价项目的陆续投产，补贴造成的应收账款“堰塞湖”有望逐步回落。2021年中央政府性基金的收、支预算中，可再生能源电价附加收入及支出安排金额均低于2020年的预算数和执行数。0%200%400%600%800%龙源电力三峡能源华能新能源中广核风电华电新能0%50%100%150%200%龙源电力三峡能源华能新能源中广核风电华电新能大唐新能源0%100%200%300%400%龙源电力三峡能源华能新能源中广核风电华电新能大唐新能源0%20%40%60%80%100%龙源电力三峡能源华能新能源中广核风电华电新能大唐新能源行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告33图62：2012-2021年可再生能源电价附加收入预算图63：可再生能源电价附加收入的预算数及执行数资料来源：财政部，民生证券研究院整理资料来源：财政部，民生证券研究院整理图64：2012-2021年可再生能源电价附加支出预算图65：可再生能源电价附加支出的预算数及执行数资料来源：财政部，民生证券研究院整理资料来源：财政部，民生证券研究院整理2022年8月，南方电网发布《关于成立广州可再生能源发展结算服务有限公司的通知》《通知》指出：国家发改委、财政部、国务院国资委授权设立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司统筹解决可再生能源发电补贴问题。广州可再生能源结算服务公司由南方电网牵头设立，承担南方电网负责区域可再生能源补贴资金管理业务，解决可再生能源补贴问题。预计北京可再生能源结算服务公司或由国家电网牵头设立，承担国网负责区域可再生能源补贴资金管理业务。此次《通知》明确可再生能源结算服务公司承担政策性任务，在财政拨款基础上，对于补贴资金缺口按照市场化原则通过专项融资解决，目前最困扰绿电运营商的存量补贴欠款有望加速下发。从《通知》来看，可再生能源补贴缺口专项融资解决方案已明确，并已经在逐步落地，存量补贴欠款“堰塞湖”问题有望加速解决。3.3.2风、光商业模式近于水、核，具备成为“印钞机”的潜质-50%0%50%100%150%02004006008001000亿元中央政府性基金收入预算-可再生能源电价附加YOY02004006008001000亿元中央政府性基金收入预算-可再生能源电价附加中央政府性基金收入执行-可再生能源电价附加-50%0%50%100%150%02004006008001000亿元中央政府性基金支出预算-可再生能源电价附加YOY02004006008001000亿元中央政府性基金支出预算-可再生能源电价附加中央政府性基金支出执行-可再生能源电价附加行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告34对比水、火、核、风、光五大电源类型的生产流程，火、核两种电源类型在生产流程中需要消耗燃料（煤炭、天然气、核燃料等），而水、风、光是对水能、风能、太阳能的直接利用，目前除部分地区的水电需要支付水资源费（2017年12月1日起改为水资源税，计入税金及附加）外，并不需要对上游“原材料”进行付费。因此，水、风、光三种电源类型的盈利模式较为相似，成本端主要是固定资产折旧以及人员、运维等费用。对比6家头部新能源运营商和3家头部水电运营商的关键财务指标：➢毛利率：2021年，6家新能源运营商毛利率均值为49.6%，3家水电运营商均值为59.2%；2016-2021年6家新能源和3家水电企业的均值分别为48.4%、59.9%。剔除有一定规模火电资产的龙源电力后，5家新能源运营商2021年毛利率均值为52.5%，2016-2021年均值为51.0%。➢净利率：2021年，6家新能源运营商净利率均值为28.8%，3家水电运营商均值为37.7%；2016-2021年6家新能源和3家水电企业的均值分别为25.5%、36.3%。剔除有一定规模火电资产的龙源电力后，5家新能源运营商2021年净利率均值为30.7%，2016-2021年均值为26.7%。➢ROE：2021年，6家新能源运营商ROE均值为10.1%，3家水电运营商均值为11.5%；2016-2021年6家新能源和3家水电企业的均值分别为9.5%、12.4%。➢ROA：2021年，6家新能源运营商ROA均值为3.6%，3家水电运营商均值为5.3%；2016-2021年6家新能源和3家水电企业的均值分别为3.2%、5.1%。由此可见，风电运营商的利润率水平接近于水电，大幅高于火电，甚至略高于同样有“印钞机”美誉的核电。随着补贴问题的逐步消解，风电运营的丰厚利润将成为和水、核一样实实在在的强劲现金流。图66：2011-2021年6家新能源运营商毛利率图67：2011-2021年3家水电运营商毛利率资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理0%20%40%60%80%龙源电力三峡能源华电新能中广核风电华能新能源大唐新能源0%20%40%60%80%长江电力华能水电雅砻江水电行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告35图68：2011-2021年6家新能源运营商净利率图69：2011-2021年3家水电运营商净利率资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理图70：2011-2021年6家新能源运营商ROE图71：2011-2021年3家水电运营商ROE资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理图72：2011-2021年6家新能源运营商ROA图73：2011-2021年3家水电运营商ROA资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理-10%0%10%20%30%40%50%龙源电力三峡能源华电新能中广核风电华能新能源大唐新能源0%10%20%30%40%50%长江电力华能水电雅砻江水电-5%0%5%10%15%20%龙源电力三峡能源华电新能中广核风电华能新能源大唐新能源0%5%10%15%20%25%30%长江电力华能水电雅砻江水电-2%0%2%4%6%龙源电力三峡能源华电新能中广核风电华能新能源大唐新能源0%2%4%6%8%10%长江电力华能水电雅砻江水电行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告36图74：2011-2021年A股火电板块毛利率&净利率图75：2011-2021年A股火电板块ROE&ROA资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理图76：2011-2021年中国核电&中国广核毛利率图77：2011-2021年中国核电&中国广核净利率资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理图78：2011-2021年中国核电&中国广核ROE图79：2011-2021年中国核电&中国广核ROA资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理-10%0%10%20%30%40%毛利率-火电净利率-火电-10%-5%0%5%10%15%20%ROE-火电ROA-火电0%10%20%30%40%50%60%中国核电中国广核0%10%20%30%40%中国核电中国广核0%5%10%15%20%25%30%中国核电中国广核0%1%2%3%4%5%中国核电中国广核行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告373.4绿电核心竞争点在对比运营商的营收、装机规模、盈利能力之后，当前时点绿电运营商的核心价值在于“跑马圈地”下的装机增长，通过不断增长的装机在合理的项目收益率下持续创造稳定的现金流，进一步支持运营商投资新的优质项目资产，同时获益于产业链上游的成本下行与运营效率提升效率以及新能源补贴欠款的改善，运营商的现金流情况进一步改善，良性的循环发展模式即运营商通过运营项目带来的现金流快速回笼实现新的项目投资，完成自身的内生增长。那么在分析绿电运营商时，核心的关注其高资本开支下的现金流情况与融资成本情况，这两点关系到绿电运营商的内循环增长是否顺利的开展。3.4.1高资本开支与稳定现金流在各家跑马圈地加速扩张规模时，年度的资本开支得到稳定的现金流支持。以前述6家头部新能源运营商为例，2021年：➢华电新能资本开支为283亿元，经营性现金流为99亿元（2021年12月完成增资引战150亿元）；➢龙源电力资本开支为177亿元，经营性现金流为168亿元；➢三峡能源资本开支为299亿元，经营性现金流为88亿元（2021年6月A股IPO融资227亿元）；➢中广核风电资本开支为287亿元，经营性现金流为122亿元（2021年11月完成增资引战305亿元）；➢华能新能源资本开支为113亿元，经营性现金流为86亿元；➢大唐新能源资本开支为82亿元，经营性现金流为60亿元。图80：2019-2021年华电新能资本开支CAGR为40.9%图81：2016-2021年华电新能经营现金流CAGR为-3.4%资料来源：wind，民生证券研究院整理资料来源：wind，民生证券研究院整理0%20%40%60%80%050100150200250300亿元资本开支-华电新能YOY-15%-10%-5%0%5%10%020406080100120亿元经营净现金流-华电新能YOY行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告38图82：2016-2021年龙源电力资本开支CAGR为7.9%图83：2016-2021年龙源电力经营现金流CAGR为7.8%资料来源：wind，民生证券研究院整理资料来源：wind，民生证券研究院整理图84：2016-2021年三峡能源资本开支CAGR为25.1%图85：2016-2021年三峡能源经营现金流CAGR为18.1%资料来源：wind，民生证券研究院整理资料来源：wind，民生证券研究院整理图86：2016-2021年中广核风电资本开支CAGR为25.5%图87：2016-2021年中广核风电经营现金流CAGR为17.2%资料来源：wind，民生证券研究院整理资料来源：wind，民生证券研究院整理-40%-20%0%20%40%60%80%100%050100150200250亿元资本支出-龙源电力YOY-40%-20%0%20%40%050100150200亿元经营净现金流-龙源电力YOY-40%-20%0%20%40%60%80%100%0100200300400亿元资本支出-三峡能源YOY-10%0%10%20%30%40%50%020406080100亿元经营净现金流-三峡能源YOY-40%-20%0%20%40%60%80%0100200300400亿元资本支出-中广核风电YOY-20%0%20%40%60%050100150亿元经营净现金流-中广核风电YOY行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告39图88：2016-2021年华能新能源资本开支CAGR为7.5%图89：2016-2021年华能新能源经营现金流CAGR为3.3%资料来源：wind，民生证券研究院整理资料来源：wind，民生证券研究院整理图90：2016-2021年大唐新能源资本开支CAGR为6.2%图91：2016-2021年大唐新能源经营现金流CAGR为9.1%资料来源：wind，民生证券研究院整理资料来源：wind，民生证券研究院整理图92：6家新能源运营商净现比变化情况资料来源：wind，民生证券研究院整理注：净现比=经营活动产生的现金流量净额/净利润-50%0%50%100%150%200%050100150亿元资本支出-华能新能源YOY-15%-10%-5%0%5%10%15%657075808590亿元经营净现金流-华能新能源YOY-40%-20%0%20%40%60%020406080100亿元资本开支-大唐新能源YOY-100%-50%0%50%100%020406080亿元经营净现金流-大唐新能源YOY行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告40图93：5家新能源运营商收现比变化情况资料来源：wind，民生证券研究院整理注：收现比=销售商品、提供劳务收到的现金/营业收入3.4.2融资成本持续下行受益于整体利率环境的宽松，作为央企集团重要的新能源运营平台，5家新能源运营商的整体发债融资利率不断下行。以龙源电力为例，其作为国家能源集团旗下重要新能源平台，信用状况良好，多年来维持AAA主体评级。2010年以来，龙源电力已经累计发行债券融资2914亿元，其中，自2015年开始主要通过滚动发行超短期融资券融资，整体发债融资成本已经降至2%左右。图94：国债收益率变动情况图95：龙源电力债券利率变动情况资料来源：wind，民生证券研究院整理资料来源：wind，民生证券研究院整理0%1%2%3%4%5%国债到期收益率:1年国债到期收益率:3年国债到期收益率:5年国债到期收益率:10年线性(国债到期收益率:1年)0%2%4%6%8%票面利率线性(票面利率)行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告41图96：三峡能源债券利率变动情况图97：中广核风电债券利率变动情况资料来源：wind，民生证券研究院整理资料来源：wind，民生证券研究院整理图98：华能新能源债券利率变动情况图99：大唐新能源债券利率变动情况资料来源：wind，民生证券研究院整理资料来源：wind，民生证券研究院整理0%1%2%3%4%5%6%票面利率线性(票面利率)0%2%4%6%8%票面利率线性(票面利率)0%1%2%3%4%5%6%票面利率线性(票面利率)0%2%4%6%8%票面利率线性(票面利率)行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告424投资建议年初以来新能源板块边际利空因素较多，估值受到持续压制。但我们认为当前绿电运营商的核心价值在于“跑马圈地”阶段维持合理的项目收益率，通过装机规模的快速提升扩大经营现金流，结合低成本融资在现阶段支持新项目的滚动式发展；而在未来资本开支高峰期结束后，以折旧为主要成本的商业模式决定其有望成为与水电、核电类似的“印钞机”。推荐装机持续高增、落地执行力强的三峡能源以及加速由火电向绿电转型的申能股份、福能股份；谨慎推荐龙源电力；建议关注华电新能、中广核风电&中广核新能（H）、华能新能源、大唐新能源（H）的后续资本运作。图100：2020年至今风电、光伏板块PE变动情况图101：2020年至今风电、光伏板块PB变动情况资料来源：wind，民生证券研究院整理资料来源：wind，民生证券研究院整理-100-50050100150200光伏风电电力0123456光伏风电电力行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告435风险提示1）自然条件变化：风电、光伏发电情况与风力、光照等自然因素直接相关，若项目所在地自然条件发生不利变化，将导致发电量下降。2）电量消纳不足：当电网的调峰能力不足、消纳能力有限或送出通道受限，可能导致产生弃风限电、弃光限电，影响上网电量。3）补贴发放延迟：可再生能源补贴发放周期较长，导致应收账款规模逐年增大，如不能及时回收将影响经营现金流。4）设备价格上涨：大规模抢装导致风电、光伏设备短期内供不应求，推动设备价格快速上涨，将影响新建项目的收益率。行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告44插图目录图1：2011-2021年我国能源生产结构.............................................................................................................................................3图2：2021年原煤生产占比67.0%....................................................................................................................................................3图3：2011-2021年我国能源消费结构.............................................................................................................................................4图4：2021年原煤消费占比56.0%....................................................................................................................................................4图5：2011-2021年我国分电源装机情况.........................................................................................................................................4图6：2021年煤电装机占比46.7%（单位：万千瓦）..................................................................................................................4图7：2011-2021年我国分电源发电量情况.....................................................................................................................................5图8：2021年煤电发电量占比60.0%（单位：万千瓦时）..........................................................................................................5图9：2021年火电投资同比增长18.3%...........................................................................................................................................5图10：2021年火电投资占全部电源工程投资的12.1%................................................................................................................5图11：2021年火电新增装机同比下降18.2%.................................................................................................................................6图12：2021年火电新增装机占全部新增装机的26.3%................................................................................................................6图13：2010-2021年全社会用电量结构...........................................................................................................................................7图14：2010-2021年二产用电量占比超65%.................................................................................................................................7图15：全社会用电量增速与GDP增速趋同.....................................................................................................................................7图16：2020-2060年全社会用电量及其预测值..............................................................................................................................7图17：分电源装机容量预测.................................................................................................................................................................8图18：部分电源类型规划装机容量对比............................................................................................................................................8图19：2030年我国电源装机结构预测（单位：亿千瓦）............................................................................................................8图20：2060年我国电源装机结构预测（单位：亿千瓦）............................................................................................................8图21：第一批大基地项目按省市分布................................................................................................................................................9图22：2016-2021年各省市发用电差额.........................................................................................................................................15图23：2011-2021年电网投资额CAGR为3.0%.........................................................................................................................15图24：2015-2021年各省市可再生能源电力消纳（含水电）责任权重完成情况..................................................................16图25：2009-2020年陆上风电标杆电价/指导价..........................................................................................................................19图26：2021年各省（区、市）新建光伏发电、风电项目指导价..............................................................................................20图27：广东省2022年月度绿电交易情况.......................................................................................................................................22图28：江苏省2022年月度绿电交易情况.......................................................................................................................................22图29：2021年10大发电央企旗下子公司风电、光伏装机容量及占比...................................................................................23图30：2019-2021年华电新能风电及光伏装机容量CAGR为27.3%.....................................................................................24图31：2019-2021年华电新能风电及光伏发电量CAGR为22.5%.........................................................................................24图32：2016-2021年龙源电力风电及光伏装机容量CAGR为6.5%.......................................................................................24图33：2016-2021年龙源电力风电及光伏发电量CAGR为11.4%.........................................................................................24图34：2016-2021年三峡能源风电及光伏装机容量CAGR为28.5%.....................................................................................25图35：2016-2021年三峡能源风电及光伏发电量CAGR为27.7%.........................................................................................25图36：2016-2021年中广核风电风电及光伏装机容量CAGR为20.0%.................................................................................25图37：2016-2021年中广核风电风电及光伏发电量CAGR为18.1%.....................................................................................25图38：2016-2021年华能新能源风电及光伏装机容量CAGR为7.7%...................................................................................25图39：2016-2021年华能新能源风电及光伏发电量CAGR为12.5%.....................................................................................25图40：2016-2021年大唐新能源风电及光伏装机容量CAGR为9.0%...................................................................................26图41：2016-2021年大唐新能源风电及光伏发电量CAGR为16.3%.....................................................................................26图42：2019-2021年华电新能营收CAGR为19.4%..................................................................................................................26图43：2016-2021年龙源电力营收CAGR为11.3%..................................................................................................................26图44：2016-2021年三峡能源营收CAGR为24.5%..................................................................................................................27图45：2016-2021年中广核风电营收CAGR为21.5%..............................................................................................................27图46：2016-2021年华能新能源营收CAGR为11.3%..............................................................................................................27图47：2016-2021年大唐新能源营收CAGR为14.9%..............................................................................................................27图48：不同尺寸陆上风机招标价格..................................................................................................................................................28图49：2021年至今组件价格变化趋势............................................................................................................................................28图50：2021年我国弃风率已降至3.1%.........................................................................................................................................29图51：2021年我国弃光率已降至2.1%.........................................................................................................................................29图52：2021年华电新能应收账款同比增长53.6%......................................................................................................................30图53：2021年龙源电力应收账款同比增长25.3%......................................................................................................................30图54：2021年三峡能源应收账款同比增长51.9%......................................................................................................................30行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告45图55：2021年中广核风电应收账款同比增长78.8%..................................................................................................................30图56：2021年华能新能源应收账款同比增长58.5%..................................................................................................................31图57：2021年大唐新能源应收账款同比增长32.8%..................................................................................................................31图58：2011-2021年5家新能源运营商应收账款/净利润.........................................................................................................32图59：2011-2021年6家新能源运营商应收账款/营业收入.....................................................................................................32图60：2011-2021年6家新能源运营商应收账款/经营净现金流.............................................................................................32图61：2011-2021年6家新能源运营商应收账款/净资产.........................................................................................................32图62：2012-2021年可再生能源电价附加收入预算....................................................................................................................33图63：可再生能源电价附加收入的预算数及执行数.....................................................................................................................33图64：2012-2021年可再生能源电价附加支出预算....................................................................................................................33图65：可再生能源电价附加支出的预算数及执行数.....................................................................................................................33图66：2011-2021年6家新能源运营商毛利率............................................................................................................................34图67：2011-2021年3家水电运营商毛利率................................................................................................................................34图68：2011-2021年6家新能源运营商净利率............................................................................................................................35图69：2011-2021年3家水电运营商净利率................................................................................................................................35图70：2011-2021年6家新能源运营商ROE...............................................................................................................................35图71：2011-2021年3家水电运营商ROE...................................................................................................................................35图72：2011-2021年6家新能源运营商ROA..............................................................................................................................35图73：2011-2021年3家水电运营商ROA..................................................................................................................................35图74：2011-2021年A股火电板块毛利率&净利率...................................................................................................................36图75：2011-2021年A股火电板块ROE&ROA..........................................................................................................................36图76：2011-2021年中国核电&中国广核毛利率........................................................................................................................36图77：2011-2021年中国核电&中国广核净利率........................................................................................................................36图78：2011-2021年中国核电&中国广核ROE............................................................................................................................36图79：2011-2021年中国核电&中国广核ROA...........................................................................................................................36图80：2019-2021年华电新能资本开支CAGR为40.9%..........................................................................................................37图81：2016-2021年华电新能经营现金流CAGR为-3.4%.......................................................................................................37图82：2016-2021年龙源电力资本开支CAGR为7.9%............................................................................................................38图83：2016-2021年龙源电力经营现金流CAGR为7.8%........................................................................................................38图84：2016-2021年三峡能源资本开支CAGR为25.1%..........................................................................................................38图85：2016-2021年三峡能源经营现金流CAGR为18.1%......................................................................................................38图86：2016-2021年中广核风电资本开支CAGR为25.5%......................................................................................................38图87：2016-2021年中广核风电经营现金流CAGR为17.2%.................................................................................................38图88：2016-2021年华能新能源资本开支CAGR为7.5%........................................................................................................39图89：2016-2021年华能新能源经营现金流CAGR为3.3%....................................................................................................39图90：2016-2021年大唐新能源资本开支CAGR为6.2%........................................................................................................39图91：2016-2021年大唐新能源经营现金流CAGR为9.1%....................................................................................................39图92：6家新能源运营商净现比变化情况.......................................................................................................................................39图93：5家新能源运营商收现比变化情况.......................................................................................................................................40图94：国债收益率变动情况...............................................................................................................................................................40图95：龙源电力债券利率变动情况..................................................................................................................................................40图96：三峡能源债券利率变动情况..................................................................................................................................................41图97：中广核风电债券利率变动情况..............................................................................................................................................41图98：华能新能源债券利率变动情况..............................................................................................................................................41图99：大唐新能源债券利率变动情况..............................................................................................................................................41图100：2020年至今风电、光伏板块PE变动情况......................................................................................................................42图101：2020年至今风电、光伏板块PB变动情况......................................................................................................................42行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告46表格目录重点公司盈利预测、估值与评级............................................................................................................................................................1表1：第一批风光大基地项目布局以及投产时间............................................................................................................................10表2：青海省第二批大型风电光伏基地建设项目清单（预备清单）...........................................................................................11表3：部分省/市风光装机“十四五”规划...........................................................................................................................................12表4：部分沿海省/市“十四五”期间海上风电规划...........................................................................................................................13表5：部分省市海上风电度电成本（2019年）..............................................................................................................................14表6：部分省份对海上风电“省补”政策.............................................................................................................................................14表7：2021年主要特高压线路输送可再生电量情况.....................................................................................................................16表8：国家电网直流、交流特高压工程汇总....................................................................................................................................17表9：海上风电上网电价（元/kWh）..............................................................................................................................................19表10：广东、江苏两省2022年度电力市场交易情况..................................................................................................................21表11：2010-2021年风电与光伏度电成本变动情况....................................................................................................................28行业深度研究/电力及公用事业本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告47分析师承诺本报告署名分析师具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并登记为注册分析师，基于认真审慎的工作态度、专业严谨的研究方法与分析逻辑得出研究结论，独立、客观地出具本报告，并对本报告的内容和观点负责。本报告清晰准确地反映了研究人员的研究观点，结论不受任何第三方的授意、影响，研究人员不曾因、不因、也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。评级说明投资建议评级标准评级说明以报告发布日后的12个月内公司股价（或行业指数）相对同期基准指数的涨跌幅为基准。其中：A股以沪深300指数为基准；新三板以三板成指或三板做市指数为基准；港股以恒生指数为基准；美股以纳斯达克综合指数或标普500指数为基准。公司评级推荐相对基准指数涨幅15%以上谨慎推荐相对基准指数涨幅5%～15%之间中性相对基准指数涨幅-5%～5%之间回避相对基准指数跌幅5%以上行业评级推荐相对基准指数涨幅5%以上中性相对基准指数涨幅-5%～5%之间回避相对基准指数跌幅5%以上免责声明民生证券股份有限公司（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。本报告仅供本公司境内客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告仅为参考之用，并不构成对客户的投资建议，不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，客户应当充分考虑自身特定状况，不应单纯依靠本报告所载的内容而取代个人的独立判断。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而导致的任何可能的损失负任何责任。本报告是基于已公开信息撰写，但本公司不保证该等信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、意见及预测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，且预测方法及结果存在一定程度局限性。在不同时期，本公司可发出与本报告所刊载的意见、预测不一致的报告，但本公司没有义务和责任及时更新本报告所涉及的内容并通知客户。在法律允许的情况下，本公司及其附属机构可能持有报告中提及的公司所发行证券的头寸并进行交易，也可能为这些公司提供或正在争取提供投资银行、财务顾问、咨询服务等相关服务，本公司的员工可能担任本报告所提及的公司的董事。客户应充分考虑可能存在的利益冲突，勿将本报告作为投资决策的唯一参考依据。若本公司以外的金融机构发送本报告，则由该金融机构独自为此发送行为负责。该机构的客户应联系该机构以交易本报告提及的证券或要求获悉更详细的信息。本报告不构成本公司向发送本报告金融机构之客户提供的投资建议。本公司不会因任何机构或个人从其他机构获得本报告而将其视为本公司客户。本报告的版权仅归本公司所有，未经书面许可，任何机构或个人不得以任何形式、任何目的进行翻版、转载、发表、篡改或引用。所有在本报告中使用的商标、服务标识及标记，除非另有说明，均为本公司的商标、服务标识及标记。本公司版权所有并保留一切权利。民生证券研究院：上海：上海市浦东新区浦明路8号财富金融广场1幢5F；200120北京：北京市东城区建国门内大街28号民生金融中心A座18层；100005深圳：广东省深圳市福田区益田路6001号太平金融大厦32层05单元；518026