（报告出品方/作者：国盛证券，郑泽滨、夏天）

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）。

（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%。

（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%。

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。

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。

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。

（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%。

（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。

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。

（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%。

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。（报告来源：未来智库）

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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%。

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%。

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。

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。

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。

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%。

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%。

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。

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%。

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。

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。

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。

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%。

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。

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%。

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%。

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%。

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。（报告来源：未来智库）

（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%。

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%。

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%。

（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%。

（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%。

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。

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%。

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%。

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%。

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%。

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。

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%。

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。

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%。

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%。

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%。

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。

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。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】。