“3060”添翼、平價上網(wǎng)筑基重塑新能源運營商

1、一、 碳中和目標(biāo)助推，八仙過海各顯神通2020 年 12 月 12 日，國家主席習(xí)近平在氣候雄心峰會上發(fā)表題為繼往開來，開啟全球應(yīng)對氣候變化新征程的重要講話，宣布中國國家自主貢獻(xiàn)一系列新舉措：“到 2030 年，中國單位國內(nèi)生產(chǎn)總值二氧化碳排放將比 2005 年下降 65%以上，非化石能源占一次能源消費比重將達(dá)到 25%左右，森林蓄積量將比 2005 年增加 60 億立方米，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量將達(dá)到 12 億千瓦以上。”再一次強(qiáng)化了中國政府積極踐行應(yīng)對氣候變化巴黎協(xié)定的決心。截至 2020 年底，國內(nèi)風(fēng)電、光伏裝機(jī)容量分別為 2.82、2.53 億千瓦，兩者合計約 5.35 億千瓦，根

2、據(jù)氣候雄心峰會上提出的 2030 年風(fēng)電、光伏總裝機(jī) 12 億千瓦以上的目標(biāo)，未來十年我國風(fēng)電、光伏年均新增裝機(jī)將超過 6650 萬千瓦。而根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織（GEIDCO）的預(yù)測，到2030 年風(fēng)、光裝機(jī)將分別達(dá)到 8、10 億千瓦，年均復(fù)合增速分別達(dá)到 11.0%、14.7%；兩者合計18 億千瓦，比 12 億千瓦的底線目標(biāo)高出 50%，對應(yīng)的年均新增裝機(jī)將達(dá)到 1.27 億千瓦。GEIDCO預(yù)測到 2060 年，風(fēng)、光裝機(jī)將分別達(dá)到 25.0、35.5 億千瓦，對應(yīng) 2030-2060 年的 30 年 CAGR 分別為 3.9%、4.3%，2020-2060 年的 40 年C

3、AGR 分別為 5.6%、6.8%。圖表1 中國電源裝機(jī)結(jié)構(gòu)預(yù)測火電-煤電 水電-常規(guī) 風(fēng)電 光伏 火電-氣電 火電-生物質(zhì)及其他 核電 水電-抽蓄 光熱 燃?xì)鋬|kW9080706050403020100資料來源: 國家統(tǒng)計局，國家能源局，中電聯(lián)，GEIDCO，注： 2040 年預(yù)測值根據(jù) 2030、2050 年預(yù)測值測算。圖表2 中國電源裝機(jī)占比預(yù)測火電-煤電 水電-常規(guī) 風(fēng)電 光伏 火電-氣電 火電-生物質(zhì)及其他 核電 水電-抽蓄 光熱 燃?xì)?00%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%資料來源: 國家統(tǒng)計局，國家能源局，中電聯(lián)，GEIDCO， 注： 2040 年預(yù)測值

4、根據(jù) 2030、2050 年預(yù)測值測算。圖表3 2010 年中國電源裝機(jī)結(jié)構(gòu)（單位：萬 kW）圖表4 2020 年中國電源裝機(jī)結(jié)構(gòu)（單位：萬 kW）2134631082 1693 8253436723 49893149410.0%295826073.1%2.7%3.6%1.1%1.8% 0.0%火電-煤電水電-常規(guī)風(fēng)電光伏11.5%3.1%2.3%98024.5%1.4% 0.0%火電-煤電水電-常規(guī)風(fēng)電光伏1991320.6%6489767.2%火電-氣電火電-其他核電水電-抽蓄其他2815312.8%3386715.4%10799249.1%火電-氣電火電-其他核電水電-抽蓄其他資料來源:

5、 國家統(tǒng)計局，國家能源局，中電聯(lián)，GEIDCO，平安證券 研究所資料來源: 國家統(tǒng)計局，國家能源局，中電聯(lián)，GEIDCO，平安證券 研究所圖表5 2030 年中國電源裝機(jī)結(jié)構(gòu)預(yù)測（單位：億 kW）圖表6 2060 年中國電源裝機(jī)結(jié)構(gòu)預(yù)測（單位：億 kW）0.81.11.1 0.3火電-煤電2.51.82.52.05.8水電-常規(guī)2.1%1.92.9% 3.0%0.7%水電-常規(guī)3.1%3.22.23%.1% 2.5% 7.2%風(fēng)電4.9%10.026.3%8.021.0%10.527.6%4.411.6%風(fēng)電光伏火電-氣電火電-生物質(zhì)及其他核電水電-抽蓄光熱4.01%.82.2%35.544.

6、3%25.031.2%光伏火電-氣電火電-生物質(zhì)及其他核電水電-抽蓄光熱燃?xì)滟Y料來源: 國家統(tǒng)計局，國家能源局，中電聯(lián)，GEIDCO，資料來源: 國家統(tǒng)計局，國家能源局，中電聯(lián)，GEIDCO，八仙過海各顯神通面對“3060”目標(biāo)的緊迫壓力和巨大的發(fā)展機(jī)遇，以電力行業(yè)為代表的各行各業(yè)紛紛摩拳擦掌，尤其是央、國企中的各家發(fā)電企業(yè)。其中，新“五大”、“五小”發(fā)電央企，有的早早布局并占得先機(jī)、有的從偏安一隅轉(zhuǎn)向全面發(fā)展、有的面臨巨大壓力急求轉(zhuǎn)型?！笆濉笔展僦甑?2020，雖然疫情肆虐，但各家企業(yè)的新能源大發(fā)展勢頭并未受到影響。國電投全年新增風(fēng)電、光伏裝機(jī)容量 1158、 1028 萬千瓦，風(fēng)、光

7、在運裝機(jī)達(dá)到 3088、2961 萬千瓦，分列全球第二、第一；華能全年新能源項目開工超 1000 萬千瓦、新增超 1000 萬千瓦，超過前 4 年增量總和；大唐全年新能源投產(chǎn) 820 萬千瓦，創(chuàng)歷史新高；國能投全年新增投產(chǎn)新能源 521 萬千瓦，開工新能源 535 萬千瓦；中廣核在國內(nèi)的新能源平臺全年新增裝機(jī) 405 萬千瓦，總裝機(jī)規(guī)模近 2400 萬千瓦。巨頭發(fā)力迅猛，行業(yè)競爭格局變化迅速。截至 2020 年底，新“五大”及“五小”十家發(fā)電央企的風(fēng)、光裝機(jī)容量合計達(dá)到 2.55 億千瓦，全年新增超過 6500 萬千瓦，在新增裝機(jī)中占比超六成，風(fēng)、光占比提升 4.0 個百分點至 20.9%；十

8、家發(fā)電央企在全國風(fēng)、光總裝機(jī)中占比達(dá)到 47.7%，比上年同期提高 2.0 個百分點。其中，中廣核、國電投、中核三家企業(yè)的風(fēng)、光占比超過平均水平。圖表7 2020 年 10 大發(fā)電央企風(fēng)電、光伏裝機(jī)容量及占比萬kW裝機(jī)容量-風(fēng)電裝機(jī)容量-光伏占比-風(fēng)電+光伏7000600050004000300020001000040%35%30%25%20%15%10%5%0%國國華大中華能電能唐廣電投投核三華中國峽潤核投資料來源: 公司公告，Wind， 注：華電集團(tuán)未披露 2020 年風(fēng)電、光伏的單項裝機(jī)容量。在“2030 碳達(dá)峰、2060 碳中和”的目標(biāo)得以明確并強(qiáng)化后，從各地政府到各家企業(yè)，紛紛加碼新

9、能源，提出了各自的發(fā)展目標(biāo)。尤其是作為起步階段的“十四五”，時間緊、任務(wù)重，行業(yè)各方打破常規(guī)，利用體內(nèi)多方力量或多管齊下、或集中突破，力爭完成使命。華能：明確提出到 2025 年新增新能源裝機(jī) 8000 萬千瓦以上。旗下新能源平臺華能新能源 2020年 2 月從港股私有化退市，2020 年底風(fēng)、光裝機(jī)容量達(dá) 1462 萬千瓦。傳統(tǒng)能源平臺華能國際全力轉(zhuǎn)型開發(fā)新能源，2020 全年新增風(fēng)、光裝機(jī) 305 萬千瓦，累計達(dá)到 1033 萬千瓦。云南地區(qū)水電平臺華能水電宣布將開發(fā)瀾滄江上游西藏段，將開發(fā)水光互補(bǔ)能源外送基地，水電、光伏的開發(fā)規(guī)模均達(dá)到 1000 萬千瓦。華電：表示力爭新增新能源裝機(jī) 7

10、500 萬千瓦。旗下新能源開發(fā)平臺華電福新從港股私有化退市，并通過注資、收購等方式整合集團(tuán)新能源資產(chǎn)，2020 年底完成集團(tuán) 1600 萬千瓦在運及在建的風(fēng)、光資產(chǎn)整合，2020 年底在運裝機(jī)達(dá)到 1309 萬千瓦；2021 年 7 月完成華電國際 660萬千瓦（445+215 萬千瓦）在運及在建風(fēng)、光資產(chǎn)整合，目標(biāo) “十四五”實現(xiàn)新能源裝機(jī)規(guī)模達(dá)到 1 億千瓦的目標(biāo)。西南水電平臺黔源電力初步建成國內(nèi)首個流域梯級水光互補(bǔ)基地北盤江梯級水光互補(bǔ)項目，“十四五”已簽約規(guī)劃項目中光伏裝機(jī)合計達(dá) 530 萬千瓦。國能投：先期提出確保實現(xiàn)新增新能源裝機(jī) 7000-8000 萬千瓦，之后更進(jìn)一步加碼。旗下

11、“中國新能源第一股”龍源電力即將通過換股吸收合并平莊能源回歸 A 股，實現(xiàn)A+H 兩地上市。國電投：率先宣布“2023 年國內(nèi)碳達(dá)峰”。旗下傳統(tǒng)能源平臺中國電力、上海電力、吉電股份加速從火電向風(fēng)、光轉(zhuǎn)型，2020 年底新能源裝機(jī)規(guī)模分別達(dá)到 618、584、583 萬千瓦；西北清潔能源平臺黃河水電 2019 年底完成增資引戰(zhàn)簽約，2020 年底裝機(jī)容量達(dá)到 2464 萬千瓦，其中新能源裝機(jī)規(guī)模 1182 萬千瓦。大唐：旗下大唐新能源、大唐發(fā)電均在全力開發(fā)新能源項目，2020 年底新能源裝機(jī)分別達(dá)到1222 萬、622 萬千瓦；西南水電平臺桂冠電力開始建設(shè)巖灘水光互補(bǔ)項目一期。三峽：未來 5 年

12、新能源裝機(jī)實現(xiàn) 7000-8000 萬千瓦的水平。旗下新能源運營平臺三峽能源 2021年 6 月在上交所IPO 時，并網(wǎng)風(fēng)電、光伏以及中小水電裝機(jī)規(guī)模即已超 1600 萬千瓦。水電核心平臺長江電力表示將開展金沙江下游干熱河谷的風(fēng)、光資源開發(fā)，打造水風(fēng)光一體化清潔能源基地。湖北區(qū)域平臺湖北能源 2021 年 4 月與恩施州政府簽約，計劃“十四五”至”十五五”期間實現(xiàn)投資規(guī)模約 300 億元、新增裝機(jī)規(guī)模 300 萬千瓦以上，其中新能源投資 120 億元。配售電及綜合能源平臺三峽水利提出打造新能源開發(fā)運營平臺，2021 年 7 月與重慶市巫溪縣政府簽約，2021-2022 年擬投資 18 億元開發(fā)

13、 45 萬千瓦光伏。中廣核：“十四五”規(guī)劃年均新增投運 400-600 萬千瓦，到 2025 年在運裝機(jī)超過 5000 萬千瓦。旗下中廣核風(fēng)電 2021 年 7 月在北交所掛牌增資引戰(zhàn)，2020 年底風(fēng)、光裝機(jī)合計 1456 萬千瓦。 H 股上市平臺中廣核新能源 2020 年 2 月底開始私有化、9 月底終止，后續(xù)或有進(jìn)一步資本運作的可能，2020 年底境內(nèi)風(fēng)、光裝機(jī)合計 417 萬千瓦。千萬千瓦級平臺已達(dá) 9 個，龍源最大、三峽最快2021 年 7 月 23 日，平莊能源（ST平能）召開 2021 年第一次臨時股東大會，審議通過了關(guān)于公司與龍源電力集團(tuán)股份有限公司換股吸收合并及重大資產(chǎn)出售及

14、支付現(xiàn)金購買資產(chǎn)暨關(guān)聯(lián)交易方案的議案等一系列議案，標(biāo)志著“中國新能源第一股”龍源電力通過換股吸收合并平莊能源回歸 A股、實現(xiàn) A+H 兩地上市已進(jìn)入最后流程。2002 年中國電力體制改革啟動，龍源電力作為原國家電力公司系統(tǒng)全部風(fēng)電資產(chǎn)的承接單位，被劃轉(zhuǎn)并入拆分出的“五大發(fā)電”之一國電集團(tuán)，此后逐步成長為世界風(fēng)電之王，自 2015 年起一直保持著世界第一大風(fēng)電運營商的行業(yè)領(lǐng)先地位。截至2020 年底，龍源電力總裝機(jī)容量 2468 萬千瓦，其中風(fēng)電 2230 萬千瓦、光伏 44 萬千瓦?；貧wA 股后，大概率將取代三峽能源成為A 股第一大新能源運營商。圖表8 2020 年中國風(fēng)光裝機(jī)容量前 20 大

15、運營商25002000150010005000裝機(jī)容量-風(fēng)電+光伏萬kW龍 三 華源 峽 能電 能 新力 源 能源中 華 大 黃廣 電 唐 河核 福 新 水風(fēng) 新 能 電電源華 華 國潤 能 電電 國 電力 際 力大 中 上唐 國 海發(fā) 電 電電 力 力吉 京 新電 能 天股 清 綠份 潔 能能源華 中 協(xié) 太電 國 鑫 陽國 核 新 能際 電 能源資料來源: 公司公告，Wind，在國內(nèi)“五大”、“五小”發(fā)電央企旗下新能源主力平臺中，以 2020 年底風(fēng)光裝機(jī)規(guī)模進(jìn)行對比，龍源電力以 2275 萬千瓦大幅領(lǐng)先于同為發(fā)電央企旗下核心新能源平臺的三峽能源、華能新能源、中廣核風(fēng)電、華電福新、大唐新能

16、源，這 5 家企業(yè)均處于 1200-1600 萬千瓦的區(qū)間；從全年風(fēng)光發(fā)電量來看，龍源電力的 439 億千瓦時也大幅領(lǐng)先于其他 5 家， 5 位同業(yè)的年發(fā)電量仍處于 200-300 億千瓦時的區(qū)間內(nèi)。從發(fā)展勢頭來看，6 家頭部新能源運營商中，剛上市的三峽能源增速最快，“十三五”期間裝機(jī)容量、發(fā)電量的年均復(fù)合增速分別達(dá)到 22.3%、31.2%。同期裝機(jī)CAGR 超過 10%的還有中廣核風(fēng)電、華電福新、大唐新能源，電量CAGR 超過 15%的還有華電福新、中廣核風(fēng)電。此外，2020 年風(fēng)光裝機(jī)達(dá)到千萬千瓦級的還有國電投旗下的黃河水電以及兩家快速轉(zhuǎn)型的傳統(tǒng)火電運營商華潤電力、華能國際，裝機(jī)規(guī)模排名

17、第 10 的國電電力距離 1000 萬千瓦尚有較大差距。9 家千萬千瓦級頭部運營公司的風(fēng)、光裝機(jī)合計達(dá)到 1.26 億千瓦，占 10 家發(fā)電央企總規(guī)模的一半、占全國總規(guī)模的四分之一。圖表9 2016-2020 年龍源電力風(fēng)電及光伏裝機(jī)容量CAGR 為 7.3%圖表10 2016-2020 年龍源電力風(fēng)電及光伏發(fā)電量CAGR 為 11.3%25002000150010005000裝機(jī)容量-風(fēng)&光-龍源電力（左軸）YOY（右軸）萬kW20%15%10%5%0%5004003002001000發(fā)電量-風(fēng)&光-龍源電力（左軸）YOY（右軸）億kWh18%16%14%12%10%8%6%4%2%0% 資

18、料來源: 公司公告，資料來源: 公司公告，圖表11 2016-2020 年三峽能源風(fēng)電及光伏裝機(jī)容量CAGR 為 22.3%圖表12 2016-2020 年三峽能源風(fēng)電及光伏發(fā)電量CAGR 為 31.2%2000150010005000裝機(jī)容量-風(fēng)&光-三峽能源（左軸）YOY（右軸）萬kW60%50%40%30%20%10%0%250200150100500發(fā)電量-風(fēng)&光-三峽能源（左軸）YOY（右軸）億kWh60%50%40%30%20%10%0% 資料來源: 公司公告， 注：部分年份數(shù)據(jù)根據(jù)集團(tuán)、公司官方的公告、新聞等數(shù)據(jù)測算。 資料來源: 公司公告， 注：部分年份數(shù)據(jù)根據(jù)集團(tuán)、公司官方的

19、公告、新聞等數(shù)據(jù)測算。 圖表13 2016-2020 年華能新能源風(fēng)電及光伏裝機(jī)容量CAGR 為 7.2%圖表14 2016-2020 年華能新能源風(fēng)電及光伏發(fā)電量CAGR 為 13.9%2000150010005000裝機(jī)容量-風(fēng)&光-華能新能源（左軸）YOY（右軸）萬kW35%30%25%20%15%10%5%0%300250200150100500發(fā)電量-風(fēng)&光-華能新能源（左軸）YOY（右軸）億kWh35%30%25%20%15%10%5%0% 資料來源: 公司公告，資料來源: 公司公告，圖表15 2016-2020 年中廣核風(fēng)電風(fēng)電及光伏裝機(jī)容量CAGR 為 15.4%圖表16 20

20、16-2020 年中廣核風(fēng)電風(fēng)電及光伏發(fā)電量CAGR 為 17.8%2000150010005000裝機(jī)容量-風(fēng)&光-中廣核風(fēng)電（左軸）YOY（右軸）萬kW30%25%20%15%10%5%0%300250200150100500發(fā)電量-風(fēng)&光-中廣核風(fēng)電（左軸）YOY（右軸）億kWh30%25%20%15%10%5%0% 資料來源: 公司公告，資料來源: 公司公告，圖表17 2016-2020 年華電福新風(fēng)電及光伏裝機(jī)容量CAGR 為 12.6%圖表18 2016-2020 年華電福新風(fēng)電及光伏發(fā)電量CAGR 為 20.7%1400120010008006004002000裝機(jī)容量-風(fēng)&光-

21、華電福新（左軸）YOY（右軸）萬kW50%40%30%20%10%0%300250200150100500發(fā)電量-風(fēng)&光-華電福新（左軸）YOY（右軸）億kWh40%35%30%25%20%15%10%5%0% 資料來源: 公司公告，資料來源: 公司公告，圖表19 2016-2020 年大唐新能源風(fēng)電及光伏裝機(jī)容量CAGR 為 11.3%圖表20 2016-2020 年大唐新能源風(fēng)電及光伏發(fā)電量CAGR 為 14.5%1400120010008006004002000裝機(jī)容量-風(fēng)&光-大唐新能源（左軸）YOY（右軸）萬kW25%20%15%10%5%0%250200150100500發(fā)電量-風(fēng)

22、&光-大唐新能源（左軸）YOY（右軸）億kWh30%25%20%15%10%5%0% 資料來源: 公司公告，資料來源: 公司公告，二、 平價已至，補(bǔ)貼堰塞湖漸消政策加速，平價已至風(fēng)電和光伏發(fā)電作為可再生能源的代表，發(fā)展迅速，早已成為全國第三、第四大裝機(jī)的電源類型，發(fā)電量占比分列第三、第五，“十三五”期間裝機(jī)容量年均復(fù)合增速分別達(dá)到 16.6%、43.1%，發(fā)電量年均增速達(dá)到 20.2%、45.9%。風(fēng)、光的快速發(fā)展離不開前期較高電價水平的刺激，在經(jīng)歷了早期的試驗性發(fā)展后，其上網(wǎng)電價在 2010 年前后迅速實現(xiàn)了標(biāo)桿化。圖表21 2011-2020 年中國風(fēng)電裝機(jī)容量及其增速圖表22 2011-

23、2020 年中國風(fēng)電發(fā)電量及其增速300002500020000150001000050000裝機(jī)容量-風(fēng)電（左軸）YoY（右軸）萬kW60%50%40%30%20%10%0%500040003000200010000發(fā)電量-風(fēng)電（左軸）YoY（右軸）億kWh60%50%40%30%20%10%0%資料來源: 國家統(tǒng)計局，國家能源局，中電聯(lián)，資料來源: 國家統(tǒng)計局，國家能源局，中電聯(lián)，圖表23 2011-2020 年中國光伏裝機(jī)容量及其增速圖表24 2011-2020 年中國光伏發(fā)電量及其增速300002500020000150001000050000裝機(jī)容量-光伏（左軸）YoY（右軸）萬kW

24、900%800%700%600%500%400%300%200%100%0%300025002000150010005000發(fā)電量-光伏（左軸）YoY（右軸）億kWh600%500%400%300%200%100%0%資料來源: 國家統(tǒng)計局，國家能源局，中電聯(lián)，資料來源: 國家統(tǒng)計局，國家能源局，中電聯(lián)，風(fēng)電：5 次下調(diào)標(biāo)桿/指導(dǎo)電價風(fēng)電上網(wǎng)電價的標(biāo)桿化始于 2009 年，當(dāng)年 7 月 20 日，國家發(fā)改委發(fā)布關(guān)于完善風(fēng)力發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知（發(fā)改價格20091906 號），按風(fēng)能資源狀況和工程建設(shè)條件，將全國分為-四類風(fēng)能資源區(qū)，相應(yīng)標(biāo)桿上網(wǎng)電價分別為 0.51、0.54、0.58、0.6

25、1 元/千瓦時。此外，2014 年 6 月 5日，發(fā)改委發(fā)布了關(guān)于海上風(fēng)電上網(wǎng)電價政策的通知（發(fā)改價格20141216 號），對當(dāng)時尚未開始大規(guī)模發(fā)展的海上風(fēng)電，制定了標(biāo)桿上網(wǎng)電價。通知規(guī)定，2017 年以前投運的近海風(fēng)電項目上網(wǎng)電價為 0.85 元/千瓦時，潮間帶風(fēng)電項目上網(wǎng)電價為 0.75 元/千瓦時。在執(zhí)行了 5 年后，風(fēng)電標(biāo)桿電價迎來首次下調(diào)，2014 年底公布的關(guān)于適當(dāng)調(diào)整陸上風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價的通知（發(fā)改價格20143008 號）將第 I 類、II 類和 III 類資源區(qū)風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價降低 2分/千瓦時。一年后，關(guān)于完善陸上風(fēng)電光伏發(fā)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價政策的通知（發(fā)改價格2015304

26、4號）公布，再次將 I、II、III 類資源區(qū)風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價降低 2 分/千瓦時，類資源區(qū)降低 1 分/千瓦時。通知同時提前設(shè)定了 2018 年起的風(fēng)電標(biāo)桿電價，但又是在一年后，2016 年 12 月 26 日發(fā)布的關(guān)于調(diào)整光伏發(fā)電陸上風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價的通知（發(fā)改價格20162729 號），大幅下調(diào) 2018年起的風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價，-四類資源區(qū)的電價相比 2016-2017 年分別降低了 7、5、5、3 分/千瓦時。2018 年 5 月 18 日，國家能源局發(fā)布關(guān)于 2018 年度風(fēng)電建設(shè)管理有關(guān)要求的通知（國能發(fā)新能201847 號），通知提出，從當(dāng)日起，尚未印發(fā) 2018 年風(fēng)電度建設(shè)方

27、案的省(區(qū)、市)新增集中式陸上風(fēng)電項目和未確定投資主體的海上風(fēng)電項目應(yīng)全部通過競爭方式配置和確定上網(wǎng)電價；從 2019年起，各省(區(qū)、市)新增核準(zhǔn)的集中式陸上風(fēng)電項目和海上風(fēng)電項目應(yīng)全部通過競爭方式配置和確定上網(wǎng)電價；申報電價為合理收益條件下測算出的 20 年固定上網(wǎng)電價。2019 年 5 月 21 日，國家發(fā)改委發(fā)布關(guān)于完善風(fēng)電上網(wǎng)電價政策的通知（發(fā)改價格2019882 號），將標(biāo)桿上網(wǎng)電價改為指導(dǎo)價，并一次性核定了 2019、2020 兩年的陸上及海上風(fēng)電指導(dǎo)電價。圖表25 2009-2020 年陸上風(fēng)電標(biāo)桿電價/指導(dǎo)價類資源區(qū)類資源區(qū)類資源區(qū)類資源區(qū)元/kWh0.700.600.500.

28、400.300.200.100.00資料來源: 國家發(fā)改委，國家能源局，光伏發(fā)電：7 次下調(diào)標(biāo)桿/指導(dǎo)電價光伏發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價的制定始于 2011 年 7 月 24 日公布的關(guān)于完善太陽能光伏發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知（發(fā)改價格20111594 號）。通知規(guī)定，對非招標(biāo)太陽能光伏發(fā)電項目實行全國統(tǒng)一的標(biāo)桿上網(wǎng)電價；2011 年 7 月 1 日以前核準(zhǔn)建設(shè)、2011 年 12 月 31 日建成投產(chǎn)的光伏發(fā)電上網(wǎng)電價統(tǒng)一核定為 1.15 元/千瓦時；2011 年 7 月 1 日及以后核準(zhǔn)的、2011 年 7 月 1 日之前核準(zhǔn)但 2011 年 12月 31 日仍未投產(chǎn)的光伏發(fā)電項目，除西藏外上網(wǎng)電價均

29、為 1 元/千瓦時。光伏標(biāo)桿電價的首次下調(diào)在兩年后，2013 年 8 月 26 日國家發(fā)改委發(fā)布關(guān)于發(fā)揮價格杠桿作用促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知（發(fā)改價格20131638 號），將全國分為三類太陽能資源區(qū)，規(guī)定 I-III類資源區(qū)光伏電站標(biāo)桿上網(wǎng)電價分別為 0.90、0.95、1.00 元/千瓦時，即 I-III 類資源區(qū)上網(wǎng)電價分別降低 10、5、0 分/千瓦時。通知同時明確了對分布式光伏發(fā)電的補(bǔ)貼政策，補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)為 0.42 元/千瓦時。15 和 16 年底，光伏與風(fēng)電一同調(diào)整了標(biāo)桿電價，兩次降價的幅度也呈擴(kuò)大態(tài)勢，分別為 10、 7、2 分/千瓦時和 15、13、13 分/千瓦時。但隨著光伏

30、裝機(jī)的爆發(fā)式增長，加速降價也難以緩解日益沉重的補(bǔ)貼壓力，政策的調(diào)整也愈發(fā)頻繁。2017 年 12 月 19 日，發(fā)改委公布了關(guān)于 2018 年光伏發(fā)電項目價格政策的通知（發(fā)改價格規(guī)20172196 號），除了將集中式和分布式光伏電站的上網(wǎng)電價分別降低了 10 和 5 分/千瓦時，還規(guī)定 2019 年起全部按投運時間執(zhí)行對應(yīng)的標(biāo)桿電價，不再按備案時間執(zhí)行上網(wǎng)電價。緊接著在半年之后，關(guān)于 2018 年光伏發(fā)電有關(guān)事項的通知（發(fā)改能源2018823 號）公布。“531”新政一方面叫停了集中式電站的建設(shè)，另一方面也將集中式和分布式光伏電站的上網(wǎng)電價統(tǒng)一降低了 5 分/千瓦時。2019 年 4 月 28

31、 日，國家發(fā)改委發(fā)布關(guān)于完善光伏發(fā)電上網(wǎng)電價機(jī)制有關(guān)問題的通知(發(fā)改價格2019761 號)，將標(biāo)桿上網(wǎng)電價改為指導(dǎo)價，并核定了 2019 年 6 月 30 日以后指導(dǎo)電價。2020 年 3月 31 日，發(fā)布了關(guān)于 2020 年光伏發(fā)電上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知（發(fā)改價格2020511 號），再次下調(diào)指導(dǎo)價。圖表26 2011-2020 年集中式光伏標(biāo)桿電價/指導(dǎo)價類資源區(qū)類資源區(qū)類資源區(qū)元/kWh1.201.000.800.600.400.200.00資料來源: 國家發(fā)改委，國家能源局，2021 年正式進(jìn)入平價時代2018 年 9 月 13 日，國家能源局發(fā)布關(guān)于加快推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電平價上

32、網(wǎng)有關(guān)工作的通知（征求意見稿）；2019 年 1 月 7 日，國家發(fā)改委、國家能源局正式聯(lián)合發(fā)布關(guān)于積極推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電無補(bǔ)貼平價上網(wǎng)有關(guān)工作的通知（發(fā)改能源201919 號），要求開展平價上網(wǎng)項目和低價上網(wǎng)試點項目建設(shè)，推進(jìn)建設(shè)不需要國家補(bǔ)貼執(zhí)行燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價的風(fēng)電、光伏發(fā)電平價上網(wǎng)試點項目（平價上網(wǎng)項目）；在資源條件優(yōu)良和市場消納條件保障度高的地區(qū)，引導(dǎo)建設(shè)一批上網(wǎng)電價低于燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價的低價上網(wǎng)試點項目（低價上網(wǎng)項目）。2019 年 4 月 8 日，國家能源局印發(fā)關(guān)于推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電無補(bǔ)貼平價上網(wǎng)項目建設(shè)的工作方案（征求意見稿），接著在 5 月 28 日印發(fā)了關(guān)于 2019 年風(fēng)

33、電、光伏發(fā)電建設(shè)管理有關(guān)要求的通知（國能發(fā)新能201949 號），向著平價上網(wǎng)的目標(biāo)加速推進(jìn)。2021 年 6 月 7 日，國家發(fā)改委發(fā)布關(guān)于 2021 年新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知（發(fā)改價格2021833 號），規(guī)定：2021 年起，對新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項目和新核準(zhǔn)陸上風(fēng)電項目，中央財政不再補(bǔ)貼，實行平價上網(wǎng)。2021 年新建項目上網(wǎng)電價，按當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電基準(zhǔn)價執(zhí)行；新建項目可自愿通過參與市場化交易形成上網(wǎng)電價，以更好體現(xiàn)光伏發(fā)電、風(fēng)電的綠色電力價值。與 4 月份的征求意見稿相比，風(fēng)、光上網(wǎng)電價不再基本要求低于當(dāng)?shù)孛弘娀鶞?zhǔn)價，且去除了競爭性配置和市場化交易的要求。圖表

34、27 2021 年各?。▍^(qū)、市）新建光伏發(fā)電、風(fēng)電項目指導(dǎo)價（征求意見稿）0.500.40價差（右軸）指導(dǎo)價-風(fēng)電/光伏（左軸）基準(zhǔn)價-燃煤（左軸）元/kWh元/kWh北 天 冀 冀 山 山 蒙 遼 吉 黑 蒙 上 江 浙 安 福 湖 湖 江 河 四 重 陜 甘 青 寧 新 廣 廣 云 貴 海京 津 北 南 西 東 西 寧 林 龍 東 海 蘇 江 徽 建 北 南 西 南 川 慶 西 肅 海 夏 疆 東 西 南 州 南江0.100.080.300.060.200.040.100.020.00-0.100.00-0.02-0.20-0.04資料來源: 國家發(fā)改委，國家能源局，補(bǔ)貼造成的應(yīng)收賬款堰塞

35、湖有望逐步回落2006 年 1 月 20 日印發(fā)的可再生能源發(fā)電價格和費用分?jǐn)偣芾碓囆修k法（發(fā)改價格20067 號）中規(guī)定：可再生能源發(fā)電價格實行政府定價和政府指導(dǎo)價兩種形式。政府指導(dǎo)價即通過招標(biāo)確定的中標(biāo)價格；可再生能源發(fā)電項目上網(wǎng)電價高于當(dāng)?shù)孛摿蛉济簷C(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價的部分、國家投資或補(bǔ)貼建設(shè)的公共可再生能源獨立電力系統(tǒng)運行維護(hù)費用高于當(dāng)?shù)厥〖夒娋W(wǎng)平均銷售電價的部分，以及可再生能源發(fā)電項目接網(wǎng)費用等，通過向電力用戶征收電價附加的方式解決。即電網(wǎng)和發(fā)電企業(yè)實時結(jié)算的電價部分為當(dāng)?shù)孛弘姌?biāo)桿電價，其余部分需要等待可再生能源補(bǔ)貼到賬后下發(fā)。因此在風(fēng)電、光伏的上網(wǎng)電價結(jié)構(gòu)中，煤電標(biāo)桿電價占據(jù)著重要地位

36、，超出煤電標(biāo)桿電價的部分因為可再生能源補(bǔ)貼發(fā)放的延遲問題，導(dǎo)致運營企業(yè)產(chǎn)生了巨量的應(yīng)收賬款堰塞湖。以前述 6 家頭部新能源運營商為例，截至 2020 年末：龍源電力應(yīng)收賬款達(dá)到 216.02 億元，同比增長 32.0%；三峽能源應(yīng)收賬款余額達(dá)到 127.35 億元，同比增長 26.7%；華能新能源應(yīng)收賬款達(dá)到 150.73 億元，同比增長17.7%；中廣核風(fēng)電應(yīng)收賬款達(dá)到 143.56 億元，同比增長23.7%；華電福新應(yīng)收賬款達(dá)到 184.15 億元，同比增長 93.5%；大唐新能源應(yīng)收賬款達(dá)到 124.06 億元，同比增長30.0%。圖表28 2020 年龍源電力應(yīng)收賬款同比增長 32.0

37、%圖表29 2020 年三峽能源應(yīng)收賬款同比增長 26.7%250200150100500應(yīng)收賬款-龍源電力（左軸）YOY（右軸）億元60%40%20%0%-20%-40%140120100806040200應(yīng)收賬款-三峽能源（左軸）YOY（右軸）億元50%40%30%20%10%0%資料來源: 公司公告，Wind，資料來源: 公司公告，Wind，圖表30 2020 年華能新能源應(yīng)收賬款同比增長 17.7%圖表31 2020 年中廣核風(fēng)電應(yīng)收賬款同比增長 23.7%160140120100806040200應(yīng)收賬款-華能新能源（左軸）YOY（右軸）億元70%60%50%40%30%20%10%

38、0%-10%-20%160140120100806040200應(yīng)收賬款-中廣核風(fēng)電（左軸）YOY（右軸）億元80%60%40%20%0%-20%-40%資料來源: 公司公告，Wind，資料來源: 公司公告，Wind，圖表32 2020 年華電福新應(yīng)收賬款同比增長 93.5%圖表33 2020 年大唐新能源應(yīng)收賬款同比增長 30.0%200150100500應(yīng)收賬款-華電福新（左軸）YOY（右軸）億元100%80%60%40%20%0%-20%-40%140120100806040200應(yīng)收賬款-大唐新能源（左軸）YOY（右軸）億元150%100%50%0%-50%-100%資料來源: 公司公告

39、，Wind，資料來源: 公司公告，Wind，對比各年度期末應(yīng)收賬款余額和全年凈利潤、營業(yè)收入、經(jīng)營凈現(xiàn)金流以及期末凈資產(chǎn)，可以發(fā)現(xiàn)巨量的應(yīng)收賬款對企業(yè)經(jīng)營造成了巨大影響。同樣以這 6 家公司為例：期末應(yīng)收賬款/當(dāng)年凈利潤：6 家公司在 2020 年度的比值均在 300%以上，最高的是大唐新能源，達(dá)到了 8 倍；2016-2020 年均值也基本在 3 倍上下，其中大唐新能源超過 7 倍。期末應(yīng)收賬款/當(dāng)年營業(yè)收入：除龍源電力和華電福新外，其他 4 家公司在 2020 年度的比值均在 100%以上，即期末應(yīng)收賬款大于全年營業(yè)收入；而 2016-2020 年均值也都接近于 100%。龍源電力和華電福

40、新的比值較低，主要是因為其有相當(dāng)體量的裝機(jī)是火電，營收中沒有補(bǔ)貼。期末應(yīng)收賬款/當(dāng)年經(jīng)營凈現(xiàn)金流：6 家公司在 2020 年度的比值在 200%上下，大唐新能源和華電福新超過 2 倍；2016-2020 年均值基本在 1 倍以上，僅龍源電力略低于 100%。期末應(yīng)收賬款/期末凈資產(chǎn)：6 家公司在 2020 年度的比值在 40%上下，大唐新能源、華電福新、華能新能源超過 40%；2016-2020 年均值在 30%上下。圖表34 2011-2020 年 6 家新能源運營商應(yīng)收賬款/凈利潤圖表35 2011-2020 年 6 家新能源運營商應(yīng)收賬款/營業(yè)收入3000%2000%1000%0%-10

41、00%-2000%-3000%龍源電力三峽能源華能新能源中廣核風(fēng)電華電福新大唐新能源140%120%100%80%60%40%20%0%龍源電力三峽能源華能新能源中廣核風(fēng)電華電福新大唐新能源資料來源: 公司公告，Wind，資料來源: 公司公告，Wind，圖表36 2011-2020 年 6 家新能源運營商應(yīng)收賬款/經(jīng)營凈現(xiàn)金流圖表37 2011-2020 年 6 家新能源運營商應(yīng)收賬款/凈資產(chǎn)250%200%150%100%50%0%龍源電力三峽能源華能新能源中廣核風(fēng)電華電福新大唐新能源70%60%50%40%30%20%10%0%龍源電力三峽能源華能新能源中廣核風(fēng)電華電福新大唐新能源資料來源

42、: 公司公告，Wind，資料來源: 公司公告，Wind，2017 年 8 月 31 日，國家能源局發(fā)布關(guān)于公布風(fēng)電平價上網(wǎng)示范項目的通知，位于河北、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆 5 省、總規(guī)模 70.7 萬千瓦的 13 個項目成為首批風(fēng)電平價上網(wǎng)示范項目。2019 年 7 月 31 日，13 個項目中的中核匯能甘肅玉門黒崖子 50MW 平價風(fēng)電示范項目并網(wǎng)，成為全國首個并網(wǎng)發(fā)電的平價風(fēng)電示范項目。而光伏的平價進(jìn)程甚至快過風(fēng)電。2018 年 12 月 29 日，由三峽能源聯(lián)合陽光電源投資建設(shè)的三峽新能源格爾木 500MW 光伏領(lǐng)跑者項目并網(wǎng)發(fā)電，是國內(nèi)一次性建成規(guī)模最大的“光伏領(lǐng)跑者”項目，也是國內(nèi)

43、首個大型平價上網(wǎng)光伏項目，項目平均電價 0.316 元/千瓦時，低于 0.3247 元/千瓦時的青海省火電脫硫標(biāo)桿上網(wǎng)電價。2019 年底，全國第一批光伏平價上網(wǎng)試點項目開始并網(wǎng)投產(chǎn)。隨著上網(wǎng)電價下調(diào)帶來的新增補(bǔ)貼金額增長趨緩、存量補(bǔ)貼金額的穩(wěn)步提升、平價項目的陸續(xù)投產(chǎn)，補(bǔ)貼造成的應(yīng)收賬款堰塞湖有望逐步回落。2021 年中央政府性基金的收、支預(yù)算中，可再生能源電價附加收入及支出安排金額均低于 2020 年的預(yù)算數(shù)和執(zhí)行數(shù)。圖表38 2012-2021 年中央政府性基金收入預(yù)算中可再生能源電價附加收入預(yù)算圖表39 中央政府性基金收入預(yù)算中可再生能源電價附加收入的預(yù)算數(shù)及執(zhí)行數(shù)對比10008006

44、004002000中央政府性基金收入預(yù)算-可再生能源電價附加（左軸）YoY（右軸）億元120%100%80%60%40%20%0%-20%10008006004002000中央政府性基金收入預(yù)算-可再生能源電價附加（左軸）中央政府性基金收入執(zhí)行-可再生能源電價附加（左軸）億元資料來源: 財政部，資料來源: 財政部，圖表40 2012-2021 年中央政府性基金支出預(yù)算中可再生能源電價附加收入支出安排預(yù)算圖表41 中央政府性基金支出預(yù)算中可再生能源電價附加收入支出安排的預(yù)算數(shù)及執(zhí)行數(shù)對比10008006004002000中央政府性基金支出預(yù)算-可再生能源電價附加（左軸）億元YoY（右軸）140%

45、120%100%80%60%40%20%0%-20%10008006004002000中央政府性基金支出預(yù)算-可再生能源電價附加（左軸）中央政府性基金支出執(zhí)行-可再生能源電價附加（左軸）億元資料來源: 財政部，資料來源: 財政部，對比 6 家頭部公司在 2020 年末和 2019 年末的應(yīng)收賬款情況，可以發(fā)現(xiàn)，有 4 家的期末應(yīng)收賬款增加值同比下降；僅華電福新和大唐新能源同比上升，其中華電福新部分原因在于 2020 年退市后整合集團(tuán)內(nèi)部資源、大量風(fēng)光項目并表。平價上網(wǎng)減少了對補(bǔ)貼的依賴，風(fēng)電、光伏將不再是報表好看、運營吃力的低質(zhì)資產(chǎn)。圖表42 2016-2020 年 6 家新能源運營商期末應(yīng)收

46、賬款增加值變化2016A2017A2018A2019A2020A龍源電力三峽能源華能新能源中廣核風(fēng)電華電福新大唐新能源100806040200-20資料來源: 公司公告，Wind，三、 風(fēng)光運營近于水電成本折舊為主對比水、火、核、風(fēng)、光五大電源類型的生產(chǎn)流程，火、核兩種電源類型在生產(chǎn)流程中需要消耗燃料（煤炭、天然氣、核燃料等），而水、風(fēng)、光是對水能、風(fēng)能、太陽能的直接利用，目前除部分地區(qū)的水電需要支付水資源費（2017 年 12 月 1 日起改為水資源稅，計入稅金及附加）外，并不需要對上游“原材料”進(jìn)行付費。因此，水、風(fēng)、光三種電源類型的盈利模式較為相似，成本端主要是固定資產(chǎn)折舊以及人員、運維

47、等費用。圖表43 電力產(chǎn)業(yè)鏈全景圖資料來源:以三峽能源為例，在 2017 年完成風(fēng)機(jī)制造業(yè)務(wù)剝離后， 2017-2019 三年中固定資產(chǎn)折舊在營業(yè)成本中的占比基本在八成左右；隨著運維管理的優(yōu)化，2020 年測算出的折舊占比進(jìn)一步提升至約九成。而國內(nèi)三大水電龍頭企業(yè)長江電力、華能水電、雅礱江水電，其固定資產(chǎn)折舊在營業(yè)成本中的占比基本保持在六至七成，相比風(fēng)電、光伏主要是多出了水資源費和庫區(qū)基金等費用。圖表44 2016-2020 年三峽能源營業(yè)成本結(jié)構(gòu)圖表45 2011-2020 年 3 家水電運營商營業(yè)成本中固定資產(chǎn)折舊占比66.0%76.5%80.4%80.6%89.7%100%80%60%4

48、0%20%0%營業(yè)成本-電力-折舊 營業(yè)成本-電力-人員營業(yè)成本-電力-其他 營業(yè)成本-非電力90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%長江電力華能水電雅礱江水電資料來源: 公司公告，注：1、2017 年公司完成風(fēng)機(jī)制造業(yè)務(wù)剝離；2、2020 年為測算值。 資料來源: 公司公告，利潤豐厚對比 6 家頭部新能源運營商和 3 家頭部水電運營商的關(guān)鍵財務(wù)指標(biāo)：毛利率：2020 年，6 家新能源運營商毛利率均值為 47.9%，3 家水電運營商均值為 60.6%； 2016-2020 年 6 家新能源和 3 家水電企業(yè)的均值分別為 46.9%、60.0%。剔除有一定規(guī)?；痣娰Y產(chǎn)的龍源電力

49、和華電福新后，其余4家新能源運營商2020年毛利率均值為54.0%，2016-2020年均值為 52.6%。凈利率：2020 年，6 家新能源運營商凈利率均值為 24.0%，3 家水電運營商均值為 36.3%； 2016-2020 年 6 家新能源和 3 家水電企業(yè)的均值分別為 22.7%、36.1%。剔除龍源電力和華電福新后，4 家新能源運營商 2020 年凈利率均值為 27.5%，2016-2020 年均值為 25.5%。ROE：2020 年，6 家新能源運營商ROE 均值為 8.8%，3 家水電運營商均值為 11.5%；2016-2020年 6 家新能源和 3 家水電企業(yè)的均值分別為8.

50、9%、12.6%。ROA：2020 年，6 家新能源運營商ROA 均值為 3.1%，3 家水電運營商均值為 5.2%；2016-2020年 6 家新能源和 3 家水電企業(yè)的均值分別為2.9%、5.1%。由此可見，風(fēng)電、光伏運營商的利潤率水平接近于水電，大幅高于火電，甚至略高于同樣有“印鈔機(jī)”美譽(yù)的核電。隨著補(bǔ)貼問題的逐步消解，風(fēng)、光運營的豐厚利潤將成為和水、核一樣實實在在的強(qiáng)勁現(xiàn)金流。圖表46 2011-2020 年 6 家新能源運營商毛利率圖表47 2011-2020 年 3 家水電運營商毛利率70%60%50%40%30%20%10%0%龍源電力三峽能源華能新能源中廣核風(fēng)電華電福新大唐新能

51、源80%70%60%50%40%30%20%10%0%長江電力華能水電雅礱江水電資料來源: 公司公告，Wind，資料來源: 公司公告，Wind，圖表48 2011-2020 年 6 家新能源運營商凈利率圖表49 2011-2020 年 3 家水電運營商凈利率龍源電力三峽能源華能新能源50%40%30%20%10%0%10%中廣核風(fēng)電華電福新大唐新能源-50%40%30%20%10%0%長江電力華能水電雅礱江水電資料來源: 公司公告，Wind，資料來源: 公司公告，Wind，圖表50 2011-2020 年 6 家新能源運營商ROE圖表51 2011-2020 年 3 家水電運營商ROE龍源電力

52、三峽能源華能新能源15%10%5%0%-5%中廣核風(fēng)電華電福新大唐新能源30%25%20%15%10%5%0%長江電力華能水電雅礱江水電資料來源: 公司公告，Wind，資料來源: 公司公告，Wind，圖表52 2011-2020 年 6 家新能源運營商ROA圖表53 2011-2020 年 3 家水電運營商ROA龍源電力三峽能源華能新能源5%4%3%2%1%0%1%中廣核風(fēng)電華電福新大唐新能源-10%8%6%4%2%0%長江電力華能水電雅礱江水電資料來源: 公司公告，Wind，資料來源: 公司公告，Wind，圖表54 2011-2020 年 A 股火電板塊毛利率&凈利率圖表55 2011-20

53、20 年 A 股火電板塊ROE&ROA35%30%25%20%15%10%5%0%毛利率-火電凈利率-火電16%14%12%10%8%6%4%2%0%ROE-火電ROA-火電資料來源: 公司公告，Wind，資料來源: 公司公告，Wind，圖表56 2011-2020 年中國核電&中國廣核毛利率圖表57 2011-2020 年中國核電&中國廣核凈利率60%50%40%30%20%10%0%中國核電中國廣核35%30%25%20%15%10%5%0%中國核電中國廣核資料來源: 公司公告，Wind，資料來源: 公司公告，Wind，圖表58 2011-2020 年中國核電&中國廣核 ROE圖表59 2

54、011-2020 年中國核電&中國廣核 ROA30%25%20%15%10%5%0%中國核電中國廣核中國核電中國廣核5%4%3%2%1%0%資料來源: 公司公告，Wind，資料來源: 公司公告，Wind，四、 利用小時具備提升潛力水、火、核、風(fēng)、光五大電源類型，從利用小時來看，核電遙遙領(lǐng)先，在 7500 小時/年上下的水平；水電稍低于火電，兩者均處于 4000 小時/年上下；風(fēng)電、光伏大幅落后，分別處于 2000、1200 小時/年上下的水平。圖表60 2011-2020 年水、火、核、風(fēng)、光利用小時對比h利用小時-水電（左軸）利用小時-火電（左軸）利用小時-核電（左軸）利用小時-風(fēng)電（左軸）

55、利用小時-光伏（左軸）9000800070006000500040003000200010000 資料來源: 國家統(tǒng)計局，國家能源局，中電聯(lián)，水、風(fēng)利用小時具備可比性，全國近半地區(qū)風(fēng)電高于水電但這是全國均值的對比，與核電、火電不同，水、風(fēng)、光這種直接利用自然能量的電源，其利用小時水平受所在地區(qū)自然資源影響，區(qū)域性差異極大。對比五大電源類型 2020 年在各省（區(qū)、市）的利用小時情況：水電：最高值出現(xiàn)在寧夏，達(dá)到 5312 小時；最低值在河北，僅有 780 小時；峰谷比為6.8:1?；痣姡鹤罡咧党霈F(xiàn)在新疆，達(dá)到 5236 小時；最低值在西藏，僅有 313 小時；峰谷比為16.7:1。核電：最高值

56、出現(xiàn)在浙江，達(dá)到 7838 小時；最低值在廣東，為 7194 小時；峰谷比為 1.1:1。 風(fēng)電：最高值出現(xiàn)在福建，達(dá)到 2880 小時；最低值在青海，為 1474 小時；峰谷比為 2.0:1。 光伏：最高值出現(xiàn)在內(nèi)蒙古，達(dá)到 1654 小時；最低值在重慶，為 653 小時；峰谷比為2.5:1。如果考慮剔除最大值和最小值以消除極端情況的影響，取次高和次低值進(jìn)行對照：水電：次高值出現(xiàn)在甘肅，達(dá)到 5247 小時；次低值在山東，僅有 794 小時；峰谷比為6.6:1。火電：次高值出現(xiàn)在江西，達(dá)到 5144 小時；次低值在青海，為 2572 小時；峰谷比為 2.0:1。核電：次高值出現(xiàn)在廣西，達(dá)到

57、7752 小時；次低值在遼寧，為 7307 小時；峰谷比為 1.1:1。風(fēng)電：次高值出現(xiàn)在云南，達(dá)到 2837 小時；次低值在河南，為 1536 小時；峰谷比為 1.8:1。光伏：次高值出現(xiàn)在黑龍江，達(dá)到 1604 小時；次低值在上海，為 861 小時；峰谷比為1.9:1。由此可見，核電利用小時峰谷差接近于 1:1，即基本不存在；火電利用小時峰谷差達(dá)到 2:1，主要是因為部分清潔能源占比高的省份（西藏、青海、云南等）為提高消納能力而大幅壓低火電利用小時，以及部分省份（上海、廣東、北京、浙江等）氣電裝機(jī)占比較高而拉低火電平均利用小時；風(fēng)電、光伏利用小時峰谷差一般在 2:1 左右；水電峰谷差最高，

58、達(dá)到 6:1 以上。圖表61 2020 年全國各?。▍^(qū)、市）水、火、核、風(fēng)、光利用小時最高值、最低值對比圖表62 2020 年全國各?。▍^(qū)、市）水、火、核、風(fēng)、光利用小時次高值、次低值對比9000800070006000500040003000200010000水電最高值最低值h火核風(fēng)光電電電伏9000800070006000500040003000200010000水電次高值次低值h火核風(fēng)光電電電伏資料來源: 國家統(tǒng)計局，國家能源局，中電聯(lián)，資料來源: 國家統(tǒng)計局，國家能源局，中電聯(lián)，內(nèi)地 31 個省（區(qū)、市）中，有 14 個地區(qū)的風(fēng)電利用小時高于當(dāng)?shù)厮娎眯r；而水電利用小時更高的 17 個地區(qū)中，云南和西藏的風(fēng)電利用小時卻高于當(dāng)?shù)鼗痣娎眯r?？梢岳斫鉃椋珖氲貐^(qū)的風(fēng)電運營效率優(yōu)于當(dāng)?shù)氐乃?。圖表63 2020 年全國各?。▍^(qū)、市）風(fēng)電和水電利用小時對比6000500040003000200010000水電風(fēng)電h北 天 河 山