電力行業(yè)專題研究：港股電力運營商估值重塑行至何處

電力行業(yè)專題研究：港股電力運營商估值重塑行至何處？一、電力運營企業(yè)新能源轉(zhuǎn)型符合政策和產(chǎn)業(yè)方向1.1

發(fā)電企業(yè)新能源轉(zhuǎn)型符合政策趨勢：新能源發(fā)電走向舞臺中央1.1.1

火電是我國的傳統(tǒng)電力來源，近年來新能源電力占比持續(xù)提升火電一般指燃煤、燃油、燃氣發(fā)電，新能源發(fā)電有廣義和狹義之分，目前最主要的新能

源發(fā)電為風(fēng)電和光伏發(fā)電。狹義的新能源發(fā)電包括太陽能、風(fēng)能、地?zé)崮堋⒑Ｑ竽堋⑸?/p>

物能、氫能等方式的發(fā)電，廣義的新能源發(fā)電包括核電（一般認(rèn)為第一代和第二代核電

技術(shù)算常規(guī)能源，第三代以后算新能源）和水電（一般認(rèn)為大中型水電是常規(guī)能源發(fā)電）。（1）發(fā)電量火電是我國傳統(tǒng)的電力來源，目前仍為發(fā)電主力，風(fēng)光發(fā)電量占比不足

10%?；鹆Πl(fā)

電量占比持續(xù)下降，2020

年火力發(fā)電量

5.28

萬億千瓦時，占全國發(fā)電量的

71%。風(fēng)能

和光伏發(fā)電量占比持續(xù)提升，2020

年風(fēng)能與光伏發(fā)電量合計占比提升至

9.7%。（2）裝機量存量角度看，火電累計裝機量占比超過

56%；光伏發(fā)電與風(fēng)電累計裝機量大致相當(dāng)，

合計約占總裝機量的

1/4。我國火電裝機量占比最大，但持續(xù)下降，截至

3Q21

的裝機

占比為

56%；光伏發(fā)電、風(fēng)電累計裝機量分別為

278GW、297GW，分別占全部累計裝

機量的

12%、13%，合計占比

25%。增量角度看，2020

年風(fēng)電與光伏發(fā)電新增裝機量約占全部新增裝機量的

63%，火電

新增裝機量整體低于新能源發(fā)電。（1）我國風(fēng)電和光伏發(fā)電新增裝機量存在月度波動，

一般

12

月份搶裝會導(dǎo)致全口徑裝機量為全年最高，數(shù)倍于其他月份。2020

年

12

月，

受搶裝潮的影響，風(fēng)電和光伏發(fā)電新增裝機量分別達到

47.5GW和

22.3GW，合計約占

全部新增裝機的

79%。2020

年風(fēng)電和光伏發(fā)電新增裝機量占全部新增裝機的

63%。（2）

火電新增裝機整體低于新能源發(fā)電裝機，個別月份會出現(xiàn)高于新能源新增裝機量的情形。1.1.2

發(fā)電、用電政策雙側(cè)發(fā)力，支持配套措施陸續(xù)布局（1）風(fēng)光大基地〃引導(dǎo)發(fā)電側(cè)項目建設(shè)政策加持下，風(fēng)光大基地將成為我國未來重要的清潔能源基地，風(fēng)光發(fā)電高需求確定。

10

月

8

日國務(wù)院會議提出，要加快推進沙漠戈壁荒漠地區(qū)大型風(fēng)電、光伏基地建設(shè)，加

快應(yīng)急備用和調(diào)峰電源建設(shè)。2021

年

12

月初，國家能源局、國家發(fā)改委印發(fā)了《第一

批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風(fēng)電、光伏基地建設(shè)項目清單的通知》，涉及

19

省份，規(guī)?？傆?/p>

97.05GW。此外，國家能源局還下發(fā)了《關(guān)于組織擬納入國家第二

批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風(fēng)電光伏基地項目的通知》，要求各省在

12

月

15

日前上報第二批新能源大基地的名單，標(biāo)志著第二批風(fēng)光大基地項目建設(shè)拉開帷幕。（2）綠電政策〃完善用電側(cè)市場體系綠電政策頻出，綠電交易試點工作進展順利。2021M9，國家發(fā)改委、國家能源局正式

批復(fù)了國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)編制的《綠色電力交易試點工作方案》，其中的綠色電力產(chǎn)品

目前主要指的是風(fēng)電和光伏發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電量。11

月

24

日，中央深改委提出要推進適

應(yīng)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的電力市場機制建設(shè)，有序推動新能源參與市場交易。當(dāng)日，國家電網(wǎng)

亦發(fā)布《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則》，提出所有的發(fā)電類型和企業(yè)都可以參與省間電力現(xiàn)貨

交易，鼓勵省間綠電交易。綠電政策有利于建立綠色能源生產(chǎn)消費的市場體系和長效機制。第一，綠電政策為用戶

提供購買綠電的途徑，促進可再生能源消納責(zé)任權(quán)重的落實；第二，綠電政策有效解決

了企業(yè)的綠色電力消費認(rèn)證問題；第三，優(yōu)先將去補貼后的平價新能源納入交易，建立

促進新能源發(fā)展的長效機制；第四，引導(dǎo)全社會形成綠色生產(chǎn)生活方式。綠電交易較火電存在溢價，體現(xiàn)了綠色電力除電能價值以外的環(huán)境價值。2021

年

9

月

7

日，我國正式啟動綠色電力交易試點，首批交易電量

79.35

億千瓦時。首批綠電交易價

格較當(dāng)?shù)仉娏χ虚L期交易價格溢價

0.03-0.05

元/千瓦時。11

月

11

日，浙江交易中心促

成大唐新能源與浙江銀泰百貨

3000

萬千瓦時的綠電交易，在當(dāng)?shù)孛弘娀鶞?zhǔn)價的基礎(chǔ)上

溢價約

6.1

分/千瓦時，溢價比例達到

15%。許多企業(yè)參與綠色電力交易的意愿較強，

愿意為綠色電力的環(huán)境屬性支付額外費用。因此，綠電交易有望擺脫電力同質(zhì)化的屬性，

綠電環(huán)境屬性價值將充分體現(xiàn)，綠電價格有望維持溢價。（3）儲能政策〃配套新能源電力風(fēng)電、光伏發(fā)電等新能源發(fā)電方式具有較大的波動性，調(diào)峰難，未來的高比例應(yīng)用必須

需要配套一定的儲能電站。目前由于抽水蓄能電站成本低，具有很大的靈活性優(yōu)勢，仍

是當(dāng)前最經(jīng)濟的大規(guī)模儲能形式。未來，化學(xué)儲能、氫儲能等儲能技術(shù)的應(yīng)用預(yù)計也會

得到一定程度的提升。政策促進源網(wǎng)荷儲互動，積極解決清潔能源消納問題。2018

年開始，國家能源局制定了

《清潔能源消納行動計劃（2018-2020

年）》，其中提出“促進源網(wǎng)荷儲互動”，優(yōu)化儲能

技術(shù)發(fā)展方式，積極探索可再生能源富余電力轉(zhuǎn)化為熱能、冷能、氫能。從

2018

年到

2020

年，棄風(fēng)棄光逐年好轉(zhuǎn)，風(fēng)電光伏利用率大幅度上升，到

2020

年風(fēng)電利用率已經(jīng)

達到

97%，光伏利用率達到

98%。2H21

以來，儲能政策密集發(fā)布，加強對新能源發(fā)電高比例應(yīng)用的保障。2021M7，國家

能源局發(fā)布《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，指出到

2025

年要實現(xiàn)新型儲能

從商業(yè)化初期到規(guī)模化發(fā)展轉(zhuǎn)變，2025

年儲能裝機規(guī)模要達到

30GW以上。8

月，國家

發(fā)改委、國家能源局鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)通過自建或購買的方式配臵儲能或調(diào)峰能力。

隨著新能源發(fā)電占比快速提高，儲能在我國電力市場將發(fā)揮越來越重要的作用。（4）能耗雙控政策調(diào)整，支持新能源發(fā)展新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制，能耗“雙控”將向碳排放總量和

強度“雙控”轉(zhuǎn)變。9

月

16

日，發(fā)改委印發(fā)《完善能源消費強度和總量雙控制度方案》，

鼓勵地方增加可再生能源消費，根據(jù)各省可再生能源電力消納和綠色電力證書交易等情

況，對超額完成激勵性可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重的地區(qū)，超出最低可再生能源電力

消納責(zé)任權(quán)重的消納量，不納入該地區(qū)年度和五年規(guī)劃當(dāng)期能源消費總量考核。12

月，

中央工作會議更加明確提出，增加新能源消納能力，新增可再生能源和原料用能不納入

能源消費總量控制，創(chuàng)造條件盡早實現(xiàn)能耗“雙控”向碳排放總量和強度“雙控”轉(zhuǎn)變。

通過能耗“雙控”政策調(diào)整，可見我國支持新能源發(fā)展的目標(biāo)明顯。1.1.3

新能源發(fā)電轉(zhuǎn)型目標(biāo)明確，風(fēng)光發(fā)電占比預(yù)計快速提升（1）能源消費目標(biāo)“雙碳目標(biāo)”的政策背景下，我國持續(xù)推進能源綠色低碳轉(zhuǎn)型。2020

年，我國非化石能

源占一次能源消費比重為

15.9%，2025、2030

和

2060

年預(yù)計分別提升至

20%、25%

和

80%。（2）發(fā)電量目標(biāo)非化石能源發(fā)電量：2020

年我國非化石能源發(fā)電量占比約

33.9%，2021

年預(yù)計可達到

47.3%。（2）2020

年風(fēng)能與光伏發(fā)電量合計占比約

9.7%，2021

年目標(biāo)為

11.0%、2025

年目標(biāo)為

16.5%，較

2020

年提升約

7pcts。從中遠期看，光伏與風(fēng)能發(fā)電將成為主力電源，火電占比收縮。根據(jù)能源研究所等機構(gòu)

的預(yù)測，預(yù)計到

2050

年我國風(fēng)能、光伏發(fā)電量占比分別可達到

33%、39%，合計約占

72%，比

2025

年

16.5%的目標(biāo)提升了約

56pcts。隨著新能源發(fā)電及配套技術(shù)的不斷成

熟，新能源裝機量不斷增加，未來的火電將越來越多地承擔(dān)“調(diào)節(jié)性電源”的作用。（3）裝機量存量角度看，未來五年的非化石能源裝機占比、可再生能源裝機占比提升超過

7pcts。

由于風(fēng)電、光伏發(fā)電等發(fā)電方式的可利用小時數(shù)低于火電，非化石能源裝機占比往往大

于前文所分析的發(fā)電量占比。2020

年我國非化石能源裝機占比約

44.8%，2025

年裝機

目標(biāo)為

52%，提升

7.2pcts。2020

年我國可再生能源發(fā)電累計裝機占比約

42.5%，2025

年裝機目標(biāo)約

50%，提升

7.5pcts。根據(jù)國家發(fā)展改革委能源研究所等機構(gòu)的預(yù)測，到

2025

年光伏總裝機量預(yù)計占全國總裝機的

24%，2035

年光伏總裝機規(guī)模達到

30

億千

瓦，占全國總裝機的

49%，而

2020

年光伏總裝機量僅占全國總裝機量的

11.5%。1.2

新能源發(fā)電轉(zhuǎn)型符合產(chǎn)業(yè)邏輯：火電盈利不穩(wěn)定，新能源發(fā)電未來最經(jīng)

濟新能源發(fā)電的優(yōu)勢使其符合經(jīng)濟、環(huán)保的產(chǎn)業(yè)發(fā)展大邏輯，火電的優(yōu)勢使其更適合成為

調(diào)節(jié)性電源。目前主流的新能源發(fā)電方式主要是風(fēng)電和光伏發(fā)電，其資源優(yōu)勢地區(qū)在西

北地區(qū)，優(yōu)點主要包括環(huán)保、可再生、運營成本低，缺點主要是受自然環(huán)境影響較大、

調(diào)峰難、需要儲能電站、占地面積大。相較而言，目前主流的發(fā)電方式火電優(yōu)點主要在

于調(diào)峰易、技術(shù)成熟，缺點主要在于不環(huán)保、資源不可再生等。1.2.1

“市場煤、計劃電”的制度矛盾易使火電企業(yè)虧損，火電盈利具有不穩(wěn)定性自

2004

年提出煤電價格聯(lián)動機制起，我國煤電價格聯(lián)動機制維持了

15

年之久。最初

的煤電聯(lián)動價格機制要求以

6

個月為一個周期，在平均煤價波動超過

5%時調(diào)整電價。

煤電聯(lián)動機制使得煤價超過規(guī)定漲跌幅時，可以形成價格聯(lián)動效應(yīng)，通過電價上漲加以

釋放，減輕電力企業(yè)因煤炭成本上漲帶來的虧損壓力。經(jīng)過

10

年運行，到

2015

年底全

國煤電機組標(biāo)桿上網(wǎng)電價共進行了

11

次調(diào)整。2H16

起，煤價進入牛市，但火電電價調(diào)整滯后，火電企業(yè)盈利能力受損。自從

2016

年我國實施供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革以來，降電價就成為降低企業(yè)經(jīng)營成本、深化供給側(cè)改革

的必要措施之一。自

2H16

煤價上漲開始，火電電價僅在

2017

年

7

月

1

日上調(diào)過一次，

上調(diào)幅度還不足以覆蓋煤價上漲的漲幅。2018

年的《政府工作報告》明確提出一般工商

業(yè)電價平均降低

10%，1H18

煤價上漲、電價調(diào)整滯后等原因使得火電企業(yè)普遍虧損。2020

年取消煤電聯(lián)動機制，火電開始市場化改革，但仍受政府較大程度的管控。2020

年，我國將標(biāo)桿上網(wǎng)電價機制改為“基準(zhǔn)價+上下浮動”的市場化機制，浮動范圍為上

浮不超過

10%、下浮不超過

15%。隨著上網(wǎng)電價改為“基準(zhǔn)價+上下浮動”的市場化機

制，電力系統(tǒng)有更充分的價格自主權(quán)，電力系統(tǒng)從“計劃電”走向“市場電”步伐加快。3Q21

火電成本端煤價的持續(xù)拉升使得火電企業(yè)成本壓力巨大，造成許多火電企業(yè)虧損。

2020

年

10

月下旬動力煤（Q5500，山西產(chǎn)）秦皇島市場價攀升至

2592.5

元/噸，由于

各地區(qū)電價不同，對應(yīng)的煤價盈虧平衡點有所不同，大約在

600-1000

元/噸區(qū)間，也即

長約占比較小的許多企業(yè)出現(xiàn)暫時性虧損。部分企業(yè)不發(fā)電導(dǎo)致電荒，9

月末多個省份

出現(xiàn)大規(guī)模限電狀況，其中以東北地區(qū)的遼寧、吉林、黑龍江三省尤為嚴(yán)峻，多次出現(xiàn)

拉閘限電現(xiàn)象。在今年“煤電頂?！北尘跋?，政府積極協(xié)調(diào)，一方面提升了火電的市場化程度，另一方

面給煤價降溫。煤礦增產(chǎn)、推動煤電市場化等深化改革、2022

年提升長協(xié)煤比例、調(diào)整

長協(xié)煤基準(zhǔn)價等政策逐步推出；同時地方政府陸續(xù)發(fā)布增加煤炭供應(yīng)、重簽

4Q21

煤電

電價等配套政策。1.2.2

火電發(fā)電成本幾乎不存在下降空間，新能源發(fā)電未來將成為最經(jīng)濟的發(fā)電方式預(yù)計

2025

年光伏發(fā)電將成為最經(jīng)濟的發(fā)電技術(shù)之一，遠期看陸風(fēng)發(fā)電成本優(yōu)勢僅次于

光伏發(fā)電。由于火電發(fā)電技術(shù)已經(jīng)成熟，其發(fā)電成本幾乎不存在下降空間，而新能源發(fā)

電成本降低空間巨大。根據(jù)能源研究所的預(yù)測，到

2025

年，光伏當(dāng)年新增裝機發(fā)電成

本（含稅和合理收益率）將低于

0.3

元/千瓦時，在所有發(fā)電技術(shù)新增裝機中，成本處于

較低水平。同時光伏發(fā)電成本仍將保持快速下降，到

2035、2050

年新增光伏發(fā)電成本

相比當(dāng)前預(yù)計分別約下降

50%、70%，達到約

0.2

元/千瓦時、0.13

元/千瓦時。2030

年預(yù)計陸上風(fēng)電發(fā)電成本將低于0.3元/千瓦時，2050年發(fā)電成本將低于0.23元/千瓦時。1.3

風(fēng)光平價使企業(yè)對補貼依賴度降低、現(xiàn)金流狀況好轉(zhuǎn)1.3.1

繼海風(fēng)平價后，陸風(fēng)

2021

年亦實行平價上網(wǎng)我國的風(fēng)力發(fā)電補貼可以大致分為

3

個階段。（1）2009

年-2018

年為固定標(biāo)桿電價方式

階段；（2）2017-2019

年，平價上網(wǎng)拉開序幕，各風(fēng)電開發(fā)企業(yè)申報風(fēng)電平價上網(wǎng)示范

項目，2018

年推出競爭方式配臵風(fēng)電項目，2019

年指出積極推進并優(yōu)先建設(shè)風(fēng)電平價上

網(wǎng)項目；（3）2020

年至今，全面推進平價上網(wǎng)，2020

年新增海上風(fēng)電不再納入中央財政

補貼范圍，2021

年風(fēng)電取消補貼實行平價上網(wǎng)。隨著風(fēng)力發(fā)電成本不斷下降，風(fēng)電指導(dǎo)價亦下降，2018-2020

年風(fēng)電各地補貼逐漸退

坡，2021

年平價上網(wǎng)。2015

年，I、II、III、IV類地區(qū)陸風(fēng)、海風(fēng)并網(wǎng)電價分別為

0.49、

0.52、0.56、0.61、0.85

元/千瓦時，而

2018

年

，I、II、III、IV類地區(qū)陸風(fēng)、海風(fēng)并

網(wǎng)電價分別為

0.40、0.45、0.49、0.57、0.85

元/千瓦時，陸風(fēng)指導(dǎo)價顯著下降。到

2020

年，I、II、III、IV類地區(qū)陸風(fēng)、海風(fēng)并網(wǎng)電價分別為

0.29、0.34、0.38、0.47、0.75

元/千瓦時，陸風(fēng)與海風(fēng)指導(dǎo)價下降幅度均較大。2021

年風(fēng)電取消補貼實行平價上網(wǎng)。1.3.2

光伏發(fā)電平價上網(wǎng)時代來臨我國的光伏發(fā)電補貼可以大致分為

4

個階段。2012

年及之前為初始補貼階段；2013

年

起進入高度電補貼階段；2016-2020

年為度電補貼下降階段，尤其是

2019

年開始采用

競價補貼政策，加速了向平價上網(wǎng)的過渡；2021

年后將進入平價上網(wǎng)階段。隨著光伏發(fā)電成本不斷下降，2013-2020

年各地補貼逐漸退坡。截至

2020

年

4

月，

公司對

I、II、III類地區(qū)并網(wǎng)電價分別為

0.49、0.40、0.35

元/千瓦時，較

2013

年

8

月

時的電價下降了一半以上；同時分布式補貼從

2013

年

8

月的

0.42

元/千瓦時下降到

2020

年

4

月的

0.05

元/千瓦時。2018

年

12

月

29

日，國內(nèi)首個大型平價上網(wǎng)光伏項目在青海

格爾木正式并網(wǎng)發(fā)電，樹立了光伏發(fā)電行業(yè)重要的里程碑。國家發(fā)展改革委、國家能源

局發(fā)布的《關(guān)于公布

2020

年風(fēng)電、光伏發(fā)電平價上網(wǎng)項目的通知》指出，2020

年風(fēng)電

平價上網(wǎng)項目裝機規(guī)模

11.40GW、光伏發(fā)電平價上網(wǎng)項目裝機規(guī)模

33.05GW。2021

年起，我國正式邁入光伏發(fā)電平價上網(wǎng)時代。6

月

11

日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)

于

2021

年新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》，指出今年起中央財政不再對新備案集

中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項目進行補貼，實行平價上網(wǎng)，8

月

1

日起執(zhí)行；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。1.3.3

告別補貼依賴，企業(yè)未來現(xiàn)金流狀況將大幅改善在新能源發(fā)電補貼階段，國家財政部用于補貼的專項資金缺口較大，目前仍存在大量拖

欠補貼項目。根據(jù)人大執(zhí)法檢查組報告，“十三五”期間

90%以上新增可再生能源發(fā)電項

目補貼資金來源尚未落實，截至

2018

年底，電價補償累計缺口達

2331

億元。根據(jù)彭博

新能源財經(jīng)估計，到

2034

年，國內(nèi)可再生能源電價補償累計缺口將超過

2810

億美元，

缺口達到峰值，到

2049

年補貼缺口才會消失。平價后補貼拖欠的壓力及影響將逐漸減小，電站資產(chǎn)質(zhì)量優(yōu)化，現(xiàn)金流預(yù)計改善。以光

伏電站為例，根據(jù)第六批、第七批補貼目錄光伏電站項目補貼發(fā)放速度來看，補貼延遲

一般在

2

年左右，造成光伏運營企業(yè)應(yīng)收賬款高企，這是影響光伏電站企業(yè)現(xiàn)金流狀況

一個重要因素。隨著平價實現(xiàn)，未來的電站項目回報水平會提升，實現(xiàn)無補貼盈利，新

建電站資產(chǎn)的實際回報率將大大提升，電力運營企業(yè)的財務(wù)狀況也有望逐步好轉(zhuǎn)。二、新能源轉(zhuǎn)型路漫漫，國家電投先發(fā)，其他集團奮起直追本節(jié)首先分析了“五大四小”發(fā)電規(guī)模及結(jié)構(gòu)變化，發(fā)現(xiàn)新能源轉(zhuǎn)型乃大勢所趨；然后

分析了五大發(fā)電集團新能源裝機現(xiàn)狀，最后對比了“五大四小”的新能源裝機目標(biāo)。2.1

“五大四小”占我國發(fā)電裝機半壁江山，新能源轉(zhuǎn)型乃大勢所趨“五大四小”發(fā)電集團或公司累計裝機量在我國的裝機占比持續(xù)保持在

50%以上，五

大集團累計裝機量占比約

43%。本報告所提及的“五大四小”發(fā)電集團（或公司）主

要包括國家能源集團、華能集團、國家電投、華電集團、大唐集團、三峽集團、中廣核

集團、華潤電力、國投電力。2018-2020

年五大四小累計發(fā)電裝機分別約為

1036GW、

1082GW和

1181GW，分別占我國累計裝機量的

54.5%、53.8%和

53.7%。發(fā)電市場整體集中度不高，國家能源集團、華能集團、國家電投裝機量位列前三。2020

年“五大”發(fā)電集團累計裝機量排名為國家能源集團、華能集團、國家電投、華電集團、

大唐集團，最大的國家能源集團裝機量

257GW，約占全國總裝機量的

11.7%；“四小”

發(fā)電集團和公司累計裝機量排名為三峽集團、中廣核集團、華潤電力、國投電力，最小

的國投電力裝機量約占全國總裝機量的

1.4%。各集團或公司火電裝機占比呈下降趨勢，2018-2020

年下降最明顯的是國投電力、國

家電投、華潤電力等。五大發(fā)電集團、國投電力及華潤電力的火電裝機占比持續(xù)下降。

2018-2020

年，大唐集團火電裝機占比從

68.3%下降到

65.2%，降低了

3.2pcts；國家

電投火電裝機占比從

56.6%下降到

49.4%，降低了

7.2pcts；國家能源集團火電裝機占

比從

75.6%下降到

73.3%，降低了

2.3pcts；華電集團從

70.6%下降到

69.0%，降低了

1.6pcts；華能集團火電裝機占比從

72.9%下降到

69.5%，降低了

3.4pcts；國投電力從

46.3%下降到

37.3%，降低了

9pcts；華潤電力從

79.6%下降到

74.1%，降低了

5.5pcts。

因此在“五大四小”發(fā)電集團或公司中，火電占比下降最大的是國投電力、國家電投、

華潤電力等。此外，三峽集團火電業(yè)務(wù)占比極小，中廣核集團不開展火電業(yè)務(wù)。中廣核集團新能源裝機規(guī)模大，國家電投風(fēng)光裝機占比提升速度較快。中廣核集團風(fēng)光

新能源裝機占比較高，2020

年風(fēng)光裝機占比大約為

38.3%。2019-2020

年國家電投加

大風(fēng)光裝機力度，風(fēng)光新能源裝機占比從

2018

年的

24%提升到

34%左右；2020

年，

大唐集團、國投電力、華電集團、華能集團、華潤電力、三峽集團、中廣核集團風(fēng)光新

能源裝機占比提升

2-6pcts。三峽集團、國投電力水電裝機量占比最大，其他公司水電裝機占比均不足

20%。2020

年三峽集團和國投電力水電裝機分別為

75%和

53%。大唐集團、華電集團、華能集團、

國家能源集團水電裝機占比均介于

10%-20%，且相對保持穩(wěn)定。國家能源集團、華潤

電力水電裝機均不足

10%，中廣核集團不開展水電業(yè)務(wù)。2.2

五大發(fā)電集團新能源裝機現(xiàn)狀：國家電投大而散，其他集團更集中五大發(fā)電集團中，國家電投新能源裝機量最大、占比最高。2020

年，國家電投風(fēng)電和光

伏發(fā)電裝機量占比相當(dāng)，分別約為

31GW和

30GW，風(fēng)電與光伏發(fā)電裝機占比合計約

34%。

國家能源集團、華能集團、華電集團、大唐集團以風(fēng)電為主，風(fēng)光裝機量占比分別為

19%、

16%、18%和

15%。五大發(fā)電集團中，國家電投子公司風(fēng)光裝機量相對分散，其他集團子公司風(fēng)光裝機量相

對集中。2020

年國家電投風(fēng)光裝機量約

60.5GW，其子公司黃河水電、中國電力、上海

電力、吉電股份風(fēng)光裝機量合計占集團風(fēng)光裝機量比例僅

49.3%。國家能源集團的子公

司龍源電力、國電電力風(fēng)光裝機量占集團風(fēng)光裝機量的61.4%，其中龍源電力占比47.7%。

華能集團旗下華能新能源、華能國際風(fēng)光裝機量占集團風(fēng)光裝機量的

79.5%。華電集團

旗下華電福新、華電國際風(fēng)光裝機量占集團風(fēng)光裝機量的

75.2%。大唐集團旗下大唐新

能源、大唐發(fā)電風(fēng)光裝機量占集團風(fēng)光裝機量的

89.1%。龍源電力、三峽能源、華能新能源、中廣核風(fēng)電風(fēng)光裝機規(guī)模名列前茅。國家能源集團

旗下龍源電力的風(fēng)光裝機量最大、國電電力風(fēng)光裝機量位列第

10。三峽集團旗下三峽能

源風(fēng)光裝機量位列第

2。華能集團旗下華能新能源、華能國際的風(fēng)光裝機量位列第

3、

第

9。中廣核集團旗下中廣核風(fēng)電風(fēng)光裝機量位列第

4。華電集團旗下華電福新、華電

國際風(fēng)光裝機量位列第

5、第

16。大唐集團旗下大唐新能源、大唐發(fā)電風(fēng)光裝機量位列

第

6、第

11。國家電投旗下黃河水電、中國電力、上海電力、吉電股份風(fēng)光裝機量位列

第

7、第

12、第

13

和第

14。五大發(fā)電集團旗下上市公司中，大唐新能源、龍源電力的清潔能源裝機占比較高。大唐

集團旗下上市公司中，大唐新能源的新能源裝機占比為

100%，其中大部分為風(fēng)電；而

大唐發(fā)電清潔能源裝機占比僅

29%。國家能源集團旗下上市公司中，龍源電力的清潔能

源裝機占比約

92%，其中最主要的部分是風(fēng)電；而國電電力清潔能源占比僅

25%。2.3

“五大四小”新能源裝機目標(biāo)：國家能源和三峽提升空間大、目標(biāo)高“十四五”期間，五大發(fā)電集團中，國家電投的新能源裝機目標(biāo)較容易實現(xiàn)，國家能源

集團離規(guī)劃目標(biāo)最遠。國家電投的“十四五”規(guī)劃目標(biāo)相較容易實現(xiàn)，對其裝機量約束

力較小，2021

年已基本實現(xiàn)清潔能源裝機占比

60%的目標(biāo)。國家能源集團、華能集團、

大唐集團、華電集團等發(fā)電集團“十四五”新能源新增裝機規(guī)劃及清潔能源裝機占比目

標(biāo)相對較高，超過

50%，提升空間仍大，分別將提升

23pcts、13pcts、12pcts和

7pcts。國家能源集團、三峽集團、華能集團、華電集團“十四五”期間新能源裝機規(guī)劃目標(biāo)較

高。國家能源集團、三峽集團、華能集團、華電集團

2020-2025

年新能源新增裝機規(guī)劃

分別為

70-80GW、70-80GW、80GW和

75GW。國家電投、大唐集團

2020-2025

年新能

源新增裝機預(yù)計分別為

50GW、40GW。三、港股上市公司分析：發(fā)電結(jié)構(gòu)優(yōu)化，盈利能力提升3.1

港股電力運營公司分為傳統(tǒng)電力運營公司、新能源電力運營公司按照火電及新能源發(fā)電量占比，我們將港股上市電力公司分為兩類。（1）一類是新能源

電力運營企業(yè)，即風(fēng)電、光伏發(fā)電等為主要構(gòu)成部分的電力運營企業(yè)，如信義能源、新

天綠色能源、大唐新能源、協(xié)和新能源、龍源電力、中廣核新能源等。（2）另一類是傳

統(tǒng)電力運營企業(yè)，即火電為主要的電力構(gòu)成部分的電力運營企業(yè)，如中國電力、大唐發(fā)

電、華潤電力、華電國際、華能國際等。在此基礎(chǔ)上，我們選擇了

4

個港股新能源電力為主的運營公司（龍源電力、信義能源、

大唐新能源、中廣核新能源）和

5

個港股傳統(tǒng)電力為主的運營公司（中國電力、華潤電

力、華電國際、華能國際、大唐發(fā)電）進行分電源類型經(jīng)營數(shù)據(jù)分析和業(yè)績對比。3.2

分電源類型經(jīng)營數(shù)據(jù)對比：各公司揚長補短，持續(xù)優(yōu)化發(fā)電結(jié)構(gòu)3.2.1

發(fā)電量：龍源電力乃風(fēng)電龍頭，中國電力揚光電之長、補風(fēng)電之短從發(fā)電量上看，過往

5

年這些港股上市公司光伏發(fā)電量增速整體高于風(fēng)電，中國電力風(fēng)

光發(fā)電增速均較高。新能源電力運營公司的風(fēng)光發(fā)電量增速整體低于傳統(tǒng)電力發(fā)電量增

速。風(fēng)電方面，中國電力風(fēng)電過去

5

年增速高，2017-2020

年

CAGR為

72.8%；光伏發(fā)

電方面，中國電力光伏發(fā)電規(guī)模最大，華能國際、中國電力、華電國際

2017-2020

年光

伏發(fā)電量

CAGR分別為

142.6%、108.2%、51.7%。就風(fēng)電而言，龍源電力發(fā)電量規(guī)模最大，2017-2019

年中國電力風(fēng)電增速高，2020

年中廣核新能源、大唐發(fā)電、華能國際發(fā)電量增速提升。龍源電力

2020

年風(fēng)電發(fā)電量

為

43683GWh，數(shù)倍于其他上市公司，同時其發(fā)電量增速較低。中國電力風(fēng)電規(guī)模較小，

2017-2019

年增速較快，2020

年放緩。2020

年，中國電力光伏發(fā)電規(guī)模最大，華能國際、中廣核新能源光伏發(fā)電增速較高。

2020年中國電力光伏發(fā)電量為4852GWh，數(shù)倍于其他港股上市公司。2020年華能國際、

中廣核新能源、中國電力、大唐新能源、華電國際、大唐發(fā)電光伏發(fā)電量增速分別為

73%、

64%、45%、44%、8%、8%。3.2.2

裝機量及市占率：各賽道龍頭地位穩(wěn)固，后發(fā)者發(fā)電結(jié)構(gòu)優(yōu)化加速（1）新能源電力運營公司裝機：龍源電力風(fēng)電第一地位穩(wěn)固，信義能源光伏一枝獨秀過往

5

年，四大港股新能源電力運營公司的光伏發(fā)電裝機量增速明顯高于風(fēng)電。風(fēng)電方

面，龍源電力規(guī)模最大，中廣核新能源風(fēng)電裝機量增速較高，2017-2020

年

CAGR約為

25.3%，龍源電力、大唐新能源風(fēng)電裝機量

CAGR在

5%-10%之間。光伏發(fā)電方面，信

義能源裝機量較大，大唐新能源、中廣核新能源光伏發(fā)電裝機量增速高，2017-2020

年

CAGR分別為

63.5%、52.9%。風(fēng)電方面，在港股新能源電力運營公司中，龍源電力風(fēng)電裝機量較大，中廣核新能源增

速較快。2020

年龍源電力風(fēng)電裝機量

22.3GW，同比增長

11%；大唐新能源風(fēng)電裝機量

11.1GW，同比增長

17%。中廣核新能源風(fēng)電規(guī)模較小，2020

年裝機量僅

3.0GW，但基

數(shù)小增速較高，同比增長

57%。（2）傳統(tǒng)電力運營公司裝機量：大唐發(fā)電、華能國際加速布局新能源發(fā)電過往5年，四大港股傳統(tǒng)電力運營公司的光伏裝機量增速普遍高于風(fēng)電裝機。風(fēng)電方面，

華潤電力規(guī)模較大，2019-2020

年中國電力、華潤電力、華能國際、大唐發(fā)電風(fēng)電裝機

量

CAGR均在

20%-40%之間。光伏發(fā)電方面，中國電力裝機量規(guī)模較大，華能國際光

伏發(fā)電裝機增速最高，2019-2020

年

CAGR為

58%；大唐發(fā)電

2017-2020

年光伏發(fā)電裝

機量

CAGR為

52%；華潤電力

2017-2020

年光伏發(fā)電裝機量

CAGR為

44%；中國電力

2020

年光伏裝機量同比增長

37%。風(fēng)電方面，在港股傳統(tǒng)電力運營公司中，華潤電力風(fēng)電裝機量較大，大唐發(fā)電、華能國

際增速較快。2020

年華潤電力風(fēng)電裝機量

10.4GW，同比增長

20%；大唐發(fā)電風(fēng)電裝機

量

4.7GW，同比增長

43%；華能國際風(fēng)電裝機量

8.1GW，同比增長

38%。中國電力風(fēng)

電規(guī)模較小，2020

年裝機量僅

2.0GW，同比增速約為

30%。光伏發(fā)電方面，在港股傳統(tǒng)電力運營公司中，中國電力裝機量最大，大唐發(fā)電、華能國

際增速較快。2020

年，中國電力光伏發(fā)電裝機量達

3.4GW，同比增長

37%；大唐發(fā)電、

華能國際規(guī)模不及中國電力，但

2020

年同比增速分別高達

148%、75%。（3）新能源發(fā)電市占率從市占率上看，龍源電力和中國電力分別穩(wěn)居風(fēng)電、光伏發(fā)電龍頭地位。風(fēng)電方面，龍

源電力的風(fēng)電裝機規(guī)模最大，2020

年市占率約

7.9%，大唐新能源、華潤電力、華能國

際次之，2020

年市占率分別為

4.0%、3.6%、2.9%。光伏發(fā)電方面，中國電力的光伏

發(fā)電裝機規(guī)模最大，2020

年市占率約

1.3%，京能清潔能源、華能國際、信義能源、大

唐發(fā)電次之，2020

年市占率分別為

1.1%、1.0%、0.7%、0.6%。（4）裝機預(yù)測十四五期間，港股傳統(tǒng)電力運營公司新能源裝機增速預(yù)計高于新能源電力運營公司。根

據(jù)各公司所屬集團的裝機目標(biāo)、各公司在集團的新能源裝機量占比、各公司裝機發(fā)展現(xiàn)

狀及未來規(guī)劃，我們預(yù)測了這些港股電力運營公司

2021-2025

年的新能源新增裝機量。

2021-2025

年新能源電力運營公司累計裝機

CAGR大約介于

15%-25%。傳統(tǒng)電力運營

企業(yè)中，2021

年中國電力新能源轉(zhuǎn)型加速，目前已落地光伏風(fēng)電項目近

1000

萬千瓦，

鎖定風(fēng)光項目資源

2000

萬千瓦，在談風(fēng)光項目

3000

萬千瓦，實現(xiàn)了“落地一批、鎖定

一批、儲備一批”的良性循環(huán)，預(yù)計十四五期間累計裝機

CAGR為

65%。大唐發(fā)電、華

能國際、華電國際、華潤電力

2021-2025

年間累計裝機

CAGR分別為

56%、39%、38%、

36%。3.2.3

利用小時數(shù)：同種發(fā)電方式下，兩類公司不存在明顯差異從風(fēng)電和光伏發(fā)電利用小時數(shù)來看，新能源電力運營商和港股傳統(tǒng)電力運營商同種發(fā)電

類型的利用小時數(shù)不存在明顯差異。整體看，平均風(fēng)電利用小時數(shù)大約

2096

小時，平

均光伏發(fā)電利用小時數(shù)大約

1363

小時。3.3

港股電力運營公司業(yè)績：信義能源、中國電力、華潤電力盈利水平較好3.3.1

港股新能源電力運營公司業(yè)績：龍源電力體量大、信義能源盈利能力領(lǐng)先本部分首先分別簡要分析了龍源電力、信義能源、大唐新能源、中廣核新能源的業(yè)績情

況，然后對比了各家公司的盈利能力。龍源電力風(fēng)電收入占比最大，是公司主要利潤來源，收入及利潤增速不高。龍源電力火

電收入占售電收入比例從

2017

年的

32.6%下降到

2020

年的

26.5%，風(fēng)電占售電收入

比例從

2017

年的

65.3%提升到

2020

年的

72.3%。2020

年利潤結(jié)構(gòu)為火電

5.1%、風(fēng)

電

98.4%、其他-3.5%。2017-2020

年龍源電力風(fēng)電、火電收入

CAGR分別為

9%、-2%；

2017-2020

年龍源電力風(fēng)電利潤增速分別為

20%、17%、3%、6%。信義能源

100%為光伏發(fā)電收入，2020

年收入及利潤增速放緩。2017-2020

年收入增

速分別為

15%、8%、33%、8%，CAGR約為

16%；毛利增速分別為

15%、10%、33%、

3%，CAGR約為

15%。大唐新能源風(fēng)電收入占比超過

80%，風(fēng)電收入增速不高，2020

年增速有所提高。

2017-2020

年大唐新能源風(fēng)電收入占比分別為

83%、87%、89%、84%。2017-2020

年風(fēng)電收入增速分別為

31%、12%、-2%、20%，CAGR約為

9%。中廣核新能源的新能源發(fā)電收入占比提升速度較快，風(fēng)光收入及利潤增速亦較快。中廣

核新能源

2020

年分部收入結(jié)構(gòu)為韓國燃氣及燃油

53.3%，中國燃煤、熱電聯(lián)產(chǎn)及燃氣

10.8%，水電

2.8%，風(fēng)電

23.0%（2017

年占比

12.1%）、光伏發(fā)電

10.1%（2017

年占

比

3.5%），新能源占比提升速度較快。2017-2020

年中廣核新能源風(fēng)電、光伏發(fā)電收入

CAGR分別為

26%、44%，2018-2020

年風(fēng)電、光伏發(fā)電利潤增速為

41%、35%、44%。在港股新能源電力運營公司中，信義能源凈利潤率最高，其他公司凈利潤率持續(xù)提升。

信義能源凈利潤率超過

50%。2017

年至今，龍源電力、大唐新能源、中廣核新能源凈

利潤率不斷提升。3.3.2

港股傳統(tǒng)電力運營公司業(yè)績：中國電力、華潤電力新能源