“3060”添翼、平价上网筑基重塑新能源运营商

1、一、 碳中和目标助推，八仙过海各显神通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。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

2、据气候雄心峰会上提出的 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C

3、AGR 分别为 5.6%、6.8%。图表1 中国电源装机结构预测火电-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 燃氢亿kW9080706050403020100资料来源: 国家统计局，国家能源局，中电联，GEIDCO，注： 2040 年预测值根据 2030、2050 年预测值测算。图表2 中国电源装机占比预测火电-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 燃氢100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%资料来源: 国家统计局，国家能源局，中电联，GEIDCO， 注： 2040 年预测值

4、根据 2030、2050 年预测值测算。图表3 2010 年中国电源装机结构（单位：万 kW）图表4 2020 年中国电源装机结构（单位：万 kW）2134631082 1693 8253436723 49893149410.0%295826073.1%2.7%3.6%1.1%1.8% 0.0%火电-煤电水电-常规风电光伏11.5%3.1%2.3%98024.5%1.4% 0.0%火电-煤电水电-常规风电光伏1991320.6%6489767.2%火电-气电火电-其他核电水电-抽蓄其他2815312.8%3386715.4%10799249.1%火电-气电火电-其他核电水电-抽蓄其他资料来源:

5、 国家统计局，国家能源局，中电联，GEIDCO，平安证券 研究所资料来源: 国家统计局，国家能源局，中电联，GEIDCO，平安证券 研究所图表5 2030 年中国电源装机结构预测（单位：亿 kW）图表6 2060 年中国电源装机结构预测（单位：亿 kW）0.81.11.1 0.3火电-煤电2.51.82.52.05.8水电-常规2.1%1.92.9% 3.0%0.7%水电-常规3.1%3.22.23%.1% 2.5% 7.2%风电4.9%10.026.3%8.021.0%10.527.6%4.411.6%风电光伏火电-气电火电-生物质及其他核电水电-抽蓄光热4.01%.82.2%35.544.

6、3%25.031.2%光伏火电-气电火电-生物质及其他核电水电-抽蓄光热燃氢资料来源: 国家统计局，国家能源局，中电联，GEIDCO，资料来源: 国家统计局，国家能源局，中电联，GEIDCO，八仙过海各显神通面对“3060”目标的紧迫压力和巨大的发展机遇，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、有的面临巨大压力急求转型。“十三五”收官之年的 2020，虽然疫情肆虐，但各家企业的新能源大发展势头并未受到影响。国电投全年新增风电、光伏装机容量 1158、 1028 万千瓦，风、光

7、在运装机达到 3088、2961 万千瓦，分列全球第二、第一；华能全年新能源项目开工超 1000 万千瓦、新增超 1000 万千瓦，超过前 4 年增量总和；大唐全年新能源投产 820 万千瓦，创历史新高；国能投全年新增投产新能源 521 万千瓦，开工新能源 535 万千瓦；中广核在国内的新能源平台全年新增装机 405 万千瓦，总装机规模近 2400 万千瓦。巨头发力迅猛，行业竞争格局变化迅速。截至 2020 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 2.55 亿千瓦，全年新增超过 6500 万千瓦，在新增装机中占比超六成，风、光占比提升 4.0 个百分点至 20.9%；十

8、家发电央企在全国风、光总装机中占比达到 47.7%，比上年同期提高 2.0 个百分点。其中，中广核、国电投、中核三家企业的风、光占比超过平均水平。图表7 2020 年 10 大发电央企风电、光伏装机容量及占比万kW装机容量-风电装机容量-光伏占比-风电+光伏7000600050004000300020001000040%35%30%25%20%15%10%5%0%国国华大中华能电能唐广电投投核三华中国峡润核投资料来源: 公司公告，Wind， 注：华电集团未披露 2020 年风电、光伏的单项装机容量。在“2030 碳达峰、2060 碳中和”的目标得以明确并强化后，从各地政府到各家企业，纷纷加码新

9、能源，提出了各自的发展目标。尤其是作为起步阶段的“十四五”，时间紧、任务重，行业各方打破常规，利用体内多方力量或多管齐下、或集中突破，力争完成使命。华能：明确提出到 2025 年新增新能源装机 8000 万千瓦以上。旗下新能源平台华能新能源 2020年 2 月从港股私有化退市，2020 年底风、光装机容量达 1462 万千瓦。传统能源平台华能国际全力转型开发新能源，2020 全年新增风、光装机 305 万千瓦，累计达到 1033 万千瓦。云南地区水电平台华能水电宣布将开发澜沧江上游西藏段，将开发水光互补能源外送基地，水电、光伏的开发规模均达到 1000 万千瓦。华电：表示力争新增新能源装机 7

10、500 万千瓦。旗下新能源开发平台华电福新从港股私有化退市，并通过注资、收购等方式整合集团新能源资产，2020 年底完成集团 1600 万千瓦在运及在建的风、光资产整合，2020 年底在运装机达到 1309 万千瓦；2021 年 7 月完成华电国际 660万千瓦（445+215 万千瓦）在运及在建风、光资产整合，目标 “十四五”实现新能源装机规模达到 1 亿千瓦的目标。西南水电平台黔源电力初步建成国内首个流域梯级水光互补基地北盘江梯级水光互补项目，“十四五”已签约规划项目中光伏装机合计达 530 万千瓦。国能投：先期提出确保实现新增新能源装机 7000-8000 万千瓦，之后更进一步加码。旗下

11、“中国新能源第一股”龙源电力即将通过换股吸收合并平庄能源回归 A 股，实现A+H 两地上市。国电投：率先宣布“2023 年国内碳达峰”。旗下传统能源平台中国电力、上海电力、吉电股份加速从火电向风、光转型，2020 年底新能源装机规模分别达到 618、584、583 万千瓦；西北清洁能源平台黄河水电 2019 年底完成增资引战签约，2020 年底装机容量达到 2464 万千瓦，其中新能源装机规模 1182 万千瓦。大唐：旗下大唐新能源、大唐发电均在全力开发新能源项目，2020 年底新能源装机分别达到1222 万、622 万千瓦；西南水电平台桂冠电力开始建设岩滩水光互补项目一期。三峡：未来 5 年

12、新能源装机实现 7000-8000 万千瓦的水平。旗下新能源运营平台三峡能源 2021年 6 月在上交所IPO 时，并网风电、光伏以及中小水电装机规模即已超 1600 万千瓦。水电核心平台长江电力表示将开展金沙江下游干热河谷的风、光资源开发，打造水风光一体化清洁能源基地。湖北区域平台湖北能源 2021 年 4 月与恩施州政府签约，计划“十四五”至”十五五”期间实现投资规模约 300 亿元、新增装机规模 300 万千瓦以上，其中新能源投资 120 亿元。配售电及综合能源平台三峡水利提出打造新能源开发运营平台，2021 年 7 月与重庆市巫溪县政府签约，2021-2022 年拟投资 18 亿元开发

13、 45 万千瓦光伏。中广核：“十四五”规划年均新增投运 400-600 万千瓦，到 2025 年在运装机超过 5000 万千瓦。旗下中广核风电 2021 年 7 月在北交所挂牌增资引战，2020 年底风、光装机合计 1456 万千瓦。 H 股上市平台中广核新能源 2020 年 2 月底开始私有化、9 月底终止，后续或有进一步资本运作的可能，2020 年底境内风、光装机合计 417 万千瓦。千万千瓦级平台已达 9 个，龙源最大、三峡最快2021 年 7 月 23 日，平庄能源（ST平能）召开 2021 年第一次临时股东大会，审议通过了关于公司与龙源电力集团股份有限公司换股吸收合并及重大资产出售及

14、支付现金购买资产暨关联交易方案的议案等一系列议案，标志着“中国新能源第一股”龙源电力通过换股吸收合并平庄能源回归 A股、实现 A+H 两地上市已进入最后流程。2002 年中国电力体制改革启动，龙源电力作为原国家电力公司系统全部风电资产的承接单位，被划转并入拆分出的“五大发电”之一国电集团，此后逐步成长为世界风电之王，自 2015 年起一直保持着世界第一大风电运营商的行业领先地位。截至2020 年底，龙源电力总装机容量 2468 万千瓦，其中风电 2230 万千瓦、光伏 44 万千瓦。回归A 股后，大概率将取代三峡能源成为A 股第一大新能源运营商。图表8 2020 年中国风光装机容量前 20 大

15、运营商25002000150010005000装机容量-风电+光伏万kW龙 三 华源 峡 能电 能 新力 源 能源中 华 大 黄广 电 唐 河核 福 新 水风 新 能 电电源华 华 国润 能 电电 国 电力 际 力大 中 上唐 国 海发 电 电电 力 力吉 京 新电 能 天股 清 绿份 洁 能能源华 中 协 太电 国 鑫 阳国 核 新 能际 电 能源资料来源: 公司公告，Wind，在国内“五大”、“五小”发电央企旗下新能源主力平台中，以 2020 年底风光装机规模进行对比，龙源电力以 2275 万千瓦大幅领先于同为发电央企旗下核心新能源平台的三峡能源、华能新能源、中广核风电、华电福新、大唐新能

16、源，这 5 家企业均处于 1200-1600 万千瓦的区间；从全年风光发电量来看，龙源电力的 439 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 200-300 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，刚上市的三峡能源增速最快，“十三五”期间装机容量、发电量的年均复合增速分别达到 22.3%、31.2%。同期装机CAGR 超过 10%的还有中广核风电、华电福新、大唐新能源，电量CAGR 超过 15%的还有华电福新、中广核风电。此外，2020 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，装机规模排名

17、第 10 的国电电力距离 1000 万千瓦尚有较大差距。9 家千万千瓦级头部运营公司的风、光装机合计达到 1.26 亿千瓦，占 10 家发电央企总规模的一半、占全国总规模的四分之一。图表9 2016-2020 年龙源电力风电及光伏装机容量CAGR 为 7.3%图表10 2016-2020 年龙源电力风电及光伏发电量CAGR 为 11.3%25002000150010005000装机容量-风&光-龙源电力（左轴）YOY（右轴）万kW20%15%10%5%0%5004003002001000发电量-风&光-龙源电力（左轴）YOY（右轴）亿kWh18%16%14%12%10%8%6%4%2%0% 资

18、料来源: 公司公告，资料来源: 公司公告，图表11 2016-2020 年三峡能源风电及光伏装机容量CAGR 为 22.3%图表12 2016-2020 年三峡能源风电及光伏发电量CAGR 为 31.2%2000150010005000装机容量-风&光-三峡能源（左轴）YOY（右轴）万kW60%50%40%30%20%10%0%250200150100500发电量-风&光-三峡能源（左轴）YOY（右轴）亿kWh60%50%40%30%20%10%0% 资料来源: 公司公告， 注：部分年份数据根据集团、公司官方的公告、新闻等数据测算。 资料来源: 公司公告， 注：部分年份数据根据集团、公司官方的

19、公告、新闻等数据测算。 图表13 2016-2020 年华能新能源风电及光伏装机容量CAGR 为 7.2%图表14 2016-2020 年华能新能源风电及光伏发电量CAGR 为 13.9%2000150010005000装机容量-风&光-华能新能源（左轴）YOY（右轴）万kW35%30%25%20%15%10%5%0%300250200150100500发电量-风&光-华能新能源（左轴）YOY（右轴）亿kWh35%30%25%20%15%10%5%0% 资料来源: 公司公告，资料来源: 公司公告，图表15 2016-2020 年中广核风电风电及光伏装机容量CAGR 为 15.4%图表16 20

20、16-2020 年中广核风电风电及光伏发电量CAGR 为 17.8%2000150010005000装机容量-风&光-中广核风电（左轴）YOY（右轴）万kW30%25%20%15%10%5%0%300250200150100500发电量-风&光-中广核风电（左轴）YOY（右轴）亿kWh30%25%20%15%10%5%0% 资料来源: 公司公告，资料来源: 公司公告，图表17 2016-2020 年华电福新风电及光伏装机容量CAGR 为 12.6%图表18 2016-2020 年华电福新风电及光伏发电量CAGR 为 20.7%1400120010008006004002000装机容量-风&光-

21、华电福新（左轴）YOY（右轴）万kW50%40%30%20%10%0%300250200150100500发电量-风&光-华电福新（左轴）YOY（右轴）亿kWh40%35%30%25%20%15%10%5%0% 资料来源: 公司公告，资料来源: 公司公告，图表19 2016-2020 年大唐新能源风电及光伏装机容量CAGR 为 11.3%图表20 2016-2020 年大唐新能源风电及光伏发电量CAGR 为 14.5%1400120010008006004002000装机容量-风&光-大唐新能源（左轴）YOY（右轴）万kW25%20%15%10%5%0%250200150100500发电量-风

22、&光-大唐新能源（左轴）YOY（右轴）亿kWh30%25%20%15%10%5%0% 资料来源: 公司公告，资料来源: 公司公告，二、 平价已至，补贴堰塞湖渐消政策加速，平价已至风电和光伏发电作为可再生能源的代表，发展迅速，早已成为全国第三、第四大装机的电源类型，发电量占比分列第三、第五，“十三五”期间装机容量年均复合增速分别达到 16.6%、43.1%，发电量年均增速达到 20.2%、45.9%。风、光的快速发展离不开前期较高电价水平的刺激，在经历了早期的试验性发展后，其上网电价在 2010 年前后迅速实现了标杆化。图表21 2011-2020 年中国风电装机容量及其增速图表22 2011-

23、2020 年中国风电发电量及其增速300002500020000150001000050000装机容量-风电（左轴）YoY（右轴）万kW60%50%40%30%20%10%0%500040003000200010000发电量-风电（左轴）YoY（右轴）亿kWh60%50%40%30%20%10%0%资料来源: 国家统计局，国家能源局，中电联，资料来源: 国家统计局，国家能源局，中电联，图表23 2011-2020 年中国光伏装机容量及其增速图表24 2011-2020 年中国光伏发电量及其增速300002500020000150001000050000装机容量-光伏（左轴）YoY（右轴）万kW

24、900%800%700%600%500%400%300%200%100%0%300025002000150010005000发电量-光伏（左轴）YoY（右轴）亿kWh600%500%400%300%200%100%0%资料来源: 国家统计局，国家能源局，中电联，资料来源: 国家统计局，国家能源局，中电联，风电：5 次下调标杆/指导电价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20091906 号），按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为-四类风能资源区，相应标杆上网电价分别为 0.51、0.54、0.58、0.6

25、1 元/千瓦时。此外，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20141216 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20143008 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2015304

26、4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，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20162729 号），大幅下调 2018年起的风电标杆上网电价，-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201847 号），通知提出，从当日起，尚未印发 2018 年风电度建设方

27、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 21 日，国家发改委发布关于完善风电上网电价政策的通知（发改价格2019882 号），将标杆上网电价改为指导价，并一次性核定了 2019、2020 两年的陆上及海上风电指导电价。图表25 2009-2020 年陆上风电标杆电价/指导价类资源区类资源区类资源区类资源区元/kWh0.700.600.500.

28、400.300.200.100.00资料来源: 国家发改委，国家能源局，光伏发电：7 次下调标杆/指导电价光伏发电标杆上网电价的制定始于 2011 年 7 月 24 日公布的关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知（发改价格20111594 号）。通知规定，对非招标太阳能光伏发电项目实行全国统一的标杆上网电价；2011 年 7 月 1 日以前核准建设、2011 年 12 月 31 日建成投产的光伏发电上网电价统一核定为 1.15 元/千瓦时；2011 年 7 月 1 日及以后核准的、2011 年 7 月 1 日之前核准但 2011 年 12月 31 日仍未投产的光伏发电项目，除西藏外上网电价均

29、为 1 元/千瓦时。光伏标杆电价的首次下调在两年后，2013 年 8 月 26 日国家发改委发布关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知（发改价格20131638 号），将全国分为三类太阳能资源区，规定 I-III类资源区光伏电站标杆上网电价分别为 0.90、0.95、1.00 元/千瓦时，即 I-III 类资源区上网电价分别降低 10、5、0 分/千瓦时。通知同时明确了对分布式光伏发电的补贴政策，补贴标准为 0.42 元/千瓦时。15 和 16 年底，光伏与风电一同调整了标杆电价，两次降价的幅度也呈扩大态势，分别为 10、 7、2 分/千瓦时和 15、13、13 分/千瓦时。但随着光伏

30、装机的爆发式增长，加速降价也难以缓解日益沉重的补贴压力，政策的调整也愈发频繁。2017 年 12 月 19 日，发改委公布了关于 2018 年光伏发电项目价格政策的通知（发改价格规20172196 号），除了将集中式和分布式光伏电站的上网电价分别降低了 10 和 5 分/千瓦时，还规定 2019 年起全部按投运时间执行对应的标杆电价，不再按备案时间执行上网电价。紧接着在半年之后，关于 2018 年光伏发电有关事项的通知（发改能源2018823 号）公布。“531”新政一方面叫停了集中式电站的建设，另一方面也将集中式和分布式光伏电站的上网电价统一降低了 5 分/千瓦时。2019 年 4 月 28

31、 日，国家发改委发布关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知(发改价格2019761 号)，将标杆上网电价改为指导价，并核定了 2019 年 6 月 30 日以后指导电价。2020 年 3月 31 日，发布了关于 2020 年光伏发电上网电价政策有关事项的通知（发改价格2020511 号），再次下调指导价。图表26 2011-2020 年集中式光伏标杆电价/指导价类资源区类资源区类资源区元/kWh1.201.000.800.600.400.200.00资料来源: 国家发改委，国家能源局，2021 年正式进入平价时代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

32、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201919 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，国家能源局印发关于推进风电、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 日印发了关于 2019 年风

33、电、光伏发电建设管理有关要求的通知（国能发新能201949 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2021833 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。图表

34、27 2021 年各省（区、市）新建光伏发电、风电项目指导价（征求意见稿）0.500.40价差（右轴）指导价-风电/光伏（左轴）基准价-燃煤（左轴）元/kWh元/kWh北 天 冀 冀 山 山 蒙 辽 吉 黑 蒙 上 江 浙 安 福 湖 湖 江 河 四 重 陕 甘 青 宁 新 广 广 云 贵 海京 津 北 南 西 东 西 宁 林 龙 东 海 苏 江 徽 建 北 南 西 南 川 庆 西 肃 海 夏 疆 东 西 南 州 南江0.100.080.300.060.200.040.100.020.00-0.100.00-0.02-0.20-0.04资料来源: 国家发改委，国家能源局，补贴造成的应收账款堰塞

35、湖有望逐步回落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20067 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

36、，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巨量的应收账款堰塞湖。以前述 6 家头部新能源运营商为例，截至 2020 年末：龙源电力应收账款达到 216.02 亿元，同比增长 32.0%；三峡能源应收账款余额达到 127.35 亿元，同比增长 26.7%；华能新能源应收账款达到 150.73 亿元，同比增长17.7%；中广核风电应收账款达到 143.56 亿元，同比增长23.7%；华电福新应收账款达到 184.15 亿元，同比增长 93.5%；大唐新能源应收账款达到 124.06 亿元，同比增长30.0%。图表28 2020 年龙源电力应收账款同比增长 32.0

37、%图表29 2020 年三峡能源应收账款同比增长 26.7%250200150100500应收账款-龙源电力（左轴）YOY（右轴）亿元60%40%20%0%-20%-40%140120100806040200应收账款-三峡能源（左轴）YOY（右轴）亿元50%40%30%20%10%0%资料来源: 公司公告，Wind，资料来源: 公司公告，Wind，图表30 2020 年华能新能源应收账款同比增长 17.7%图表31 2020 年中广核风电应收账款同比增长 23.7%160140120100806040200应收账款-华能新能源（左轴）YOY（右轴）亿元70%60%50%40%30%20%10%

38、0%-10%-20%160140120100806040200应收账款-中广核风电（左轴）YOY（右轴）亿元80%60%40%20%0%-20%-40%资料来源: 公司公告，Wind，资料来源: 公司公告，Wind，图表32 2020 年华电福新应收账款同比增长 93.5%图表33 2020 年大唐新能源应收账款同比增长 30.0%200150100500应收账款-华电福新（左轴）YOY（右轴）亿元100%80%60%40%20%0%-20%-40%140120100806040200应收账款-大唐新能源（左轴）YOY（右轴）亿元150%100%50%0%-50%-100%资料来源: 公司公告

39、，Wind，资料来源: 公司公告，Wind，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，可以发现巨量的应收账款对企业经营造成了巨大影响。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 2020 年度的比值均在 300%以上，最高的是大唐新能源，达到了 8 倍；2016-2020 年均值也基本在 3 倍上下，其中大唐新能源超过 7 倍。期末应收账款/当年营业收入：除龙源电力和华电福新外，其他 4 家公司在 2020 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 2016-2020 年均值也都接近于 100%。龙源电力和华电福

40、新的比值较低，主要是因为其有相当体量的装机是火电，营收中没有补贴。期末应收账款/当年经营净现金流：6 家公司在 2020 年度的比值在 200%上下，大唐新能源和华电福新超过 2 倍；2016-2020 年均值基本在 1 倍以上，仅龙源电力略低于 100%。期末应收账款/期末净资产：6 家公司在 2020 年度的比值在 40%上下，大唐新能源、华电福新、华能新能源超过 40%；2016-2020 年均值在 30%上下。图表34 2011-2020 年 6 家新能源运营商应收账款/净利润图表35 2011-2020 年 6 家新能源运营商应收账款/营业收入3000%2000%1000%0%-10

41、00%-2000%-3000%龙源电力三峡能源华能新能源中广核风电华电福新大唐新能源140%120%100%80%60%40%20%0%龙源电力三峡能源华能新能源中广核风电华电福新大唐新能源资料来源: 公司公告，Wind，资料来源: 公司公告，Wind，图表36 2011-2020 年 6 家新能源运营商应收账款/经营净现金流图表37 2011-2020 年 6 家新能源运营商应收账款/净资产250%200%150%100%50%0%龙源电力三峡能源华能新能源中广核风电华电福新大唐新能源70%60%50%40%30%20%10%0%龙源电力三峡能源华能新能源中广核风电华电福新大唐新能源资料来源

42、: 公司公告，Wind，资料来源: 公司公告，Wind，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。而光伏的平价进程甚至快过风电。2018 年 12 月 29 日，由三峡能源联合阳光电源投资建设的三峡新能源格尔木 500MW 光伏领跑者项目并网发电，是国内一次性建成规模最大的“光伏领跑者”项目，也是国内

43、首个大型平价上网光伏项目，项目平均电价 0.316 元/千瓦时，低于 0.3247 元/千瓦时的青海省火电脱硫标杆上网电价。2019 年底，全国第一批光伏平价上网试点项目开始并网投产。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。图表38 2012-2021 年中央政府性基金收入预算中可再生能源电价附加收入预算图表39 中央政府性基金收入预算中可再生能源电价附加收入的预算数及执行数对比10008006

44、004002000中央政府性基金收入预算-可再生能源电价附加（左轴）YoY（右轴）亿元120%100%80%60%40%20%0%-20%10008006004002000中央政府性基金收入预算-可再生能源电价附加（左轴）中央政府性基金收入执行-可再生能源电价附加（左轴）亿元资料来源: 财政部，资料来源: 财政部，图表40 2012-2021 年中央政府性基金支出预算中可再生能源电价附加收入支出安排预算图表41 中央政府性基金支出预算中可再生能源电价附加收入支出安排的预算数及执行数对比10008006004002000中央政府性基金支出预算-可再生能源电价附加（左轴）亿元YoY（右轴）140%

45、120%100%80%60%40%20%0%-20%10008006004002000中央政府性基金支出预算-可再生能源电价附加（左轴）中央政府性基金支出执行-可再生能源电价附加（左轴）亿元资料来源: 财政部，资料来源: 财政部，对比 6 家头部公司在 2020 年末和 2019 年末的应收账款情况，可以发现，有 4 家的期末应收账款增加值同比下降；仅华电福新和大唐新能源同比上升，其中华电福新部分原因在于 2020 年退市后整合集团内部资源、大量风光项目并表。平价上网减少了对补贴的依赖，风电、光伏将不再是报表好看、运营吃力的低质资产。图表42 2016-2020 年 6 家新能源运营商期末应收

46、账款增加值变化2016A2017A2018A2019A2020A龙源电力三峡能源华能新能源中广核风电华电福新大唐新能源100806040200-20资料来源: 公司公告，Wind，三、 风光运营近于水电成本折旧为主对比水、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

47、等费用。图表43 电力产业链全景图资料来源:以三峡能源为例，在 2017 年完成风机制造业务剥离后， 2017-2019 三年中固定资产折旧在营业成本中的占比基本在八成左右；随着运维管理的优化，2020 年测算出的折旧占比进一步提升至约九成。而国内三大水电龙头企业长江电力、华能水电、雅砻江水电，其固定资产折旧在营业成本中的占比基本保持在六至七成，相比风电、光伏主要是多出了水资源费和库区基金等费用。图表44 2016-2020 年三峡能源营业成本结构图表45 2011-2020 年 3 家水电运营商营业成本中固定资产折旧占比66.0%76.5%80.4%80.6%89.7%100%80%60%4

48、0%20%0%营业成本-电力-折旧 营业成本-电力-人员营业成本-电力-其他 营业成本-非电力90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%长江电力华能水电雅砻江水电资料来源: 公司公告，注：1、2017 年公司完成风机制造业务剥离；2、2020 年为测算值。 资料来源: 公司公告，利润丰厚对比 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：2020 年，6 家新能源运营商毛利率均值为 47.9%，3 家水电运营商均值为 60.6%； 2016-2020 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分别为 46.9%、60.0%。剔除有一定规模火电资产的龙源电力

49、和华电福新后，其余4家新能源运营商2020年毛利率均值为54.0%，2016-2020年均值为 52.6%。净利率：2020 年，6 家新能源运营商净利率均值为 24.0%，3 家水电运营商均值为 36.3%； 2016-2020 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分别为 22.7%、36.1%。剔除龙源电力和华电福新后，4 家新能源运营商 2020 年净利率均值为 27.5%，2016-2020 年均值为 25.5%。ROE：2020 年，6 家新能源运营商ROE 均值为 8.8%，3 家水电运营商均值为 11.5%；2016-2020年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分别为8.

50、9%、12.6%。ROA：2020 年，6 家新能源运营商ROA 均值为 3.1%，3 家水电运营商均值为 5.2%；2016-2020年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分别为2.9%、5.1%。由此可见，风电、光伏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、光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。图表46 2011-2020 年 6 家新能源运营商毛利率图表47 2011-2020 年 3 家水电运营商毛利率70%60%50%40%30%20%10%0%龙源电力三峡能源华能新能源中广核风电华电福新大唐新能

51、源80%70%60%50%40%30%20%10%0%长江电力华能水电雅砻江水电资料来源: 公司公告，Wind，资料来源: 公司公告，Wind，图表48 2011-2020 年 6 家新能源运营商净利率图表49 2011-2020 年 3 家水电运营商净利率龙源电力三峡能源华能新能源50%40%30%20%10%0%10%中广核风电华电福新大唐新能源-50%40%30%20%10%0%长江电力华能水电雅砻江水电资料来源: 公司公告，Wind，资料来源: 公司公告，Wind，图表50 2011-2020 年 6 家新能源运营商ROE图表51 2011-2020 年 3 家水电运营商ROE龙源电力

52、三峡能源华能新能源15%10%5%0%-5%中广核风电华电福新大唐新能源30%25%20%15%10%5%0%长江电力华能水电雅砻江水电资料来源: 公司公告，Wind，资料来源: 公司公告，Wind，图表52 2011-2020 年 6 家新能源运营商ROA图表53 2011-2020 年 3 家水电运营商ROA龙源电力三峡能源华能新能源5%4%3%2%1%0%1%中广核风电华电福新大唐新能源-10%8%6%4%2%0%长江电力华能水电雅砻江水电资料来源: 公司公告，Wind，资料来源: 公司公告，Wind，图表54 2011-2020 年 A 股火电板块毛利率&净利率图表55 2011-20

53、20 年 A 股火电板块ROE&ROA35%30%25%20%15%10%5%0%毛利率-火电净利率-火电16%14%12%10%8%6%4%2%0%ROE-火电ROA-火电资料来源: 公司公告，Wind，资料来源: 公司公告，Wind，图表56 2011-2020 年中国核电&中国广核毛利率图表57 2011-2020 年中国核电&中国广核净利率60%50%40%30%20%10%0%中国核电中国广核35%30%25%20%15%10%5%0%中国核电中国广核资料来源: 公司公告，Wind，资料来源: 公司公告，Wind，图表58 2011-2020 年中国核电&中国广核 ROE图表59 2

54、011-2020 年中国核电&中国广核 ROA30%25%20%15%10%5%0%中国核电中国广核中国核电中国广核5%4%3%2%1%0%资料来源: 公司公告，Wind，资料来源: 公司公告，Wind，四、 利用小时具备提升潜力水、火、核、风、光五大电源类型，从利用小时来看，核电遥遥领先，在 7500 小时/年上下的水平；水电稍低于火电，两者均处于 4000 小时/年上下；风电、光伏大幅落后，分别处于 2000、1200 小时/年上下的水平。图表60 2011-2020 年水、火、核、风、光利用小时对比h利用小时-水电（左轴）利用小时-火电（左轴）利用小时-核电（左轴）利用小时-风电（左轴）

55、利用小时-光伏（左轴）9000800070006000500040003000200010000 资料来源: 国家统计局，国家能源局，中电联，水、风利用小时具备可比性，全国近半地区风电高于水电但这是全国均值的对比，与核电、火电不同，水、风、光这种直接利用自然能量的电源，其利用小时水平受所在地区自然资源影响，区域性差异极大。对比五大电源类型 2020 年在各省（区、市）的利用小时情况：水电：最高值出现在宁夏，达到 5312 小时；最低值在河北，仅有 780 小时；峰谷比为6.8:1。火电：最高值出现在新疆，达到 5236 小时；最低值在西藏，仅有 313 小时；峰谷比为16.7:1。核电：最高值

56、出现在浙江，达到 7838 小时；最低值在广东，为 7194 小时；峰谷比为 1.1:1。 风电：最高值出现在福建，达到 2880 小时；最低值在青海，为 1474 小时；峰谷比为 2.0:1。 光伏：最高值出现在内蒙古，达到 1654 小时；最低值在重庆，为 653 小时；峰谷比为2.5:1。如果考虑剔除最大值和最小值以消除极端情况的影响，取次高和次低值进行对照：水电：次高值出现在甘肃，达到 5247 小时；次低值在山东，仅有 794 小时；峰谷比为6.6:1。火电：次高值出现在江西，达到 5144 小时；次低值在青海，为 2572 小时；峰谷比为 2.0:1。核电：次高值出现在广西，达到

57、7752 小时；次低值在辽宁，为 7307 小时；峰谷比为 1.1:1。风电：次高值出现在云南，达到 2837 小时；次低值在河南，为 1536 小时；峰谷比为 1.8:1。光伏：次高值出现在黑龙江，达到 1604 小时；次低值在上海，为 861 小时；峰谷比为1.9:1。由此可见，核电利用小时峰谷差接近于 1:1，即基本不存在；火电利用小时峰谷差达到 2:1，主要是因为部分清洁能源占比高的省份（西藏、青海、云南等）为提高消纳能力而大幅压低火电利用小时，以及部分省份（上海、广东、北京、浙江等）气电装机占比较高而拉低火电平均利用小时；风电、光伏利用小时峰谷差一般在 2:1 左右；水电峰谷差最高，

58、达到 6:1 以上。图表61 2020 年全国各省（区、市）水、火、核、风、光利用小时最高值、最低值对比图表62 2020 年全国各省（区、市）水、火、核、风、光利用小时次高值、次低值对比9000800070006000500040003000200010000水电最高值最低值h火核风光电电电伏9000800070006000500040003000200010000水电次高值次低值h火核风光电电电伏资料来源: 国家统计局，国家能源局，中电联，资料来源: 国家统计局，国家能源局，中电联，内地 31 个省（区、市）中，有 14 个地区的风电利用小时高于当地水电利用小时；而水电利用小时更高的 17 个地区中，云南和西藏的风电利用小时却高于当地火电利用小时。可以理解为，全国近半地区的风电运营效率优于当地的水电。图表63 2020 年全国各省（区、市）风电和水电利用小时对比6000500040003000200010000水电风电h北 天 河 山