電力行業(yè)深度研究及2022年投資策略：破關之后，電價何往1、回顧2021：需求超預期、供給受限，“電荒”重現(xiàn)1.1

2021

年市場回顧截至

11

月

26

日，電力（申萬）指數(shù)上漲

21.4%，跑贏滬深

300

指數(shù)

28.1

個百分點。各

子板塊全部跑贏滬深

300，其中新能源發(fā)電板塊大幅領先。1.2

需求側：疫后復蘇與極端天氣共振，增速超越預期2021

年前三季度，我國

GDP為

82.31

萬億元，按不變價格計算，同比增長

9.8%，高于

6%以上的預期目標。其中，第一產(chǎn)業(yè)增加值

5.14

萬億元，增長

7.4%；第二產(chǎn)業(yè)增加值

32.09

萬億元，增長

10.6%；第三產(chǎn)業(yè)增加值

45.08

萬億元，增長

9.5%。分季度看，Q1

同比增長

18.3%，

Q2

增長

7.9%，Q3

增長

4.9%。2021年伊始，1月份3次全國性的冷空氣過程對冬季采暖用電需求產(chǎn)生了較強的刺激作用，

而“就地過年”政策帶來了節(jié)后快速復工復產(chǎn)的效果，進一步提升了各產(chǎn)業(yè)用電量需求。全球

疫情持續(xù)肆虐之下，對國內(nèi)產(chǎn)品的需求促使相關企業(yè)加快生產(chǎn)，推動用電增速連超預期。三季

度全國大部分地區(qū)均經(jīng)歷了高溫天氣的考驗，其中

7

月為歷史同期第二高、9

月為

1961

年以

來歷史同期最高。1-10

月份，全社會用電量

6.83

萬億千瓦時，同比增長

12.2%，比上年同期

提高

10.4

個百分點，與

2019

年

1-10

月相比，兩年復合增速達到

7.3%。對比

2021

年與

2020

年前

10

月的分產(chǎn)業(yè)用電量情況，可以發(fā)現(xiàn)一產(chǎn)占比略有提升，三產(chǎn)

占比提高

1.0

個百分點，二產(chǎn)、居民生活占比分別下滑

0.2、0.8

個百分點；考慮到

2020

年疫

情的擾動因素，對比

2021

和

2019

年同期值，一產(chǎn)、三產(chǎn)分別提高

0.1、0.7

個百分點，二產(chǎn)、居民生活分別下降

0.7、0.2

個百分點。1.3

供給側：來水不足、火電受限，“電荒”重現(xiàn)2021

年來水持續(xù)偏弱，導致水電出力捉襟見肘；核電相比上年同期僅新增兩臺機組，在

機組檢修等因素限制下，利用小時進一步提升空間有限；需求持續(xù)旺盛，供給側僅靠煤電勉力

支撐。但能耗雙控、煤價飆升，均對煤電的出力形成制約，“電荒”再度上演。民生保供要求

下，“限電”愈演愈烈，二產(chǎn)、三產(chǎn)均讓位于民生需求。與上年同期相比，水電發(fā)電量在總發(fā)電量中的占比下降

2.1

個百分點，火、核、風、光分

別上升了

0.6、0.1、1.2、0.3

個百分點。1.4

景氣度：盈利快速惡化前三季度，電力行業(yè)

84

家上市公司中，實現(xiàn)歸母凈利潤同比增長的有

36

家，另有

2

家公

司扭虧為盈；有

30

家公司歸母凈利潤同比下降，另有

8

家出現(xiàn)虧損、8

家持續(xù)虧損。其中第

三季度有

24

家公司實現(xiàn)歸母凈利潤同比增長，另有

3

家扭虧為盈；歸母凈利潤同比下降的有

28

家公司，另有

20

家出現(xiàn)虧損、9

家持續(xù)虧損。在各子板塊中，前三季度火電（含熱電、生物質(zhì)發(fā)電等）板塊

43

家公司中，有

12

家實現(xiàn)

歸母凈利潤同比增長，有

1

家扭虧為盈，同比下降的有

18

家，另有

8

家出現(xiàn)虧損、4

家持續(xù)

虧損；水電（含地電等）板塊的

21

家公司中有

9

家實現(xiàn)歸母凈利潤同比增長，有

1

家扭虧為

盈，同比下降的有

11

家；新能源（核電、風電、光伏發(fā)電）板塊

20

家公司中，有

15

家實現(xiàn)

歸母凈利潤同比增長，同比下降的有

1

家，另有

4

家持續(xù)虧損。其中，第三季度火電板塊實現(xiàn)

凈利潤同比增長的有

4

家，扭虧為盈的有

1

家；同比下滑的有

12

家，出現(xiàn)虧損的

19

家、持續(xù)

虧損的

7

家；水電板塊實現(xiàn)凈利潤同比增長的有

7

家，扭虧為盈的有

1

家，同比下滑的有

13

家；新能源板塊實現(xiàn)凈利潤同比增長的有

13

家，扭虧為盈的有

1

家，同比下滑的有

3

家，出

現(xiàn)虧損的

1

家，持續(xù)虧損的

2

家。前三季度，全行業(yè)營業(yè)收入、營業(yè)成本、歸母凈利潤同比分別增長

21.8%、增長

36.4%、

下降

25.3%。第三季度，全行業(yè)營收、成本、歸母凈利同比分別增長

19.8%、增長

45.6%、下

降

66.8%，對比

3Q19

同期

CAGR分別為

12.1%、20.9%、-32.0%；毛利率、凈利率分別為

12.3%、

4.0%，比

3Q20

分別回落

15.6、12.7

個百分點。2、展望2022：電價突破關口，開啟上行周期2.1

“現(xiàn)行”政策終獲全面接受，電價突破上行關口電力的緊缺在市場化交易制度下的電價變化中必然會得到體現(xiàn)。8

月

17

日，水電大省廣

西的電力交易中心發(fā)布《廣西電力市場風險提示書》，表示因省內(nèi)用電負荷激增，而高溫、電

煤緊張、電廠發(fā)電能力不足，廣西進入電力、電量“雙缺”的狀態(tài)，率先宣布了“缺電量”時

期的到來。全國各個地區(qū)之間的供需狀況存在較大差異，“電荒”現(xiàn)象在部分地區(qū)表現(xiàn)得更加

明顯。2021

年

1-9

月，全國

31

個省（區(qū)，市）中用電量同比增速排名前

5

位的地區(qū)為：西藏（22.8%）、湖北（19.2%）、浙江（18.1%）、

江西（17.9%）、青海（17.2%），排名后

5

位的地區(qū)為：內(nèi)蒙古（2.7%）、吉林（5.2%）、

山東（8.1%）、遼寧（8.8%）、黑龍江（8.9%）。發(fā)電量同比增速排名前

5

位的地區(qū)為：廣東（22.9%）、重慶（22.7%）、浙江（22.4%）、

上海（18.3%）、江蘇（16.1%），排名后

5

位的地區(qū)為：吉林（0.3%）、河南（1.3%）、

青海（1.6%）、四川（1.8%）、河北（1.8%）。外來電的緊缺，造成對外依存度較高、且本地用電增速較快的廣東、浙江、上海、江蘇等

發(fā)達沿海發(fā)達省份不得不挖掘本地機組的潛力，而這些地區(qū)的裝機結構基本以火電為絕對主力，

而火電也是目前電力市場化交易的主體。8

月

30

日，廣東省

9

月月度競價交易成交均價回到

0

厘/千瓦時，結束了自

2016

年啟動以來一成不變的下浮讓利；9

月

26

日，全國電力市場化交

易規(guī)模最大的江蘇省，10

月份競價交易因發(fā)電側申報價格全部大于或等于

428

元/兆瓦時（較

江蘇省煤電基準價/標桿電價上浮約

10%），最終無一成交（成交電量為

0）。9

月

10

日，山東省發(fā)布《關于進一步做好全省

2021

年電力中長期交易工作有事項的通知》，

明確參與市場的燃煤發(fā)電電量，具體上網(wǎng)電價由發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等市場主體通

過市場化方式，在“基準價+上下浮動”范圍內(nèi)形成，最高不超過現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準價格的

110%

（434.4

元/兆瓦時），最低不低于現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準價格的

85%（335.7

元/兆瓦時）。面對迎峰度夏期間、尤其是

9

月份急劇擴散且愈演愈烈的“拉閘限電”現(xiàn)象。2021

年

10

月

11

日，國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格

〔2021〕1439

號），規(guī)定自

2021

年

10

月

15

日起，有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價：燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場，通

過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價；現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準價繼續(xù)作為新能源發(fā)電等價格形成的掛鉤基準。擴大市場交易電價上下浮動范圍：將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍由現(xiàn)行的上浮

不超過

10%、下浮原則上不超過

15%，擴大為上下浮動原則上均不超過

20%，高耗

能企業(yè)市場交易電價不受上浮

20%限制、電力現(xiàn)貨價格不受上述幅度限制。推動工商業(yè)用戶都進入市場：取消工商業(yè)目錄銷售電價，10

千伏及以上的用戶要全

部進入；對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，代理購電價格主

要通過場內(nèi)集中競價或競爭性招標方式形成；已參與市場交易、改為電網(wǎng)企業(yè)代理

購電的用戶，其價格按電網(wǎng)企業(yè)代理其他用戶購電價格的

1.5

倍執(zhí)行。保持居民、農(nóng)業(yè)用電價格穩(wěn)定：居民、農(nóng)業(yè)用電由電網(wǎng)企業(yè)保障供應，執(zhí)行現(xiàn)行目

錄銷售電價政策。全面推進電力市場建設：進一步放開各類電源發(fā)電計劃；豐富中長期交易品種，加

快電力現(xiàn)貨市場建設，加強輔助服務市場建設，探索建立市場化容量補償機制。加強與分時電價政策銜接：各地要加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機制，引

導用戶錯峰用電、削峰填谷。避免不合理行政干預：不得組織開展電力專場交易，對市場交易電價在規(guī)定范圍內(nèi)

的合理浮動不得進行干預。10

月

15

日，山東電力交易中心開展了深化煤電上網(wǎng)電價市場化改革后的首次交易，成交

電量

110.7

億千瓦時，成交均價較基準電價上浮

19.8%；同日江蘇電力交易中心開展了

10

月

中旬月內(nèi)掛牌交易，共成交電量

19.98

億千瓦時，成交均價

468.97

元/兆瓦時，成交價較基準

價上浮了

19.94%。10

月

31

日，廣東省月度競價成交電量

1.4

億千瓦時，統(tǒng)一出清價格

0.554

元/千瓦時（較基準價上浮

22.3%、較基準價+超低排放電價上浮

19.7%）；11

月

1

日啟動的現(xiàn)

貨交易，首日成交電量

9.39

億千瓦時，成交均價

0.837

元/千瓦時。3、各板塊投資策略3.1

水電：靜待潮起3.1.1

來水疲弱、雨露不均2021

年

Q1

來水轉(zhuǎn)枯，發(fā)電量同比增速回落至

0.5%，2019-2021

年同期

CAGR為-4.7%；

Q2

來水延續(xù)了

Q1

的頹勢，發(fā)電量同比增長

2.2%，兩年

CAGR為-1.9%；雖然

7、8、9

三個

月的降雨量均較常年同期偏多，但北多南少的空間分布導致主要水電流域未有顯著改善，因此

Q3

發(fā)電量同比下降

1.2%，兩年

CAGR為

5.3%。Q3

板塊營收、成本、歸母凈利潤同比分別下

降

18.8%、24.6%、13.1%，毛利率、凈利率同比分別提高

3.8、2.6

個百分點至

50.2%、38.8%，

這主要是由于部分公司非水電主營業(yè)務的擾動所致。3.1.2

投產(chǎn)期過半，收獲季開啟自

2020

年

6

月

29

日烏東德水電站首批兩臺機組正式投產(chǎn)起，此輪西南水電投產(chǎn)高峰期已

持續(xù)了近一年半的時間。世所矚目的金沙江下游烏東德、白鶴灘和雅礱江中游兩河口、楊房溝

這四大電站中，烏東德：2021

年

6

月

16

日，12

臺

85

萬千瓦機組的最后一臺投產(chǎn)，電站總裝機容量

達到

1020

萬千瓦。白鶴灘：2021

年

6

月

28

日，16

臺

100

萬千瓦機組中的首批兩臺機組投產(chǎn)發(fā)電；11

月

19

日，第

6

臺機組投產(chǎn)，成為三峽集團在長江干流建成投產(chǎn)的第

100

臺水輪發(fā)電

機組。投產(chǎn)后電站總裝機容量達到

600

萬千瓦，剩余

10

臺機組計劃在

2022

年

7

月

前全部投產(chǎn)。兩河口：2021

年

9

月

29

日，6

臺

50

萬千瓦機組中的首批兩臺機組投產(chǎn)發(fā)電；11

月

2

日，第

4

臺機組投產(chǎn)，電站總裝機容量達到

200

萬千瓦。楊房溝：2021

年

6

月

30

日，4

臺

37.5

萬千瓦機組中的首臺機組并網(wǎng)發(fā)電；10

月

16

日，最后一臺機組投產(chǎn)，電站總裝機容量達到

150

萬千瓦。此外，合計裝機容量

625

萬千瓦的金沙江上游川藏段蘇洼龍、葉巴灘、巴塘、拉哇四個梯

級電站中，蘇洼龍已下閘蓄水，預計年內(nèi)實現(xiàn)首機投產(chǎn)；葉巴灘和巴塘已實現(xiàn)大江截流、處于

主體施工階段；拉哇已進行隧道爆破，處于土建施工階段。

從工程進度來看，在

2021

年“缺電”的大背景下，四個水電站的投產(chǎn)進度均明顯加快，

此前預測的收獲期也相應提前，相關公司有望迎來新的業(yè)績增長點。3.1.3

抽水蓄能前景廣闊，已成兵家必爭之地作為目前最成熟的調(diào)峰調(diào)頻電源，隨著碳中和目標的提出，風光的大規(guī)模開發(fā)打開了抽蓄

的廣闊前景。根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織（GEIDCO）的預測，到

2030

年抽蓄裝機將達到

1.13

億千瓦，2021-2030

年

CAGR達到

13.6%，在

2030

年規(guī)劃裝機超

1

億千瓦的各電源

類型中，增速僅次于光伏的

14.7%，甚至高于風電的

11.0%。但是考慮到抽蓄

5-10

年的建設周期，到“十四五”末能夠投產(chǎn)的項目基本可以確定是已

開工建設項目的一部分。根據(jù)

2021

年

9

月國家能源局發(fā)布的《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃

（2021-2035

年）》，到

2025

年實現(xiàn)投產(chǎn)裝機

6200

萬千瓦，到

2030

年實現(xiàn)投產(chǎn)裝機

1.2

億千瓦，

則“十五五”的

5

年間，年均新增裝機

1160

萬千瓦。通過梳理現(xiàn)有在建項目的預計投產(chǎn)時間，

預計到

2025

年在運裝機可達到約

6634

萬千瓦、2026

年將達到約

7302

萬千瓦，則在

GEIDCO預測目標下

2027-2030

年

4

年期間年均新增裝機

1000

萬千瓦。此前抽蓄的發(fā)展始終不及預期，《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃（2016-2020

年）》中提出到

2020

年新增

1700

萬千瓦、總裝機達到

4000

萬千瓦左右；但實際僅新增

846

萬千瓦，目標達成率不

足

50%。這主要是因為抽蓄的價格機制、運營模式等不利于激發(fā)運營商的投資意愿。“3060”

倒逼發(fā)展規(guī)劃和電價機制得到明確。一方面穩(wěn)定電網(wǎng)繼續(xù)發(fā)展抽蓄的信心，并有望激發(fā)發(fā)電企

業(yè)、甚至社會資本的投資熱情；另一方面，容量電價機制將為輔助服務等電力交易市場參與方

提供保障。3.1.4

強勁現(xiàn)金流支持，新能源轉(zhuǎn)型或更具潛力眾所周知，大型水電站在建成投產(chǎn)后堪稱印鈔機，可以為運營企業(yè)帶來強勁的現(xiàn)金流。此

前，水電企業(yè)因為資源稟賦、同業(yè)競爭、專業(yè)分工等原因，大部分均未涉足風、光資源的開發(fā)。

但在“3060”目標明確并強化后，從各地政府到各家企業(yè)，紛紛加碼新能源，提出了各自的發(fā)

展目標。尤其是作為起步階段的“十四五”，時間緊、任務重，行業(yè)各方打破常規(guī)，利用體內(nèi)

各方力量，多管齊下力求多點開花：三峽：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、光資源開發(fā)，

打造水風光一體化清潔能源基地。華能：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)水光互補能

源外送基地，水電、光伏的開發(fā)規(guī)模均達到

1000

萬千瓦。華電：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基地——北盤江

梯級水光互補項目，“十四五”已簽約規(guī)劃項目中光伏裝機合計達

530

萬千瓦。大唐：西南水電平臺桂冠電力開始建設巖灘水光互補項目一期。根據(jù)凈利潤、折舊與攤銷、分紅與利息，匡算主要水電企業(yè)每年的可供支配現(xiàn)金流，假設

這部分資金不參與償還債務，全部用于投資風電、光伏項目；風、光項目平均造價

5000

元/

千瓦，資本金比例

20%。以長電為例，其在

2021

年

4

月依托原有的三峽集團智慧綜合能源業(yè)務核心發(fā)展

平臺——三峽電能，成立了長電新能作為水風光一體化等綜合能源開發(fā)平臺；11

月，長電新

能與三峽集團云南能投共同出資

30

億元設立長電云能，作為金沙江下游水風光一體化可再生

能源基地云南側業(yè)務實施平臺，金下基地的推進有望獲得實質(zhì)性進展。3.2

火電：會否再“減刑”3.2.1

“至暗時刻”再臨面對超預期的用電需求和持續(xù)疲弱的水電出力，在“3060”規(guī)劃中幾無立足之地的火電，

始終發(fā)揮著中流砥柱的托底保供作用。前三個季度的發(fā)電量同比增速分別達到了

21.1%、10.2%、

7.4%，2019-2021

年同期

CAGR分別為

6.6%、8.3%、5.3%。但電煤價格失控并上漲至歷史高

點，成本端承受著前所未有的壓力。1Q21

是自

3Q18

以來

10

個季度后再現(xiàn)成本增速高于營收

增速的情況，Q1-Q3

單季成本增速分別超過營收增速

4.9、13.5、32.8

個百分點；3Q21

是近年

來首次在

Q4

外出現(xiàn)單季虧損，且近

100

億元的虧損額遠超

4Q17

的

17.68

億元和

4Q19

的

12.57

億元。3.2.2

“逐步淘汰”變“逐步減少”，“電荒”倒逼政策反思2021

年

11

月

13

日，《聯(lián)合國氣候變化框架公約》第二十六次締約方大會（COP26）在英

國格拉斯哥閉幕，大會達成決議文件，就《巴黎協(xié)定》實施細則達成共識。但在會議中，印度

和中國拒絕一項呼吁“逐步淘汰”（phaseout）燃煤發(fā)電的條款，將其改為“逐步減少”（phasedown）。印度的選擇不難預料，但中國的此番表態(tài)在國際上承受了相當壓力。為何會做出這樣

的抉擇，或許與

2021

年國內(nèi)愈演愈烈的“限電”直至徹底爆發(fā)的“電荒”不無關系。“3060”目標下，以煤電為主的火電在國內(nèi)電源裝機結構中的角色定位頗為尷尬，“消滅

煤電”甚至“火電已死”的討論不絕于耳，大有

2011

年福島核事故后社會輿論對于核電的態(tài)

度，但電源結構的改變遠不像想象中的那么簡單。從建設周期來看，火電（主要包括煤電、氣

電等）約

2-3

年、核電約

5-7

年、大型水電約

7-10

年，這還不包括耗時更久的前期規(guī)劃、建設

籌備等環(huán)節(jié)；風電、光伏的建設周期較短，僅需

1-2

年，但受限于自身的特性，對于電量結構

的改變遠遠小于對于裝機結構的改變。火電作為占據(jù)六成裝機容量、七成發(fā)電量的主力電源，

風電、光伏對其在電量結構中的替代作用在短、中期內(nèi)均難有顯現(xiàn)。尤其是占據(jù)五成以上裝機

容量、六成以上發(fā)電量的煤電，在氣電、抽水蓄能、電化學等新型儲能增量有限的情況下，對

于依賴其提供輔助調(diào)節(jié)的風電和光伏而言，其存在的必要性或許比消減其份額以提供市場空間

更為重要。2021

年的窘境在一定程度上倒逼了政策對火電在未來電力系統(tǒng)中的角色進行了重

新思考和審視。3.3

核電：若想超預期，仍需加把勁3.3.1

裝機、利用小時雙雙提升2021

年

1-10

月有

3

臺機組投產(chǎn)商運，新增裝機容量

340

萬千瓦；截至

10

月底，全國在

運核電

51

臺，合計裝機容量

5329

萬千瓦（計入秦山核電

1

號機組增容），同比增長

6.8%。1-10

月全國核電設備累計平均利用小時

6471

小時，同比增加

372

小時、增幅

6.1%；10

個月中有

9

個月的利用小時高于

2020

年同期值，全部高于或持平

2019

年同期值。雖然有部分機組因到期

大修、故障停運等原因出力受限，但在裝機容量、利用小時雙升的助推下，累計發(fā)電量達到

3366

億千瓦時，同比增長

12.7%。擁有在運機組的三大運營商中核、中廣核、國電投，前三

季度的核電發(fā)電量同比增速分別為

20.1%、6.8%、9.7%。3.3.2

投資持續(xù)回暖，但新機組審批仍待提速核電作為零碳排放的電源類型，有助于優(yōu)化能源結構，對于減排具有不可替代的作用。國

內(nèi)在確立“華龍一號”的主力堆型地位后，即已開始逐步加強投資力度；“3060”目標提出后，

核電的投資強度得到進一步提升。2021

年

1-10

月，全國核電工程完成投資額

395

億元，達到

近

7

年同期最高值，接近于“十二五”核電建設高峰期的水平；同比增長

52.3%，比上年同期

提高

42.4

個百分點，2019-2021

年同期

CAGR達到

29.4%。在

2021

年

4

月一次性核準了“4

大

1

小”五臺新機組后，直至

11

月中旬，仍未有其他新

機組獲批放行。目前，中廣核有寧德三期、陸豐三期、防城港三期共

6

臺機組在排隊審批；中

核在年初拿到

5

臺機組的通行證后，將三門三期的堆型由最初規(guī)劃的

AP1000

更改為“華龍一

號”HPR1000，并開始環(huán)評公示；國電投受限于

AP1000

和

CAP1400

的堆型，儲備項目推進

緩慢；華能控股的石島灣高溫氣冷堆示范工程分別在

9

月

12

日、11

月

11

日實現(xiàn)了首堆臨界、

雙堆臨界，但力推的山東石島灣、海南昌江、福建霞浦“三大核電基地”，后續(xù)項目的規(guī)劃尚

待明確。根據(jù)我們的統(tǒng)計和測算，除在建（按已核準口徑）的

22

臺機組合計

2390

萬千瓦外，包括

待核準項目在內(nèi)共有

31

臺機組已開展前期工作，合計裝機容量

3742

萬千瓦；剔除

6

臺內(nèi)陸廠

址的機組后，剩余

25

臺機組合計裝機

3002

萬千瓦。其余沿海廠址可建機組數(shù)超

50

臺，合計

裝機容量超

6000

萬千瓦。按照行業(yè)普遍預期的每年

6-8

臺新核準機組數(shù)量，現(xiàn)有沿海廠址仍

可支持

10

年左右的項目儲備。3.4

風光：平價新時代，資產(chǎn)獲重估3.4.1

裝機增長推動，電量高歌猛進根據(jù)國家能源局公布的數(shù)據(jù)，2021

年

1-10

月風電新增裝機容量

1919

萬千瓦，同比增長

4.9%；2021

年

10

月底全國風電裝機容量達到

29963

萬千瓦，同比增長

30.4%，比上年同期新

增裝機

6980

萬千瓦（2020

年底搶裝并網(wǎng)等因素的作用）；1-10

月風電利用小時為

1827

小時，

同比增加

100

小時，增幅

5.8%。裝機、利用小時雙升，推動

1-10

月風電發(fā)電量同比增長

40.9%

至

5268

億千瓦時。1-10

月光伏新增裝機

2931

萬千瓦，同比增長

34.0%；10

月底光伏裝機容

量

28214

萬千瓦，同比增長

23.7%，其中

6MW及以上電廠光伏裝機

19025

萬千瓦，同比增長

18.8%；1-10

月光伏利用小時

1097

小時，同比減少

18

小時，降幅

1.6%。依靠裝機增長的推動，

1-10

月光伏發(fā)電量同比增長

10.5%至

1516

億千瓦時。3.4.2

平價時代已至，補貼“堰塞湖”水位漸落在過去的新能源補貼時代，風電、光伏上網(wǎng)電價結構中超出煤電標桿電價的部分因為可再

生能源補貼發(fā)放的延遲問題，造成運營企業(yè)產(chǎn)生了巨量的應收賬款“堰塞湖”。3.4.3

風光運營近似高周轉(zhuǎn)化的水電對比水、火、核、風、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、光是對水能、風能、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”進行付費。因此，水、風、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、運維等費用。6

家頭部新能源運營商中，除了火電等其他電源裝機占比較高的龍源電力和華電福新外，

其余

4

家的固定資產(chǎn)折舊占據(jù)均在七至八成。國內(nèi)三大水電龍頭長江、瀾滄江、雅礱江，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，相比風電、光伏主要是多出了水資源費

和庫區(qū)基金等費用。對比

6

家頭部新能源運營商和

3

家頭部水電運營商的關鍵財務指標：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)模火電資產(chǎn)的龍源電力和華電福新后，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%。剔除有一定

規(guī)模火電資產(chǎn)的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

8.9%、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”美譽的核電。隨著補貼問題的逐步消解，風、光運營的豐厚利潤將成為和水、核

一樣實實在在的強勁現(xiàn)金流。而考慮到項目的建設周期，風、光將類似高周轉(zhuǎn)化的水電。4、

重點公司分析4.1

水電長江電力：全球水電龍頭，守正出奇、靜待飛躍三峽核心：作為從葛洲壩、三峽起家的央企，水電站的建設和運營是公司控股股東三

峽集團的立身之本。公司作為集團的水電運營平臺，是其經(jīng)營發(fā)展的核心發(fā)動機，集團也

不斷將成熟的水電資產(chǎn)注入公司體內(nèi)。2016

至

2020

年，公司在集團總裝機容量、發(fā)電量

中的占比均值分別達到

61.6%、73.6%，在總營收、凈利中的占比分別為

55.3%、67.3%。水電守正：公司

100%控股三峽、葛洲壩、溪洛渡、向家壩

4

座巨型電站。截至

2020

年底，公司裝機容量

4549.5

萬千瓦，占全國水電裝機的

12.3%；2020

年發(fā)電量

2269.30

億千瓦時，占全國水電發(fā)電總量的

16.7%。對比世界主要發(fā)電運營商的水電裝機容量和發(fā)

電量，公司是當之無愧的全球最大水電上市公司。2016-2020

年平均毛利率、凈利率達

62.1%、44.1%，ROE、ROA均值達

15.7%、8.7%；其中，毛利率連續(xù)多年居電力行業(yè)上

市公司之首，其余指標也均名列前茅。投資出奇：公司的對外投資圍繞電力主業(yè)和金融資產(chǎn)兩條主線展開，2011-2020

年投

資收益均保持在

10

億元以上，2020

年超

40

億元，有效平滑了來水波動對業(yè)績的影響。雖然自

2011

年起逐步收縮金融資產(chǎn)條線的投資，但在電力主業(yè)方面投資的規(guī)模和范圍不

斷擴張，自

2016

年起加速構建長江大保護產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟。階躍成長：公司在

2009

年收購了三峽

18

臺發(fā)電機組，在

2016

年收購溪洛渡、向家

壩全部發(fā)電機組，伴隨著資產(chǎn)注入帶來裝機容量的兩次階躍，發(fā)電量、營收、利潤也同步

實現(xiàn)躍升。未來烏東德和白鶴灘兩座電站的資產(chǎn)注入，將助力公司完成第三次階躍。國投電力：未來已來，邁向雅中時代收官之年完成戰(zhàn)略調(diào)整，十四五聚焦清潔能源：公司自

2019

年開始轉(zhuǎn)讓部分火電資

產(chǎn)，2020

年完成全部

6

家掛牌電廠股權轉(zhuǎn)讓，實現(xiàn)戰(zhàn)略調(diào)整目標。截至

2020

年底，水、

火在公司裝機容量中占比為

52.7%、37.2%，在

2020

全年發(fā)電量中占比為

59.6%、37.1%。

2021

年公司迎來雅礱江中游兩河口、楊房溝兩大水電站的投產(chǎn)發(fā)電，以水電為主的清潔

能源在公司裝機結構中的占比將進一步提升。水電為主，黃金水道雅礱江開啟第三階段成長：雅礱江流域電站的年平均利用小時領

先于其他流域水電基地，2020

年比全國水電平均利用小時高出近四成，甚至比全國煤電

平均利用小時高出兩成以上，堪稱黃金水道。2023

年兩、楊全部機組投產(chǎn)后，雅礱江裝

機容量將達到

1920

萬千瓦，相比目前雅下的

1470

萬千瓦增長

30.6%；雅中其余

5

座電站

部分已獲批開建，待全部投產(chǎn)后裝機容量將達到約

2700

萬千瓦，相對于目前裝機規(guī)模接近翻番。新能源為輔，水風光一體化前景廣闊：公司坐擁雅礱江梯級電站，尤其是兩河口、錦

屏一級、二灘分別具有多年、年、季調(diào)節(jié)能力，具備開展大規(guī)模“風光水一體化”項目的

先天優(yōu)勢。政策推動、同行競爭的壓力之下，公司也在加快風電、光伏領域的布局。華能水電：一衣帶水聯(lián)滇粵，西電東送大灣區(qū)坐擁瀾滄江優(yōu)質(zhì)資源，兩大水庫平滑豐枯：公司主要從事瀾滄江流域及周邊地區(qū)水電

資源的開發(fā)、運營與整合。公司所轄小灣、糯扎渡兩座電站的龍頭水庫具備多年調(diào)節(jié)能力，

可以平滑豐枯季出力、增發(fā)電量、提升上網(wǎng)電價，是公司的核心競爭力。立足云南西電東送，電改深化提振量價：公司所發(fā)電量少部分在云南省內(nèi)消納，大部

分通過楚穗、普僑、新東、昆柳龍四條特高壓線路外送至廣東。滇、粵兩省均已深入開展

電改，市場化程度高、價格發(fā)現(xiàn)能力強，在供需日趨改善的格局下，電量、電價得以穩(wěn)步

提升。4.2

火電申能股份：多元布局、經(jīng)營穩(wěn)健的綜合能源服務商上海綜合能源服務商，控、參股多種電源類型：公司是全國電力能源行業(yè)首家上市公

司，主營業(yè)務為電力、油氣、燃煤貿(mào)易。從營收、成本、利潤的構成來看，電力與油氣為

公司兩大支柱產(chǎn)業(yè)。公司電力業(yè)務多元化，控、參股包括煤、氣、核、水、風、光在內(nèi)的

多種電源類型，控股機組以煤電、氣電為主。截至

2020

年底，公司在上海地區(qū)控股裝機

882

萬千瓦（含外二電廠），在上海地區(qū)總裝機容量中占比

33.1%、發(fā)電量中占比

34.7%，

與上電、華能三分上海。投資收益貢獻近半利潤：按照參股企業(yè)的業(yè)務類型，公司的投資收益可分為電力、金

融、環(huán)保及其他四類，2016-2020

年均投資收益約

14

億元，在營業(yè)利潤中的占比均值達

44.2%。高比例分紅回報股東：公司

2020

年度每股

0.28

元的股息是

2008

年以來的最高值，

按照

2021

年

4

月

2

日收盤價計算股息率為

4.8%；分紅率

57.5%比

2019

年度提高

10.2

個

百分點，達到

1997

年以來最高比例。4.3

核電中國核電：單核升級雙核，清能巨龍騰飛核電明珠，得天獨厚：公司持有中核集團旗下核電運營業(yè)務板塊，以電力的生產(chǎn)及銷

售作為核心業(yè)務。控股股東中核集團作為國家核科技工業(yè)的主體，擁有完整的核科技工業(yè)

體系，在核電技術開發(fā)等方面處于國內(nèi)領先地位，是國內(nèi)唯一擁有完整核燃料循環(huán)產(chǎn)業(yè)鏈、

能夠?qū)崿F(xiàn)閉式循環(huán)的特大型央企。收購匯能，集團內(nèi)新能源唯一平臺地位明確：2021

年初公司完成對中核集團新能源

平臺匯能公司的收購，新增約

150、50

萬千瓦在運、在建風光裝機。集團出具避免同競承

諾函，明確公司作為集團內(nèi)新能源唯一平臺的地位。奮起直追，從單核升級為核電+風光雙核運行：公司自

2018

年以來通過收購和自建

迅速擴張其新能源裝機規(guī)模，2020

年再次提速，包括匯能并表在內(nèi)合計新增

423

萬千瓦、

年末合計達到

525

萬千瓦，裝機規(guī)模在

A股電力行業(yè)排第

8，已培育出核電主業(yè)外的第二

個核心業(yè)務。根基牢固，核電主業(yè)穩(wěn)健向好：拖累公司

2017-2019

三年業(yè)績表現(xiàn)的三門一期目