1、本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 1 电力行业深度报告 新机遇新挑战，绿电价值重估 2022 年 11 月 03 日 煤电“重启”，意味着绿电“将死”吗？两次全国性大范围的“有序用电”之后，煤电“重启”之声不绝于耳。但在“双碳”目标下，短期的能源结构转型阵痛难以撼动长期顶层目标，全社会用能增量将主要由绿电承担。面对风光等新能源的加速发展，火电的角色定位由基核电源加速向调峰电源转变。装机与消纳、电量与电价的矛盾是否无解？大基地首批全面开工、二批前期筹备、三批组织申报，风光大发展如火如荼。当前新能源资源的供需错配与新能源自身出力波动性共同影响新能源消纳问题，

2、而灵活性火电、水电（包括抽蓄）、新型储能等调节型电源的增加将消解新能源出力的时间错配，特高压外送通道的建设将改善新能源出力的空间错配，缓解装机与消纳的矛盾。自 2021 年陆风、集中式光伏以及 2022 年海风陆续进入平价上网时代之后，市场对于绿电电价的接受度大幅提升；在电力供需由松转紧的趋势下，煤价高位运行状态中煤电上网电价这一电价标杆参照系或将维持高位，绿电的电量与电价之间的矛盾也有望迎刃而解。绿电运营商的“钱“景如何。新能源发电行业当前仍处于“跑马圈地”阶段，对于“参赛者”而言，规模增长仍是最优先的考量。在成本端风电（含陆风与海风）与光伏在 2010-2021 年间平准化度电成本均大幅降

3、低，随着风机大型化、光伏硅料产能逐步释放，风电、光伏的单位装机造价有望延续此前的下行趋势；在运项目利用小时的提升，将进一步降低度电成本，提高项目利润率。随着补贴“堰塞湖“加速解决，绿电运营商凭借其与水电、核电类似的商业模式，具备从“吞金兽”变为“印钞机”的潜力。投资建议：年初以来新能源板块边际利空因素较多，估值受到持续压制。但我们认为当前绿电运营商的核心价值在于“跑马圈地”阶段维持合理的项目收益率，通过装机规模的快速提升扩大经营现金流，结合低成本融资在现阶段支持新项目的滚动式发展；而在未来资本开支高峰期结束后，以折旧为主要成本的商业模式决定其有望成为与水电、核电类似的“印钞机”。推荐装机持续高

4、增、落地执行力强的三峡能源以及加速由火电向绿电转型的申能股份、福能股份；谨慎推荐龙源电力；建议关注华电新能、中广核风电&中广核新能（H）、华能新能源、大唐新能源（H）的后续资本运作。风险提示：1）自然条件变化；2）电量消纳不足；3）补贴发放延迟；4）设备价格上涨。重点公司盈利预测、估值与评级 代码 简称 股价（元）EPS（元）PE（倍）评级 2021A 2022E 2023E 2021A 2022E 2023E 600905 三峡能源 5.63 0.20 0.30 0.33 28.6 18.7 17.0 推荐 600642 申能股份 5.34 0.33 0.42 0.65 16.0 12.8

5、8.2 推荐 600483 福能股份 10.90 0.65 1.23 1.36 16.8 8.8 8.0 推荐 001289 龙源电力 17.95 0.76 0.91 1.13 23.5 19.6 15.9 谨慎推荐 资料来源：Wind，民生证券研究院预测;（注：股价为 2022 年 11 月 03 日收盘价）推荐 维持评级 分析师 严家源 执业证书：S07 邮箱： 研究助理 赵国利 执业证书：S06 邮箱： 相关研究 1.公用事业行业周报（2022 年第 43 周）：冷冬、缺电预期仍存，CCER 助“双碳”目标-2022/10/30 2.电力月谈（

6、2022 年 10 月期）-2022/10/26 3.公用事业行业周报（2022 年第 42 周）：海风热度有增无减，EOD 模式助力绿色低碳经济-2022/10/23 4.公用事业行业周报（2022 年第 41 周）：用电需求有望重回高增，循环产业促绿色低碳发展-2022/10/16 5.能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划点评：风光水核，并驾齐驱向“双碳”-2022/10/10 行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 2 目录 1 煤电“重启”，意味着绿电“将死”吗？.3 1.1 煤电：先“立”后“破”，加速转型.3 1.2 绿

7、电：满足增量，规模优先.6 2 装机与消纳、电量与电价的矛盾是否无解？.9 2.1 遍地开花，风光建设如火如荼.9 2.2 供需错配，特高压助力消纳.14 2.3 电力供需由松转紧，绿电需求持续增长.18 3 绿电运营商的“钱”景如何？.23 3.1 跑马圈地阶段，规模增长优先.23 3.2 成本仍具有下行空间.27 3.3 从“吞金兽”变为“印钞机”.29 3.4 绿电核心竞争点.37 4 投资建议.42 5 风险提示.43 插图目录.44 表格目录.46 行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 3 1 煤电“重启”，意味着绿电

8、“将死”吗？2021、2022 年连续两年夏季的极端高温少雨气候，暴露了国内电力供给偏紧的现状；而以煤电为主的火电，在保供过程中起到了关键性作用。两次全国性大范围的“有序用电”之后，政策对于煤电的态度也发生了较大的转变，呼吁“重启”之声不绝于耳。与此同时，以风电、光伏为代表的绿电，在保供期间的缺位，导致对其发展前景的预期由乐观转向悲观。但煤电“重启”，是否意味着绿电“将死”？两者在未来新型电力系统、乃至中国能源供给结构中的角色定位到底如何？1.1 煤电：先“立”后“破”，加速转型 1.1.1“立”足基本国情：煤炭是中国一次能源的核心，火电是电力生产的主力 根据国家统计局的数据，截至 2021

9、年底，全国煤炭资源基础储量 2078.9 亿吨、石油基础储量 36.9 亿吨、天然气基础储量 6.34 万亿立方米。在不考虑进口部分以及生产、消费两方面增长的情况下，按照 2021 年的能源消费量以及基础储量计算，煤炭每年约 42.3 亿吨的消耗可用时间约 49 年，石油每年约 7.2 亿吨的消耗可用时间约 5 年，天然气每年约 0.37 万亿立方米可用时间约 17 年。“富煤、贫油、少气”的资源禀赋一方面决定了中国在能源革命到来前，煤炭在国内一次能源使用中的占比居高不下的状态；另一方面也凸显了煤炭对于中国能源自给和能源安全的战略重要性。图1：2011-2021 年我国能源生产结构 图2：20

10、21 年原煤生产占比 67.0%资料来源：国家能源局，wind，民生证券研究院整理 资料来源：国家能源局，wind，民生证券研究院整理 0%20%40%60%80%100%原煤原油天然气一次电力及其他能源67.0%6.60%6.10%20.30%原煤原油天然气一次电力及其他能源行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 4 图3：2011-2021 年我国能源消费结构 图4：2021 年原煤消费占比 56.0%资料来源：国家能源局，wind，民生证券研究院整理 资料来源：国家能源局，wind，民生证券研究院整理 2020 年“双碳”目

11、标提出伊始，在 2030 碳排放达峰、2060 碳中和的中远期目标下，以煤电为主的火电在国内电源装机结构中的角色定位颇为尴尬，“消灭煤电”甚至“火电已死”的讨论不绝于耳，大有 2011 年福岛核事故后社会舆论对于核电的态度。但电源结构的改变远不像想象中的那么简单。当前，火电仍是我国电力生产的“压舱石”，截至 2021 年底，我国火电装机 12.97 亿千瓦，占全国装机容量的 54.6%，占全社会发电量的 67.4%。图5：2011-2021 年我国分电源装机情况 图6：2021 年煤电装机占比 46.7%（单位：万千瓦）资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理 资料来源：国

12、家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理 0%20%40%60%80%100%原煤原油天然气一次电力及其他能源56.0%18.5%8.9%16.6%原煤原油天然气一次电力及其他能源0%20%40%60%80%100%火电-煤电火电-气电火电-其他水电-常规水电-抽蓄核电风电光伏其他11090146.7%3545314.9%3284813.8%3065612.9%108594.6%79173.3%53262.2%36391.5%940.0%火电-煤电水电-常规风电光伏火电-气电火电-其他核电水电-抽蓄行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明

13、 证券研究报告 5 图7：2011-2021 年我国分电源发电量情况 图8：2021 年煤电发电量占比 60.0%（单位：万千瓦时）资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理 资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理 1.1.2 打“破”传统定位：加速由基荷主力向调峰辅助转型 从建设周期来看，火电约 2-3 年、核电约 5-7 年、大型水电约 7-10 年，这还不包括耗时更久的前期规划、建设筹备等环节；风电、光伏的建设周期较短，仅需1-2 年，但受限于自身的特性，对于电量结构的改变远远小于对于装机结构的改变。火电作为占据六成装机容量、七成发电量的主力电源，

14、风电、光伏对其在电量结构中的替代作用在短、中期内均难有显现。尤其是占据五成以上装机容量、六成以上发电量的煤电，在气电、抽水蓄能增量有限的情况下，对于依赖其提供辅助调节的风电和光伏而言，其存在的必要性比消减其份额以提供市场空间更为重要。风电、光伏新增装机大规模并网将带来调峰等电力市场辅助服务需求的快速提升，结合部分地区火电容量电价的试点探索，火电的角色定位将由基核电源加速向调峰电源转变。图9：2021 年火电投资同比增长 18.3%图10：2021年火电投资占全部电源工程投资的12.1%资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理 资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证

15、券研究院整理 0%50%100%火电-煤电火电-气电火电-其他水电-常规水电-抽蓄核电风电光伏其他5027060.0%1301115.5%65567.8%40754.9%33604.0%28343.4%32703.9%3900.5%20.0%火电-煤电水电-常规风电核电火电-其他火电-气电光伏水电-抽蓄-30%-20%-10%0%10%20%30%050010001500亿元投资完成-火电YOY0%20%40%60%80%100%水电火电核电风电光伏行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 6 图11：2021 年火电新增装机同比下

16、降 18.2%图12：2021年火电新增装机占全部新增装机的26.3%资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理 资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理 1.2 绿电：满足增量，规模优先 1.2.1“十四五”用能增量主要由绿电承担 从用电侧来看，我国二产用电需求仍占据较大比重，2010-2021 年二产用电占全社会用电量的比重虽由 74.9%降至 67.5%，但电力消费结构仍然是“生产型”而非“消费型”，电力需求增速与 GDP 增速的具有高相关性。我国经济仍处于较高速发展时期，此外，我国人均电力消费量尚处于碳达峰前的上升阶段，与发达国家相比还存在较大差距

17、。随着居民收入水平的提高和终端用能电气化的推动，国内产业结构转型升级，三产以及居民生活用电提升，我国的电力需求将持续增长。据“双碳”目标下我国能源电力系统发展前景和关键技术预计，到 2030 年，我国电力需求将达到约 11.1 万亿千瓦时，2020-2030 年年均复合增长率约 4.0%，电力需求的刚性特征更为突出，需要持续不断扩大的电力生产能力才能满足需求；而在碳达峰要求之下，用电负荷的增长需要可再生能源以更快、更大规模的开发来满足。根据国家发改委等 9 部委联合印发的“十四五”可再生能源发展规划（发改能源20211445 号），“十四五”期间我国可再生能源将进入高质量跃升发展新阶段，将由能

18、源电力消费增量补充转为增量主体，规划提出可再生能源在一次能源消费增量中占比超过 50%、可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过 50%。-40%-20%0%20%40%60%02000400060008000万kW新增装机容量-火电YOY0%20%40%60%80%100%水电火电核电风电光伏行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 7 图13：2010-2021 年全社会用电量结构 图14：2010-2021 年二产用电量占比超 65%资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理 资料来源：国家能源局，

19、国家统计局，中电联，民生证券研究院整理 图15：全社会用电量增速与 GDP 增速趋同 图16：2020-2060 年全社会用电量及其预测值 资料来源：国家能源局，wind，民生证券研究院整理 资料来源：CNKI，“双碳”目标下我国能源电力系统发展前景和关键技术，中电联，民生证券研究院整理 1.2.2 12 亿千瓦底线目标，适度超前发展 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

20、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。2011-2021 年，我国风光发电量占全社会用电量的比重持续提升，由 2010年的 1.2%提升至 2021 年的 11.7%，多年复合增长率达 31.2%；同期风光装机由0.30 亿千瓦增长至 6.35 亿千瓦，占比由 3.1%提升至 26.7%。若以实现 2030 年020000400006000080000100000亿kWh第一产业第二产业第三产业城乡居民生活0%20%40%60%80%100%第一

21、产业第二产业第三产业城乡居民生活0%5%10%15%20%YOY-GDPYOY-用电量0%5%10%15%20%05101520万亿kWh全社会用电量YOY行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 8 风光装机 12 亿千瓦的底线目标，2021-2030 年风光装机复合增长率约 7.3%。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，根据 十四五”可再生能源发展规划 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6

22、650 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 CAGR 分别为 5.6%、6.8%。图17：分电源装机容量预测 图18：部分电源类型规划装机容量对比 资料来源：国家能

23、源局，中电联，GEIDCO，民生证券研究院整理 资料来源：国家能源局，中电联，GEIDCO，民生证券研究院整理 图19：2030 年我国电源装机结构预测（单位：亿千瓦）图20：2060 年我国电源装机结构预测（单位：亿千瓦）资料来源：国家能源局，中电联，GEIDCO，民生证券研究院整理 资料来源：国家能源局，中电联，GEIDCO，民生证券研究院整理 020406080亿kW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024681012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-抽蓄亿kW2020A2030E10.527.6%4.411.6%8.0

24、21.0%10.026.3%1.94.9%0.82.1%1.12.9%1.13.0%0.30.7%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5.87.2%25.031.2%35.544.3%3.24.0%1.82.2%2.53.1%1.82.2%2.53.1%2.02.5%水电-常规风电光伏火电-气电火电-生物质及其他核电水电-抽蓄光热燃氢行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 9 2 装机与消纳、电量与电价的矛盾是否无解？2.1 遍地开花，风光建设如火如荼 2.1.1 大基地首批全面开工、二批前期

25、筹备、三批组织申报 2021 年底，国家能源局与国家发改委联合印发关于印发第一批以沙漠、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，提出合计规模97.05GW的第一批风光大基地项目，并要求在2022、23年两年内陆续建成并网，其中 2022 年底投产 45.71GW，2023 年底之前投产剩余 51.34GW。当前第二批风光大基地清单已经下发，仍以三北地区沙漠、戈壁、荒漠地带为重点，且项目单体规模较第一批大基地项目显著提升。近日，青海省第二批大型风电光伏基地项目（预备清单）下发，共计将建设 540 万千瓦光伏、120 万千瓦风电、40 万千瓦光热以及 100 万千瓦/360 万千

26、瓦时储能，建设工期均为 2 年，预计在 2024 年集中投产。各省针对第三批风光大基地项目的申报已经陆续启动，多个省份已下发项目申报文件。根据某省份申报文件，第三批风光基地同样以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，延伸至适油气田、采煤沉陷区、石漠化、盐碱地等，要求坚持集约整装开发，避免碎片化；优先申报 100%离网制氢项目，鼓励开发企业与国家管网集团、中国石油达成氢能运输、消纳合作，利用天然气管道推进掺氢天然气等方式，实现氢能高消纳、利用；优先申报 100%以上自主调峰、自我消纳项目，不增加系统调峰压力，根据消纳能力统筹设计电源、电网、储能。图21：第一批大基地项目按省市分布 资料来源：国家发改委，国

27、家能源局，民生证券研究院整理 040080002400内蒙古陕西青海甘肃吉林广西新疆辽宁宁夏河北贵州黑龙江云南山西山东四川安徽湖南万kW行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 10 表1：第一批风光大基地项目布局以及投产时间 省市 项目类型 建设规模（万千瓦）2022 年投产规模（万千瓦）2023 年投产规模（万千瓦）承诺利用率 内蒙古 风光 400 240 160 95%风光 200 100 100 95%光伏 200 0 200 95%风电 120 60 60 98%风光 400 0 400 95%风电

28、200 160 40 95%风电 400 200 200 95%风光 100 100 0 95%青海 风光 340 80 260 84%风光 190 60 130 84%光伏 300 80 220 84%光伏 160 40 120 84%风电 100 40 60 84%甘肃 光伏 150 100 50 85%风光 285 0 285 85%光伏 100 80 20 85%风光 120 50 70 85%风光 200 100 100 不低于 80%陕西 风光 600 400 200 95%风光 300 200 100 95%风光 350 200 150 95%宁夏 光伏 100 100 0 95

29、%光伏 200 100 100 95%新疆（含建设兵团）风光 100 100 0 95%光储 140 140 0 95%风光 200 100 100 95%光伏 100 50 50 95%辽宁 风光 140 45 95 95%风光 150 50 100 95%风光 120 40 80 95%吉林 风电 300 200 100 95%风光 140 0 140 95%风光 290 200 90 95%黑龙江 风电 140 0 140 95%风光 140 0 140 95%河北 风光 100 100 0 95%风电 100 30 70 95%风光 100 0 100 95%山西 风光 100 75

30、25 95%风光 100 75 25 95%山东 光伏 200 0 200 95%行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 11 四川 风光 140 80 60 95%云南 风光 270 148 122 95%贵州 光伏 150 80 70 95%光伏 150 80 70 95%广西 光伏 140 100 40 95%风光 260 221 39 95%风光 200 77 123 95%安徽 风光 120 40 80 95%湖南 光伏 100 50 50 95%合计 9705 4571 5134 资料来源：国家发改委，国家能源局，民生

31、证券研究院整理 表2：青海省第二批大型风电光伏基地建设项目清单（预备清单）项目名称 单位（万千瓦）消纳方式 预计开工时间 预计投产时间 风电 光伏 光热 隆发共和 100 万千瓦源网荷储项目 30 70 就地消纳 2022 年 2024 年 伏山共和 100 万千瓦源网荷储项目 30 70 就地消纳 2022 年 2024 年 中能建共和 100 万千瓦源网荷储项目 90 10 就地消纳 2022 年 2024 年 中电建共和 100 万千瓦光伏光热项目 90 10 就地消纳 2022 年 2024 年 中广核太阳能德令哈 100 万千瓦光伏光热项目 80 20 就地消纳 2022 年 202

32、4 年 国能大柴旦 100 万千瓦风光储项目 30 70 就地消纳 2022 年 2024 年 中车德令哈 100 万千瓦源网荷储项目 30 70 就地消纳 2022 年 2024 年 资料来源：青海省能源局，民生证券研究院整理 2.1.2 地方性“十四五”新能源发展规划如雨后春笋 截至 2022 年 9 月底，国内共计约 26 个省市已经发布该省的“十四五”新能源装机发展规划，经不完全统计合计风光装机约 587.56GW，考虑到 2021 年风光新增装机约为 102.50GW，其中风电 47.57GW、光伏 54.93GW，则 2022-2025年合计新增装机量约为 485.06GW，202

33、1-2025 年年均装机复合增速将达到15.2%。行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 12 表3：部分省/市风光装机“十四五”规划 序号 省市 风电（万千瓦）光伏（万千瓦）合计（万千瓦）1 内蒙古 5115 3262 8377 2 甘肃 2480 3187 5667 3 山东 766 3427.5 4193.5 4 广东 2000 2000 4000 5 青海 807 3000 3807 6 广西 1797 1295 3092 7 江苏 1253 1816 3069 8 贵州 500 2043 2543 9 湖北 500 15

34、00 2000 10 河南 1000 1000 2000 11 宁夏 450 1400 1850 12 安徽 388 1430 1818 13 安徽 388 1430 1818 14 江西 200 1600 1800 15 海南 1230 500 1730 16 浙江 455 1245 1700 17 辽宁 1000 600 1600 18 四川 577 1019 1596 19 黑龙江 1000 550 1550 20 湖南 531 909 1440 21 西藏 863 863 22 福建 410 300 710 23 天津 115.5 396.4 511.9 24 上海 180 270 4

35、50 25 重庆 370 26 北京 11 190 201 合计 23154 35233 58756 资料来源：各省市政府网站，北极星光伏网，光伏资讯，民生证券研究院整理 2.1.3 平价时代，海风热度有增无减 经历“抢装潮”后，2021年我国海上风电新增装机容量达1690万千瓦，同比增长170.8%，截至2021年底全国累计海上风电装机容量达2679.71万千瓦。“十四五”可再生能源发展规划提出，推动山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾等千万千瓦级海上风电基地开发建设，发展海上风电集群。在顶层设计下，沿海多省市陆续出台“十四五”海上风电规划及支持政策。不完全统计，“十四五”期间，全国沿海省份

36、海上风电规划总装机容量接近100GW（不含潮州、唐山、舟山等地级市规划），海上风电发展前景广阔。行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 13 表4：部分沿海省/市“十四五”期间海上风电规划 省份 政策文件 规划内容 天津 天津市可再生能源发展“十四五”规划 海陆并举，加快推进远海 90 万千瓦海上风电项目前期准备工作。山东 2022 年全省能源工作指导意见 组织实施山东省海上风电发展规划，规划总规模 3500 万千瓦。重点推进渤中、半岛南 500万千瓦以上项目开工建设，建成并网 200 万千瓦。争取 760 万千瓦场址纳入国家深远

37、海海上风电规划。江苏 江苏省“十四五”海上风电规划 规划海上风电场址共 28 个，规模 909 万千瓦。浙江 浙江省电力发展“十四五”规划（征求意见稿）打造 3 个以上百万千瓦级海上风电基地，新增海上风电装机 455 万千瓦。福建漳州 漳州市“十四五”能源发展专项规划 在“十四五”期间实施 500 万千瓦左右的示范性工程并投产 200 万千瓦。，稳妥推进漳浦六鳌海上风电二期（40 万千瓦）等近岸海上风电项目开发。广东 促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案 到 2025 年底，全省海上风电累计建成达到1800 万千瓦，其中新增 1400 万千瓦，在全国率先实现平价并网。争取在“十四

38、五”期间，粤东千万千瓦级海上风电基地开工建设 1200万千瓦，其中建成投产 600 万千瓦；粤西千万千瓦级海上风电基地开工建设 1000 万千瓦，其中建成投产 500 万千瓦。海南 “十四五”海上风电规划“十四五”期间规划 11 个场址作为近期重点项目，总开发容量为 1230 万千瓦。广西 国家能源局先期批复全区海上风电规划装机容量 750 万千瓦。广东潮州 潮州市能源发展“十四五”规划 潮州南面领海线外专属经济区海域拟规划 2 个海上风电场址，初步规划总容量 4330 万千瓦 河北唐山 唐山市海上风电发展规划(2022-2035 年)到 2025 年，唐山市累计新开工建设海上风电项目 2-3

39、 个，装机容量 300 万千瓦；到 2035年，累计新开工建设海上风电项目 7-9 个，装机容量 1300 万千瓦以上。浙江舟山 舟山市人民政府办公室关于对市八届人大一次会议第 1 号议案的复函 舟山清洁能源综合利用规划为近期（2021-2025 年）、中期（2026-2030 年）和远期（2031-2035 年）三个阶段，其中近中期规划风能和光伏共 1450 万千瓦 资料来源：各省政府网站，北极星电力网，民生证券研究院整理 2022 年海风全面进入平价时代，但是相较于陆风，海风安装难度更大，当前整体的造价仍相对较高，为鼓励海风发展，目前广东、山东、浙江三省均明确了海上风电“省补”政策，提高运

40、营商的投资积极性。行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 14 表5：部分省市海上风电度电成本（2019 年）省市 单位造价（元/kW）等效利用小时（h）度电成本（元/kWh）江苏 14500-16500 2500-3000 0.538-0.645 上海 15000-16500 2800-3000 0.596-0.656 浙江 15500-16500 2600-2800 0.616-0.706 广东 16500-17500 2800 0.656-0.695 福建 17500-18500 3500-4000 0.487-0.588

41、资料来源：CNKI，“十四五”中国海上风电发展关键问题，民生证券研究院整理 表6：部分省份对海上风电“省补”政策 省份 省补政策 广东 2022 年起，省财政对省管海域未能享受国家补贴的项目进行投资补贴，项目并网价格执行我省燃煤发电基准价（平价）；补贴范围为 2018 年底前已完成核准、在 2022 年至 2024 年全容量并网的省管海域项目，对 2025 年起并网的项目不再补贴；补贴标准为 2022 年、2023 年、2024 年全容量并网项目每千瓦分别补贴 1500 元、1000 元、500 元。山东 对 20222024 年建成并网的“十四五”海上风电项目，省财政分别按照每千瓦 800

42、元、500 元、300 元的标准给予补贴，补贴规模分别不超过 200 万千瓦、340 万千瓦、160 万千瓦；2023 年底前建成并网的海上风电项目，免于配建或租赁储能设施。允许发电企业投资建设配套送出工程，由电网企业依法依规回购，推动项目早建成、早投产。浙江 海上风电上网电价暂时执行全省燃煤发电基准价；2022 年和 2023 年，全省享受海上风电省级补贴规模分别按 60 万千瓦和 150 万千瓦控制、补贴标准分别为 0.03 元/千瓦时和 0.015 元/千瓦时；以项目全容量并网年份确定相应的补贴标准，按照“先建先得”原则确定享受省级补贴的项目，直至补贴规模用完；项目补贴期限为 10 年，

43、从项目全容量并网的第二年开始，按等效年利用小时数 2600 小时进行补贴；2021 年底前已核准项目，2023 年底未实现全容量并网将不再享受省级财政补贴。资料来源：政府网站，民生证券研究院整理 2.2 供需错配，特高压助力消纳 随着新能源装机快速发展，新能源消纳问题成为新能源发电量提升的重要制约因素。我国的风光优质资源主要分布在三北地区（西北、华北、东北），但是我国主要电力消费负荷中心在东部沿海，新能源出力提升使得电力供需错配矛盾放大。行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 15 图22：2016-2021 年各省市发用电差额

44、资料来源：国家能源局，wind，民生证券研究院整理“十三五”期间受限于外送通道的建设，以及风光电源由于自身出力对电网的冲击性较大，国内弃风、弃光率较高，消纳问题始终是悬在风光发展之路上的“达摩利克斯之剑”。“十四五”期间通过大规模的电网投资以及特高压建设，三北地区弃风、弃光率逐渐下行，但是随着第一批、第二批风光大基地项目开工建设，西部新能源基地弃风弃光率问题仍值得关注。图23：2011-2021 年电网投资额 CAGR 为 3.0%资料来源：国家能源局，国家统计局，中电联，民生证券研究院整理 -1500-00内蒙古云南四川山西新疆湖北贵州宁夏

45、安徽陕西甘肃吉林福建青海黑龙江海南广西天津江西湖南辽宁重庆河南山东河北北京上海江苏浙江亿kWh2016A2017A2018A2019A2020A2021A-15%-10%-5%0%5%10%15%20%00400050006000亿元投资完成-电网YOY行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 16 图24：2015-2021 年各省市可再生能源电力消纳（含水电）责任权重完成情况 资料来源：国家能源局，民生证券研究院整理 表7：2021 年主要特高压线路输送可再生电量情况 线路名称 年输送电量 可再生电量 可再

46、生电量占比 复奉直流 283 283 100.00%锦苏直流 361.9 361.9 100.00%宾金直流 271.6 271.3 99.90%天中直流 446.1 159.7 35.80%灵绍直流 504.1 116.4 23.10%祁韶直流 271.9 70.9 26.10%雁淮直流 285.7 50.4 17.60%锡泰直流 185.9 41.6 22.40%鲁固直流 265.4 101 38.00%昭沂直流 319.6 107.8 33.70%吉泉直流 550.6 172.9 31.40%青豫直流 151.5 148.9 98.30%雅湖直流 150.5 146 97.00%楚穗直流

47、 217.6 217.6 100.00%普侨直流 156.2 156.2 100.00%新东直流 237.9 237.9 100.00%昆柳龙直流 227.1 227.1 100.00%合计 4887 2871 58.70%资料来源：国家能源局，民生证券研究院整理 行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 17 表8：国家电网直流、交流特高压工程汇总 序号 工程名称 电压等级 投运时间/状态 1 晋东南-南阳-荆门 1000kV 交流 2009 年 1 月 2 云南-广东 800kV 直流 2010 年 6 月 3 向家坝-上海 8

48、00kV 直流 2010 年 7 月 4 锦屏-苏南 800kV 直流 2012 年 12 月 5 淮南-浙北-上海 1000kV 交流 2013 年 9 月 6 哈密南-郑州 800kV 直流 2014 年 1 月 7 溪洛渡左岸-浙江金华 800kV 直流 2014 年 7 月 8 浙北-福州 1000kV 交流 2014 年 12 月 9 糯扎渡-广东 800kV 直流 2015 年 5 月 10 锡盟-山东 1000kV 交流 2016 年 7 月 11 宁东-浙江 800kV 直流 2016 年 9 月 12 淮南-南京-上海 1000kV 交流 2016 年 11 月 13 蒙西-

49、天津南 1000kV 交流 2016 年 11 月 14 酒泉-湖南 800kV 直流 2017 年 6 月 15 晋北-南京 800kV 直流 2017 年 6 月 16 榆横-潍坊 1000kV 交流 2017 年 8 月 17 锡盟-胜利 1000kV 交流 2017 年 8 月 18 锡盟-泰州 800kV 直流 2017 年 10 月 19 扎鲁特-青州 800kV 直流 2017 年 12 月 20 滇西北-广东 800kV 直流 2018 年 5 月 21 上海庙-临沂 800kV 直流 2019 年 1 月 22 北京西-石家庄 1000kV 交流 2019 年 6 月 23

50、准东-皖南 1100kV 直流 2019 年 9 月 24 苏通 GIL 综合管廊 1000kV 交流 2019 年 9 月 25 山东-河北环网 1000kV 交流 2020 年 1 月 26 张北-雄安 1000kV 交流 2020 年 8 月 27 蒙西-晋中 1000kV 交流 2020 年 9 月 28 驻马店-南阳(配套）1000kV 交流 2020 年 12 月 29 乌东德-广东、广西 800kV 三端混合直流 2020 年 12 月 30 青海-河南 800kV 直流 2020 年 12 月 31 雅中-江西 800kV 直流 2021 年 6 月 32 陕北-湖北 800k

51、V 直流 2021 年 8 月 33 南昌-长沙 1000kV 交流 2021 年 12 月 34 白鹤滩-江苏 800kV 直流 2022 年 7 月 35 南阳-荆门-长沙 1000kV 交流 2022 年 10 月 36 武汉-荆门 1000kV 交流 在建（2022 年）37 白鹤滩-浙江 800kV 直流 在建 38 福建-厦门 1000kV 交流 年内开工 39 驻马店-武汉 1000kV 交流 年内开工 40 金上-湖北 800kV 直流 拟开工 41 陇东-山东 800kV 直流 拟开工 42 宁夏-湖南 800kV 直流 拟开工 43 哈密-重庆 800kV 直流 拟开工 4

52、4 武汉-南昌 1000kV 交流 拟开工 45 张北-胜利 1000kV 交流 拟开工 46 川渝特高压交流工程 1000kV 交流 拟开工 47 黄石特高压交流工程 1000kV 交流 拟开工 48 大同-天津南 1000kV 交流 前期 49 陕西-安徽 800kV 直流 前期 50 陕西-河南 直流 前期 51 蒙西-京津冀 直流 前期 52 甘肃-浙江 直流 前期 行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 18 53 藏电送粤直流 直流 前期 资料来源：国家电网，北极星电力网，民生证券研究院整理 2.3 电力供需由松转紧，

53、绿电需求持续增长 2.3.1 平价提升市场接受度 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、0.61 元/千瓦时。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 0.7

54、5 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20153044 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）

55、，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

56、5 月国家发改委印发 关于完善风电上网电价政策的通知（发改价格 2019 882 号），2019 年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时 0.8 元，2020 年调整为每千瓦时 0.75 元；对 2018 年底前已核准的海上风电项目，如在 2021 年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 19 图25：2009-2020 年陆上风电标杆电价/指导价 资料来源：国家发改委，国家能源局，民生证券研

57、究院整理 表9：海上风电上网电价（元/kWh）政策文件 主要内容 海上风电 近海 潮带间 发改价格20141216 号 2014.06-2017 标杆电价 0.85 0.75 发改价格20162729 号 20018 年标杆电价 0.85 0.75 发改价格2019882 号 2019 年指导价 0.80 不得高于指导价 0.75 资料来源：国家发改委，国家能源局，民生证券研究院整理 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

58、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，国家能源局发布关于推进风电、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 日发布了关于 2019 年风电、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

59、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00.20.40.60.8元/kWh类资源区类资源区类资源区类资源区行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 20 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

60、，且去除了竞争性配置和市场化交易的要求。图26：2021 年各省（区、市）新建光伏发电、风电项目指导价 资料来源：国家发改委，国家能源局，民生证券研究院整理 2.3.2 市场化交易政策频出 面对急速扩容的绿电供给，对绿电市场化交易的支持政策也相继出台。2021年国家发改委、能源局连续下发三项政策支持开展绿电市场化交易。2021 年 5 月，两部委印发关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知（发改体改2021339 号），通知提出，要引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数。2021 年 6 月，国家发改委印发关于 2021 年

61、新能源上网电价政策有关事项的通知（发改价格2021833 号），通知提出，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。2021 年 9 月，两部委批复国网、南网公司提交的绿色电力交易试点工作方案，方案 明确，绿色电力产品初期为风电和光伏发电企业上网电量，条件成熟时扩大至符合条件的水电；绿色电力交易的优先原则；绿电交易分为直接交易购买和向电网企业购买两种方式；厘清了绿色电力产品的市场化定价机制。2021 年 9 月 7 日，我国正式启动绿色电力交易试点，来自全国 17 个省份的259 家市场主体，以

62、线上线下方式完成了 79.35 亿千瓦时绿色电力交易，其中，0.100.200.300.400.50-0.050.000.050.10北京天津冀北冀南山西山东蒙西辽宁吉林黑龙江蒙东上海江苏浙江安徽福建湖北湖南江西河南四川重庆陕西甘肃青海宁夏新疆广东广西云南贵州海南元kWh元kWh价差（左轴）指导价-风电/光伏（右轴）基准价-燃煤（右轴）行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 21 国网经营区域成交 68.98 亿度，南网经营区域成交 10.37 亿度，这次试点交易中，成交均价较正常中长期协议增加 3-5 分/度，较火电基准价大约上

63、涨 2 分钱。此次试点交易开启我国绿电消费新模式，可再生能源电力消纳机制逐步从保障性消纳向市场化消纳加速转型。但从广东、江苏两省的电力市场化交易情况来看，当前绿电交易规模仍较小、绿电溢价空间有限，江苏绿电成交均价甚至低于年度及月度成交均价。但持续增长的用电需求与偏紧的发电供给之间的矛盾，利好绿电的电量消纳；而煤价居高不下带来的煤电交易电价维持高位，也有助于提升绿电的交易价格水平。表10：广东、江苏两省 2022 年度电力市场交易情况 省份 市场电量（亿 kWh）市场电量（亿 kWh）占比 市场均价（元/kWh）绿电均价（元/kWh）溢价率 广东 2541.64 6.79 0.3%0.49704

64、 0.51389 3.4%江苏 2647.29 9.24 0.3%0.46669 0.46288-0.8%资料来源：广东电力交易中心，江苏电力交易中心，民生证券研究院整理 注：占比=绿电电量/市场电量，溢价率=绿电均价/市场均价-1 2022 年推动绿电交易的相关政策持续加码，有望进一步扩大绿电交易需求。2022 年 1 月，国家发改委、国家能源局联合发布关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见（发改体改 2022 118 号），意见 将“探索开展绿色电力交易”单列于“构建适应新型电力系统的市场机制”项下，指出应引导有需求的用户直接购买绿色电力，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效

65、衔接。2022 年 1 月，国家发改委等 7 部委联合发布促进绿色消费实施方案（发改就业2022107 号），方案指出，要引导用户签订绿色电力交易合同，并在中长期交易合同中单列，加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，且明确提出了建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制。2022 年 1 月、5 月，广州电力交易中心、北京电力交易中心相继印发 南方区域绿色电力交易规则（试行）（广州交易202215 号）、北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（京电交市 2022 24 号）。规则强调，绿色电力交易主要包括省内绿色电力交易和省间绿色电力交易；价格方面，绿色电力交易价格由市场主体通过双边协商、

66、挂牌交易等方式形成；绿色电力交易价格应充分体现绿色电力的电能价值和环境价值，原则上市场主体应分别明确电能量价格与绿色环境权益价格。各地地方政府也相继出台地方性绿电交易支持政策，2022 年 6 月，江苏省发改委等部门印发 江苏省促进绿色消费实施方案（苏发改就业发 2022 535 号），方案指出，建立完善绿色电力市场化交易机制，全面提升绿色电力消纳能力；研究制定高耗能企业使用绿色电力的刚性约束机制，逐年提高绿色电力消费最低占比，到 2025 年，高耗能企业电力消费中绿色电力占比不低于 30%。行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告

67、 22 图27：广东省 2022 年月度绿电交易情况 图28：江苏省 2022 年月度绿电交易情况 资料来源：广东电力交易中心，民生证券研究院整理 资料来源：江苏电力交易中心，民生证券研究院整理 0.400.450.500.550.00.20.40.60.81.0亿kWh元/kWh成交电量成交均价燃煤均价0.350.40.450.500.20.40.60.8亿kWh元kWh成交电量成交均价燃煤均价行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 23 3 绿电运营商的“钱”景如何？3.1 跑马圈地阶段，规模增长优先 面对“双碳”目标的紧迫压

68、力和潜在的发展机遇，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、有的面临较大压力急求转型。“十四五”开局之年的 2021，虽然面临诸多困难，但各家企业的新能源大发展势头并未受到影响。“五大”之中，国电投全年新增风电、光伏装机容量 736、1151 万千瓦，风、光在运装机达到 3823、4112 万千瓦，分列全球第二、第一；国能投全年新增投产 1087 万千瓦，年度完成超千万千瓦装机；华能、华电、大唐紧随其后，年度完成装机 654、578、274 万千瓦。“五小”之中，三峡全年完成

69、新增新能源装机 1127 万千瓦，一骑绝尘；中核、中广核、华润分别完成新能源新增装机 493、448、435 万千瓦；国投全年仅完成 40 万千瓦装机，略微掉队。巨头发力迅猛，行业竞争格局变化迅速。截至 2021 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 3.26 亿千瓦，全年新增 7022 万千瓦，风、光占比提升 3.6 个百分点至 24.5%；十家发电央企在全国风、光总装机中占比达到 60.9%，比上年同期提高 13.1 个百分点。其中，中广核（42.4%）、国电投（40.6%）、中核（34.0%）、三峡（25.7%）与华润（25.6%）5 家企业的风、光占比超过全国

70、平均水平（24.5%）。（注：百分比为截至 2021 年末风光装机占比）图29：2021 年 10 大发电央企旗下子公司风电、光伏装机容量及占比 资料来源：wind，民生证券研究院整理 在国内“五大”、“五小”发电央企旗下新能源主力平台中，以 2021 年底风光装机规模进行对比，华电整合集团内所有风光资产打造的全新华电新能，以 2737万千瓦的装机一举超越龙源电力成为国内新能源第一平台；龙源电力以 2482 万千瓦装机屈居次席；2021 年三峡能源完成新增装机 728 万千瓦，同比增长 46.6%，截至 2021 年末，以 2290 万千瓦的装机迅速拉近与前两名的差距。同为发电央企0%20%4

71、0%60%80%0500025003000华电新能龙源电力三峡能源中广核风电华能新能源华润电力华能国际黄河水电大唐新能源中国电力中国核电上海电力国电电力京能清洁能源吉电股份大唐发电太阳能新天绿能中广核新能源节能风电万kW装机容量-风电+光伏YoY行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 24 旗下核心新能源平台的中广核风电、华能新能源、大唐新能源，这 3 家企业均处于 1300-1700 万千瓦的区间；从全年发电量来看，龙源电力的 525 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 330-4

72、70 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，除去通过资产整合成为行业龙头的华电新能，余下 5 家中，三峡能源增速最快，2016-2021 年装机容量、发电量的年均复合增速分别达到 28.5%、42.5%。同期装机 CAGR 超过 10%的还有中广核风电。“十三五”期间，国内弃风、弃光情况逐渐改善，6 家新能源运营商 2016-2021 年电量 CAGR 均超过 10%。此外，2021 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，且装机规模排名第 10 的中国电力距离 1000 万千瓦差距仅有 63 万千瓦的装机。1

73、0 家头部运营公司的风、光装机合计达到 1.73 亿千瓦，占 10 家发电央企总规模的 53.0%、占全国总规模的 32.3%。图30：2019-2021 年华电新能风电及光伏装机容量CAGR 为 27.3%图31：2019-2021 年华电新能风电及光伏发电量CAGR 为 22.5%资料来源：公司公告，民生证券研究院整理 资料来源：公司公告，民生证券研究院整理 图32：2016-2021 年龙源电力风电及光伏装机容量CAGR 为 6.5%图33：2016-2021 年龙源电力风电及光伏发电量CAGR 为 11.4%资料来源：公司公告，民生证券研究院整理 资料来源：公司公告，民生证券研究院整理

74、 0%10%20%30%40%0500025003000万kW装机容量-华电新能YOY0%10%20%30%40%00500亿kWh发电量-华电新能YOY0%2%4%6%8%10%12%0500025003000万kW装机容量-龙源电力YOY0%5%10%15%20%25%00500600亿kWh发电量-龙源电力YOY行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 25 图34：2016-2021 年三峡能源风电及光伏装机容量CAGR 为 28.5%图

75、35：2016-2021 年三峡能源风电及光伏发电量CAGR 为 27.7%资料来源：公司公告，民生证券研究院整理 资料来源：公司公告，民生证券研究院整理 图36：2016-2021 年中广核风电风电及光伏装机容量CAGR 为 20.0%图37：2016-2021 年中广核风电风电及光伏发电量CAGR 为 18.1%资料来源：公司公告，民生证券研究院整理 资料来源：公司公告，民生证券研究院整理 图38：2016-2021 年华能新能源风电及光伏装机容量CAGR 为 7.7%图39：2016-2021 年华能新能源风电及光伏发电量CAGR 为 12.5%资料来源：公司公告，民生证券研究院整理 资

76、料来源：公司公告，民生证券研究院整理 0%10%20%30%40%50%050002500万kW装机容量-三峡能源YOY0%10%20%30%40%50%00亿kWh发电量-三峡能源YOY0%10%20%30%40%50%60%050002500万kW装机容量-中广核风电YOY-40%-20%0%20%40%60%00500亿kWh发电量-中广核风电YOY0%5%10%15%20%05000万kW装机容量-华能新能源YOY0%10%20%30%40%00亿kWh发

77、电量-华能新能源YOY行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 26 图40：2016-2021 年大唐新能源风电及光伏装机容量CAGR 为 9.0%图41：2016-2021 年大唐新能源风电及光伏发电量CAGR 为 16.3%资料来源：公司公告，民生证券研究院整理 资料来源：公司公告，民生证券研究院整理 从营收体量来看，龙源电力业务中仍保留火电及煤炭销售业务，2021 年实现营收 372 亿元，同比 29.2%，2016-2021 年多年复合增速达 11.3%，大幅领先于其余 5 家；华电新能突破 200 亿元大关，实现营收 2

78、16 亿元；其余四家营收介于150-200 亿元之间，三峡能源、中广核风电、华能新能源、大唐新能源 4 家 2016-2021 年营收的年均复合增速分别达到 24.5%、21.5%、11.3%、14.9%；整体来看 2021 年各家运营商的营收增速与发电量增速基本一致，代表着电价水平相对稳定。图42：2019-2021 年华电新能营收 CAGR 为 19.4%图43：2016-2021 年龙源电力营收 CAGR 为 11.3%资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 0%5%10%15%20%25%30%050010001500万kW装

79、机容量-大唐新能源YOY0%5%10%15%20%25%30%0500300亿kWh发电量-大唐新能源YOY0%10%20%30%40%0500亿元营业收入-华电新能YOY0%10%20%30%40%00亿元营业收入-龙源电力YOY行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 27 图44：2016-2021 年三峡能源营收 CAGR 为 24.5%图45：2016-2021年中广核风电营收CAGR为21.5%资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 资料来源：公

80、司公告，wind，民生证券研究院整理 图46：2016-2021年华能新能源营收CAGR为11.3%图47：2016-2021年大唐新能源营收CAGR为14.9%资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 3.2 成本仍具有下行空间 3.2.1 风电、光伏降本趋势不改 度电成本下行是提高新能源运营商投资收益的重要因素之一，度电成本的下降主要由装机成本降低与利用小时数提高推动。根据国际可再生能源署的数据，风电（含陆风与海风）与光伏在 2010-2021 年间平准化度电成本（简称“LCOE”）均大幅降低，其中陆上风电 LCOE 由 2010

81、年的 0.089 美元/千瓦下降 0.056 美元/千瓦至 2021 年的 0.033 美元/千瓦，多年降本 CAGR 达到-8.6%；海上风电 LCOE由 2010 年的 0.162 美元/千瓦下降 0.087 美元/千瓦至 2021 年的 0.075 美元/千瓦，多年降本 CAGR 达到-6.8%；光伏 LCOE 由 2010 年的 0.381 美元/千瓦下降0.333 美元/千瓦至 2021 年的 0.048 美元/千瓦，多年降本 CAGR 达到-17.2%，0%10%20%30%40%050100150200亿元营业收入-三峡能源YOY0%10%20%30%40%50%05010015

82、0200亿元营业收入-中广核风电YOY0%5%10%15%20%25%30%050100150200亿元营业收入-华能新能源YOY0%5%10%15%20%25%30%050100150亿元营业收入-大唐新能源YOY行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 28 2010-2021 年光伏 LOCE 下降幅度达到 87.4%，远高于陆风与海风。从总装机成本来看，尽管组件价格自年初以来一路上行，光伏电站建设成本上涨，但从长时间维度来看，光伏总安装成本表现出大幅的下降，总装机成本由 2010年的 4731 美元/千瓦下降 3874 美元

83、/千瓦至 2021 年的 857 美元/千瓦，多年降本 CAGR 达到-14.4%，2010-2021 年光伏单位造价下降幅度达到 81.9%，远高于陆风与海风。风机成本的快速下行推动风电总装机成本快速下行，陆风总装机成本由 2010 年的 1971 美元/千瓦下降 646 美元/千瓦至 2021 年的 1325 美元/千瓦，多年降本 CAGR 达到-3.5%；海上风电总装机成本由 2010 年的 4706 美元/千瓦下降 1848 美元/千瓦至 2021 年的 2858 美元/千瓦，多年降本 CAGR 达到-4.4%。随着风机大型化、光伏硅料产能逐步释放，风电、光伏的单位装机造价有望延续此前

84、的下行趋势。表11：2010-2021 年风电与光伏度电成本变动情况 总安装成本 利用率 LCOE（2021USD/kW）%（2020 USD/kW）2010 2021 变动 2010 2021 变动 2010 2021 变动 光伏 4731 857-81.9%14 17.2 22.9%0.381 0.048-87.4%陆上风电 1971 1325-32.8%27 38.8 43.7%0.089 0.033-62.9%海上风电 4706 2858-39.3%38 39.2 3.2%0.162 0.075-53.7%资料来源：国际能源署，民生证券研究院整理 图48：不同尺寸陆上风机招标价格 图4

85、9：2021 年至今组件价格变化趋势 资料来源：北极星风电网，民生证券研究院整理 资料来源：Pvinfolink，民生证券研究院整理 3.2.2 利用小时具备提升潜力 通过可再生能源法等一系列相关政策条例的保驾护航，风电、光伏的弃电率水平自 2016 年后持续下降。截至 2021 年，全年平均弃风率由 2019 年的 4%0040005000元/W2MW2.5MW3MW陆上平均00.511.522.5元/W单面单玻PERC组件-182mm行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 29 降至 3%、弃光率连续两年

86、保持在 2%的水平，进一步下行的空间相对有限。通过降低弃电率水平提高风电、光伏利用小时这条途径，未来继续挖掘潜力的意义较小。但通过运维管理的优化、设备的升级改造、甚至类似于火电“上大压小”替代等途径，进一步提升风电、光伏的利用小时，仍有较大潜力。以华电在广西的马山杨圩风电场为例，其可研设计利用小时为 2415 小时，2020 年一期项目年可利用小时数达 3539 小时，超出可研近五成；较同期广西、全国风电平均利用小时分别提高 31.0%、71.4%。另以华能河南安阳汤阴风电场为例，其 2018 年底建成并网，使用远景能源第一代 2.XMW 机组匹配 120 米塔筒和 121 米风轮，如果采用第

87、三代 3.XMW 机组匹配 150 米塔筒和 156 米风轮，则年利用小时可增加 800 小时至 3000 小时以上。此外，随着风电开发由陆地走向大海、乃至未来走向远海区，利用小时数有望达到 4000 小时及以上，与目前的水电、火电利用小时基本处于同一水平。光伏虽然最大利用小时数的极限值较低，但技术迭代更快，目前不到 1300的平均利用小时数同样具有较大提升潜力。在运项目利用小时的提升，将进一步降低度电成本，提高项目利润率。图50：2021 年我国弃风率已降至 3.1%图51：2021 年我国弃光率已降至 2.1%资料来源：国家能源局，民生证券研究院整理 资料来源：国家能源局，民生证券研究院整

88、理 3.3 从“吞金兽”变为“印钞机”3.3.1 应收账款“堰塞湖”或将加速解决 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0%5%10

89、%15%20%弃风率0%2%4%6%8%10%12%弃光率行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 30 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，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较大的应收账款“堰塞湖”。以前述 6 家头部新能源运营商为例，截至 2021 年末：华电新能应收账款达到 311.82 亿元，同比增长 53.6%；龙源电力应收账款达到 270.70 亿元，同比增长 25.3%；三峡能源应收账款达到 193.42 亿元，同比增长 51.9%；

90、中广核风电应收账款达到 256.73 亿元，同比增长 78.8%；华能新能源应收账款达到 238.90 亿元，同比增长 58.5%；大唐新能源应收账款达到 164.71 亿元，同比增长 32.8%。图52：2021 年华电新能应收账款同比增长 53.6%图53：2021 年龙源电力应收账款同比增长 25.3%资料来源：wind，民生证券研究院整理 资料来源：wind，民生证券研究院整理 图54：2021 年三峡能源应收账款同比增长 51.9%图55：2021 年中广核风电应收账款同比增长 78.8%资料来源：wind，民生证券研究院整理 资料来源：wind，民生证券研究院整理 0%10%20%

91、30%40%50%60%00亿元应收账款-华电新能YOY-40%-20%0%20%40%60%0500300亿元应收账款-龙源电力YOY0%10%20%30%40%50%60%0500亿元应收账款-三峡能源YOY-40%-20%0%20%40%60%80%100%0500300亿元应收账款-中广核风电YOY行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 31 图56：2021 年华能新能源应收账款同比增长 58.5%图57：2021 年大唐新能源应收账

92、款同比增长 32.8%资料来源：wind，民生证券研究院整理 资料来源：wind，民生证券研究院整理 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，可以发现应收账款对企业经营造成了影响。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 2021 年度的比值均在 300%以上，最高的是大唐新能源，达到了 9 倍；2016-2021 年均值均超过 250%，大唐新能源接近 9.5 倍。期末应收账款/当年营业收入：除龙源电力外，其他 5 家公司在 2021 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 2016-2021 年均值也都

93、接近 100%上下。龙源电力的比值较低，主要是因为其有一定体量的装机是火电，营收中没有补贴部分。期末应收账款/当年经营净现金流：6 家公司在 2021 年度的比值在 150%以上，除龙源电力外，其余 5 家甚至在 200%以上；2016-2021 年均值基本在 1 倍以上，华电新能甚至超过 2 倍。期末应收账款/期末净资产：6 家公司在 2021 年度的比值在 25%以上，华能新能源、大唐新能源、华电新能超过50%；2016-2020 年均值在20%以上。-50%0%50%100%150%0500300亿元应收账款-华能新能源YOY-100%-50%0%50%100%15

94、0%050100150200亿元应收账款-大唐新能源YOY行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 32 图58：2011-2021 年 5 家新能源运营商应收账款/净利润 图59：2011-2021 年 6 家新能源运营商应收账款/营业收入 资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 图60：2011-2021 年 6 家新能源运营商应收账款/经营净现金流 图61：2011-2021 年 6 家新能源运营商应收账款/净资产 资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 资

95、料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 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。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

96、于2020 年的预算数和执行数。0%200%400%600%800%龙源电力三峡能源华能新能源中广核风电华电新能0%50%100%150%200%龙源电力三峡能源华能新能源中广核风电华电新能大唐新能源0%100%200%300%400%龙源电力三峡能源华能新能源中广核风电华电新能大唐新能源0%20%40%60%80%100%龙源电力三峡能源华能新能源中广核风电华电新能大唐新能源行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 33 图62：2012-2021 年可再生能源电价附加收入预算 图63：可再生能源电价附加收入的预算数及执行数 资料

97、来源：财政部，民生证券研究院整理 资料来源：财政部，民生证券研究院整理 图64：2012-2021 年可再生能源电价附加支出预算 图65：可再生能源电价附加支出的预算数及执行数 资料来源：财政部，民生证券研究院整理 资料来源：财政部，民生证券研究院整理 2022 年 8 月，南方电网发布关于成立广州可再生能源发展结算服务有限公司的通知 通知指出：国家发改委、财政部、国务院国资委授权设立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司统筹解决可再生能源发电补贴问题。广州可再生能源结算服务公司由南方电网牵头设立，承担南方电网负责区域可再生能源补贴资金管理业务，解决可再生能源补贴问题。预计北京可再生能源结算

98、服务公司或由国家电网牵头设立，承担国网负责区域可再生能源补贴资金管理业务。此次通知明确可再生能源结算服务公司承担政策性任务，在财政拨款基础上，对于补贴资金缺口按照市场化原则通过专项融资解决，目前最困扰绿电运营商的存量补贴欠款有望加速下发。从通知来看，可再生能源补贴缺口专项融资解决方案已明确，并已经在逐步落地，存量补贴欠款“堰塞湖”问题有望加速解决。3.3.2 风、光商业模式近于水、核，具备成为“印钞机”的潜质-50%0%50%100%150%02004006008001000亿元中央政府性基金收入预算-可再生能源电价附加YOY02004006008001000亿元中央政府性基金收入预算-可再生

99、能源电价附加中央政府性基金收入执行-可再生能源电价附加-50%0%50%100%150%02004006008001000亿元中央政府性基金支出预算-可再生能源电价附加YOY02004006008001000亿元中央政府性基金支出预算-可再生能源电价附加中央政府性基金支出执行-可再生能源电价附加行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 34 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

100、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、运维等费用。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：2021 年，6 家新能源运营商毛利率均值为 49.6%，3 家水电运营商均值为 59.2%；2016-2021 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分别为 48.4%、59.9%。剔除有一定规模火电资产的龙源电力后，5 家新能源运营商 2021 年毛利率均值为 52.5%，2016-2021 年均值为 51.0%。净

101、利率：2021 年，6 家新能源运营商净利率均值为 28.8%，3 家水电运营商均值为 37.7%；2016-2021 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分别为 25.5%、36.3%。剔除有一定规模火电资产的龙源电力后，5 家新能源运营商 2021 年净利率均值为 30.7%，2016-2021 年均值为 26.7%。ROE：2021 年，6 家新能源运营商 ROE 均值为 10.1%，3 家水电运营商均值为 11.5%；2016-2021 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分别为 9.5%、12.4%。ROA：2021 年，6 家新能源运营商 ROA 均值为 3.6%，3 家水

102、电运营商均值为 5.3%；2016-2021 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分别为3.2%、5.1%。由此可见，风电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，风电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66：2011-2021 年 6 家新能源运营商毛利率 图67：2011-2021 年 3 家水电运营商毛利率 资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 0%20%40%60%80%龙源电力三峡能源华电新能中广核风电华能新能源大唐新能源0%20%40

103、%60%80%长江电力华能水电雅砻江水电行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 35 图68：2011-2021 年 6 家新能源运营商净利率 图69：2011-2021 年 3 家水电运营商净利率 资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 图70：2011-2021 年 6 家新能源运营商 ROE 图71：2011-2021 年 3 家水电运营商 ROE 资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 图72：2011-

104、2021 年 6 家新能源运营商 ROA 图73：2011-2021 年 3 家水电运营商 ROA 资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 -10%0%10%20%30%40%50%龙源电力三峡能源华电新能中广核风电华能新能源大唐新能源0%10%20%30%40%50%长江电力华能水电雅砻江水电-5%0%5%10%15%20%龙源电力三峡能源华电新能中广核风电华能新能源大唐新能源0%5%10%15%20%25%30%长江电力华能水电雅砻江水电-2%0%2%4%6%龙源电力三峡能源华电新能中广核风电华能新能源大唐新能源0%2%4%6%8

105、%10%长江电力华能水电雅砻江水电行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 36 图74：2011-2021 年 A 股火电板块毛利率&净利率 图75：2011-2021 年 A 股火电板块 ROE&ROA 资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 图76：2011-2021 年中国核电&中国广核毛利率 图77：2011-2021 年中国核电&中国广核净利率 资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 图78：2011-

106、2021 年中国核电&中国广核 ROE 图79：2011-2021 年中国核电&中国广核 ROA 资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 资料来源：公司公告，wind，民生证券研究院整理 -10%0%10%20%30%40%毛利率-火电净利率-火电-10%-5%0%5%10%15%20%ROE-火电ROA-火电0%10%20%30%40%50%60%中国核电中国广核0%10%20%30%40%中国核电中国广核0%5%10%15%20%25%30%中国核电中国广核0%1%2%3%4%5%中国核电中国广核行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责

107、声明 证券研究报告 37 3.4 绿电核心竞争点 在对比运营商的营收、装机规模、盈利能力之后，当前时点绿电运营商的核心价值在于“跑马圈地”下的装机增长，通过不断增长的装机在合理的项目收益率下持续创造稳定的现金流，进一步支持运营商投资新的优质项目资产，同时获益于产业链上游的成本下行与运营效率提升效率以及新能源补贴欠款的改善，运营商的现金流情况进一步改善，良性的循环发展模式即运营商通过运营项目带来的现金流快速回笼实现新的项目投资，完成自身的内生增长。那么在分析绿电运营商时，核心的关注其高资本开支下的现金流情况与融资成本情况，这两点关系到绿电运营商的内循环增长是否顺利的开展。3.4.1 高资本开支与

108、稳定现金流 在各家跑马圈地加速扩张规模时，年度的资本开支得到稳定的现金流支持。以前述 6 家头部新能源运营商为例，2021 年：华电新能资本开支为 283 亿元，经营性现金流为 99 亿元（2021 年 12月完成增资引战 150 亿元）；龙源电力资本开支为 177 亿元，经营性现金流为 168 亿元；三峡能源资本开支为 299 亿元，经营性现金流为 88 亿元（2021 年 6 月A 股 IPO 融资 227 亿元）；中广核风电资本开支为 287 亿元，经营性现金流为 122 亿元（2021 年11 月完成增资引战 305 亿元）；华能新能源资本开支为 113 亿元，经营性现金流为 86 亿

109、元；大唐新能源资本开支为 82 亿元，经营性现金流为 60 亿元。图80：2019-2021 年华电新能资本开支 CAGR 为40.9%图81：2016-2021 年华电新能经营现金流 CAGR 为-3.4%资料来源：wind，民生证券研究院整理 资料来源：wind，民生证券研究院整理 0%20%40%60%80%0500300亿元资本开支-华电新能YOY-15%-10%-5%0%5%10%020406080100120亿元经营净现金流-华电新能YOY行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 38 图82：20

110、16-2021 年龙源电力资本开支 CAGR 为7.9%图83：2016-2021 年龙源电力经营现金流 CAGR 为7.8%资料来源：wind，民生证券研究院整理 资料来源：wind，民生证券研究院整理 图84：2016-2021 年三峡能源资本开支 CAGR 为25.1%图85：2016-2021 年三峡能源经营现金流 CAGR 为18.1%资料来源：wind，民生证券研究院整理 资料来源：wind，民生证券研究院整理 图86：2016-2021 年中广核风电资本开支 CAGR 为25.5%图87：2016-2021 年中广核风电经营现金流 CAGR 为17.2%资料来源：wind，民生证

111、券研究院整理 资料来源：wind，民生证券研究院整理-40%-20%0%20%40%60%80%100%0500亿元资本支出-龙源电力YOY-40%-20%0%20%40%050100150200亿元经营净现金流-龙源电力YOY-40%-20%0%20%40%60%80%100%00亿元资本支出-三峡能源YOY-10%0%10%20%30%40%50%020406080100亿元经营净现金流-三峡能源YOY-40%-20%0%20%40%60%80%00亿元资本支出-中广核风电YOY-20%0%20%40%60%05010015

112、0亿元经营净现金流-中广核风电YOY行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 39 图88：2016-2021 年华能新能源资本开支 CAGR 为7.5%图89：2016-2021 年华能新能源经营现金流 CAGR 为3.3%资料来源：wind，民生证券研究院整理 资料来源：wind，民生证券研究院整理 图90：2016-2021 年大唐新能源资本开支 CAGR 为6.2%图91：2016-2021 年大唐新能源经营现金流 CAGR 为9.1%资料来源：wind，民生证券研究院整理 资料来源：wind，民生证券研究院整理 图92：6

113、 家新能源运营商净现比变化情况 资料来源：wind，民生证券研究院整理 注：净现比=经营活动产生的现金流量净额/净利润 -50%0%50%100%150%200%050100150亿元资本支出-华能新能源YOY-15%-10%-5%0%5%10%15%657075808590亿元经营净现金流-华能新能源YOY-40%-20%0%20%40%60%020406080100亿元资本开支-大唐新能源YOY-100%-50%0%50%100%020406080亿元经营净现金流-大唐新能源YOY行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 40

114、图93：5 家新能源运营商收现比变化情况 资料来源：wind，民生证券研究院整理 注：收现比=销售商品、提供劳务收到的现金/营业收入 3.4.2 融资成本持续下行 受益于整体利率环境的宽松，作为央企集团重要的新能源运营平台，5 家新能源运营商的整体发债融资利率不断下行。以龙源电力为例，其作为国家能源集团旗下重要新能源平台，信用状况良好，多年来维持 AAA 主体评级。2010 年以来，龙源电力已经累计发行债券融资 2914 亿元，其中，自 2015 年开始主要通过滚动发行超短期融资券融资，整体发债融资成本已经降至 2%左右。图94：国债收益率变动情况 图95：龙源电力债券利率变动情况 资料来源：

115、wind，民生证券研究院整理 资料来源：wind，民生证券研究院整理 0%1%2%3%4%5%国债到期收益率:1年国债到期收益率:3年国债到期收益率:5年国债到期收益率:10年线性(国债到期收益率:1年)0%2%4%6%8%票面利率线性(票面利率)行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 41 图96：三峡能源债券利率变动情况 图97：中广核风电债券利率变动情况 资料来源：wind，民生证券研究院整理 资料来源：wind，民生证券研究院整理 图98：华能新能源债券利率变动情况 图99：大唐新能源债券利率变动情况 资料来源：wind，

116、民生证券研究院整理 资料来源：wind，民生证券研究院整理 0%1%2%3%4%5%6%票面利率线性(票面利率)0%2%4%6%8%票面利率线性(票面利率)0%1%2%3%4%5%6%票面利率线性(票面利率)0%2%4%6%8%票面利率线性(票面利率)行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 42 4 投资建议 年初以来新能源板块边际利空因素较多，估值受到持续压制。但我们认为当前绿电运营商的核心价值在于“跑马圈地”阶段维持合理的项目收益率，通过装机规模的快速提升扩大经营现金流，结合低成本融资在现阶段支持新项目的滚动式发展；而在未来资

117、本开支高峰期结束后，以折旧为主要成本的商业模式决定其有望成为与水电、核电类似的“印钞机”。推荐装机持续高增、落地执行力强的三峡能源以及加速由火电向绿电转型的申能股份、福能股份；谨慎推荐龙源电力；建议关注华电新能、中广核风电&中广核新能（H）、华能新能源、大唐新能源（H）的后续资本运作。图100：2020 年至今风电、光伏板块 PE 变动情况 图101：2020 年至今风电、光伏板块 PB 变动情况 资料来源：wind，民生证券研究院整理 资料来源：wind，民生证券研究院整理 -0200光伏风电电力0123456光伏风电电力行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证

118、券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 43 5 风险提示 1）自然条件变化：风电、光伏发电情况与风力、光照等自然因素直接相关，若项目所在地自然条件发生不利变化，将导致发电量下降。2）电量消纳不足：当电网的调峰能力不足、消纳能力有限或送出通道受限，可能导致产生弃风限电、弃光限电，影响上网电量。3）补贴发放延迟：可再生能源补贴发放周期较长，导致应收账款规模逐年增大，如不能及时回收将影响经营现金流。4）设备价格上涨：大规模抢装导致风电、光伏设备短期内供不应求，推动设备价格快速上涨，将影响新建项目的收益率。行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读

119、最后一页免责声明 证券研究报告 44 插图目录 图 1：2011-2021 年我国能源生产结构.3 图 2：2021 年原煤生产占比 67.0%.3 图 3：2011-2021 年我国能源消费结构.4 图 4：2021 年原煤消费占比 56.0%.4 图 5：2011-2021 年我国分电源装机情况.4 图 6：2021 年煤电装机占比 46.7%（单位：万千瓦）.4 图 7：2011-2021 年我国分电源发电量情况.5 图 8：2021 年煤电发电量占比 60.0%（单位：万千瓦时）.5 图 9：2021 年火电投资同比增长 18.3%.5 图 10：2021 年火电投资占全部电源工程投资

120、的 12.1%.5 图 11：2021 年火电新增装机同比下降 18.2%.6 图 12：2021 年火电新增装机占全部新增装机的 26.3%.6 图 13：2010-2021 年全社会用电量结构.7 图 14：2010-2021 年二产用电量占比超 65%.7 图 15：全社会用电量增速与 GDP 增速趋同.7 图 16：2020-2060 年全社会用电量及其预测值.7 图 17：分电源装机容量预测.8 图 18：部分电源类型规划装机容量对比.8 图 19：2030 年我国电源装机结构预测（单位：亿千瓦）.8 图 20：2060 年我国电源装机结构预测（单位：亿千瓦）.8 图 21：第一批大

121、基地项目按省市分布.9 图 22：2016-2021 年各省市发用电差额.15 图 23：2011-2021 年电网投资额 CAGR 为 3.0%.15 图 24：2015-2021 年各省市可再生能源电力消纳（含水电）责任权重完成情况.16 图 25：2009-2020 年陆上风电标杆电价/指导价.19 图 26：2021 年各省（区、市）新建光伏发电、风电项目指导价.20 图 27：广东省 2022 年月度绿电交易情况.22 图 28：江苏省 2022 年月度绿电交易情况.22 图 29：2021 年 10 大发电央企旗下子公司风电、光伏装机容量及占比.23 图 30：2019-2021

122、年华电新能风电及光伏装机容量 CAGR 为 27.3%.24 图 31：2019-2021 年华电新能风电及光伏发电量 CAGR 为 22.5%.24 图 32：2016-2021 年龙源电力风电及光伏装机容量 CAGR 为 6.5%.24 图 33：2016-2021 年龙源电力风电及光伏发电量 CAGR 为 11.4%.24 图 34：2016-2021 年三峡能源风电及光伏装机容量 CAGR 为 28.5%.25 图 35：2016-2021 年三峡能源风电及光伏发电量 CAGR 为 27.7%.25 图 36：2016-2021 年中广核风电风电及光伏装机容量 CAGR 为 20.0%

123、.25 图 37：2016-2021 年中广核风电风电及光伏发电量 CAGR 为 18.1%.25 图 38：2016-2021 年华能新能源风电及光伏装机容量 CAGR 为 7.7%.25 图 39：2016-2021 年华能新能源风电及光伏发电量 CAGR 为 12.5%.25 图 40：2016-2021 年大唐新能源风电及光伏装机容量 CAGR 为 9.0%.26 图 41：2016-2021 年大唐新能源风电及光伏发电量 CAGR 为 16.3%.26 图 42：2019-2021 年华电新能营收 CAGR 为 19.4%.26 图 43：2016-2021 年龙源电力营收 CAGR

124、 为 11.3%.26 图 44：2016-2021 年三峡能源营收 CAGR 为 24.5%.27 图 45：2016-2021 年中广核风电营收 CAGR 为 21.5%.27 图 46：2016-2021 年华能新能源营收 CAGR 为 11.3%.27 图 47：2016-2021 年大唐新能源营收 CAGR 为 14.9%.27 图 48：不同尺寸陆上风机招标价格.28 图 49：2021 年至今组件价格变化趋势.28 图 50：2021 年我国弃风率已降至 3.1%.29 图 51：2021 年我国弃光率已降至 2.1%.29 图 52：2021 年华电新能应收账款同比增长 53.

125、6%.30 图 53：2021 年龙源电力应收账款同比增长 25.3%.30 图 54：2021 年三峡能源应收账款同比增长 51.9%.30 行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 45 图 55：2021 年中广核风电应收账款同比增长 78.8%.30 图 56：2021 年华能新能源应收账款同比增长 58.5%.31 图 57：2021 年大唐新能源应收账款同比增长 32.8%.31 图 58：2011-2021 年 5 家新能源运营商应收账款/净利润.32 图 59：2011-2021 年 6 家新能源运营商应收账款/营业

126、收入.32 图 60：2011-2021 年 6 家新能源运营商应收账款/经营净现金流.32 图 61：2011-2021 年 6 家新能源运营商应收账款/净资产.32 图 62：2012-2021 年可再生能源电价附加收入预算.33 图 63：可再生能源电价附加收入的预算数及执行数.33 图 64：2012-2021 年可再生能源电价附加支出预算.33 图 65：可再生能源电价附加支出的预算数及执行数.33 图 66：2011-2021 年 6 家新能源运营商毛利率.34 图 67：2011-2021 年 3 家水电运营商毛利率.34 图 68：2011-2021 年 6 家新能源运营商净利

127、率.35 图 69：2011-2021 年 3 家水电运营商净利率.35 图 70：2011-2021 年 6 家新能源运营商 ROE.35 图 71：2011-2021 年 3 家水电运营商 ROE.35 图 72：2011-2021 年 6 家新能源运营商 ROA.35 图 73：2011-2021 年 3 家水电运营商 ROA.35 图 74：2011-2021 年 A 股火电板块毛利率&净利率.36 图 75：2011-2021 年 A 股火电板块 ROE&ROA.36 图 76：2011-2021 年中国核电&中国广核毛利率.36 图 77：2011-2021 年中国核电&中国广核净

128、利率.36 图 78：2011-2021 年中国核电&中国广核 ROE.36 图 79：2011-2021 年中国核电&中国广核 ROA.36 图 80：2019-2021 年华电新能资本开支 CAGR 为 40.9%.37 图 81：2016-2021 年华电新能经营现金流 CAGR 为-3.4%.37 图 82：2016-2021 年龙源电力资本开支 CAGR 为 7.9%.38 图 83：2016-2021 年龙源电力经营现金流 CAGR 为 7.8%.38 图 84：2016-2021 年三峡能源资本开支 CAGR 为 25.1%.38 图 85：2016-2021 年三峡能源经营现金

129、流 CAGR 为 18.1%.38 图 86：2016-2021 年中广核风电资本开支 CAGR 为 25.5%.38 图 87：2016-2021 年中广核风电经营现金流 CAGR 为 17.2%.38 图 88：2016-2021 年华能新能源资本开支 CAGR 为 7.5%.39 图 89：2016-2021 年华能新能源经营现金流 CAGR 为 3.3%.39 图 90：2016-2021 年大唐新能源资本开支 CAGR 为 6.2%.39 图 91：2016-2021 年大唐新能源经营现金流 CAGR 为 9.1%.39 图 92：6 家新能源运营商净现比变化情况.39 图 93：5

130、 家新能源运营商收现比变化情况.40 图 94：国债收益率变动情况.40 图 95：龙源电力债券利率变动情况.40 图 96：三峡能源债券利率变动情况.41 图 97：中广核风电债券利率变动情况.41 图 98：华能新能源债券利率变动情况.41 图 99：大唐新能源债券利率变动情况.41 图 100：2020 年至今风电、光伏板块 PE 变动情况.42 图 101：2020 年至今风电、光伏板块 PB 变动情况.42 行业深度研究/电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 46 表格目录 重点公司盈利预测、估值与评级.1 表 1：第一批风光大基地

131、项目布局以及投产时间.10 表 2：青海省第二批大型风电光伏基地建设项目清单（预备清单）.11 表 3：部分省/市风光装机“十四五”规划.12 表 4：部分沿海省/市“十四五”期间海上风电规划.13 表 5：部分省市海上风电度电成本（2019 年）.14 表 6：部分省份对海上风电“省补”政策.14 表 7：2021 年主要特高压线路输送可再生电量情况.16 表 8：国家电网直流、交流特高压工程汇总.17 表 9：海上风电上网电价（元/kWh）.19 表 10：广东、江苏两省 2022 年度电力市场交易情况.21 表 11：2010-2021 年风电与光伏度电成本变动情况.28 行业深度研究/

132、电力及公用事业 本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 47 分析师承诺 本报告署名分析师具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并登记为注册分析师，基于认真审慎的工作态度、专业严谨的研究方法与分析逻辑得出研究结论，独立、客观地出具本报告，并对本报告的内容和观点负责。本报告清晰准确地反映了研究人员的研究观点，结论不受任何第三方的授意、影响，研究人员不曾因、不因、也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。评级说明 投资建议评级标准 评级 说明 以报告发布日后的 12 个月内公司股价（或行业指数）相对同期基准指数的涨跌幅为基准。其中

133、：A 股以沪深 300 指数为基准；新三板以三板成指或三板做市指数为基准；港股以恒生指数为基准；美股以纳斯达克综合指数或标普500 指数为基准。公司评级 推荐 相对基准指数涨幅 15%以上 谨慎推荐 相对基准指数涨幅 5%15%之间 中性 相对基准指数涨幅-5%5%之间 回避 相对基准指数跌幅 5%以上 行业评级 推荐 相对基准指数涨幅 5%以上 中性 相对基准指数涨幅-5%5%之间 回避 相对基准指数跌幅 5%以上 免责声明 民生证券股份有限公司（以下简称“本公司”）具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告仅供本公司境内客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告仅为参

134、考之用，并不构成对客户的投资建议，不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，客户应当充分考虑自身特定状况，不应单纯依靠本报告所载的内容而取代个人的独立判断。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容而导致的任何可能的损失负任何责任。本报告是基于已公开信息撰写，但本公司不保证该等信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、意见及预测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，且预测方法及结果存在一定程度局限性。在不同时期，本公司可发出与本报告所刊载的意见、预测不一致的报告，但本公司没有义务和责任及时更新本报告所涉及的内容并通

135、知客户。在法律允许的情况下，本公司及其附属机构可能持有报告中提及的公司所发行证券的头寸并进行交易，也可能为这些公司提供或正在争取提供投资银行、财务顾问、咨询服务等相关服务，本公司的员工可能担任本报告所提及的公司的董事。客户应充分考虑可能存在的利益冲突，勿将本报告作为投资决策的唯一参考依据。若本公司以外的金融机构发送本报告，则由该金融机构独自为此发送行为负责。该机构的客户应联系该机构以交易本报告提及的证券或要求获悉更详细的信息。本报告不构成本公司向发送本报告金融机构之客户提供的投资建议。本公司不会因任何机构或个人从其他机构获得本报告而将其视为本公司客户。本报告的版权仅归本公司所有，未经书面许可，任何机构或个人不得以任何形式、任何目的进行翻版、转载、发表、篡改或引用。所有在本报告中使用的商标、服务标识及标记，除非另有说明，均为本公司的商标、服务标识及标记。本公司版权所有并保留一切权利。民生证券研究院：上海：上海市浦东新区浦明路 8 号财富金融广场 1 幢 5F；200120 北京：北京市东城区建国门内大街 28 号民生金融中心 A 座 18 层；100005 深圳：广东省深圳市福田区益田路 6001 号太平金融大厦 32 层 05 单元；518026