電力行業(yè)深度研究及2022年投資策略：破關(guān)之后電價何往

電力行業(yè)深度研究及2022年投資策略：破關(guān)之后，電價何往1、回顧2021：需求超預(yù)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(diǎn)。各

子板塊全部跑贏滬深

300，其中新能源發(fā)電板塊大幅領(lǐng)先。1.2

需求側(cè)：疫后復(fù)蘇與極端天氣共振，增速超越預(yù)期2021

年前三季度，我國

GDP為

82.31

萬億元，按不變價格計(jì)算，同比增長

9.8%，高于

6%以上的預(yù)期目標(biāo)。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(qiáng)的刺激作用，

而“就地過年”政策帶來了節(jié)后快速復(fù)工復(fù)產(chǎn)的效果，進(jìn)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(guān)企業(yè)加快生產(chǎn)，推動用電增速連超預(yù)期。三季

度全國大部分地區(qū)均經(jīng)歷了高溫天氣的考驗(yàn)，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(diǎn)，與

2019

年

1-10

月相比，兩年復(fù)合增速達(dá)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(diǎn)，二產(chǎn)、居民生活占比分別下滑

0.2、0.8

個百分點(diǎn)；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(diǎn)，二產(chǎn)、居民生活分別下降

0.7、0.2

個百分點(diǎn)。1.3

供給側(cè)：來水不足、火電受限，“電荒”重現(xiàn)2021

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

機(jī)組檢修等因素限制下，利用小時進(jìn)一步提升空間有限；需求持續(xù)旺盛，供給側(cè)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(diǎn)，火、核、風(fēng)、光分

別上升了

0.6、0.1、1.2、0.3

個百分點(diǎn)。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(shí)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(shí)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(shí)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(shí)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(fēng)電、光伏發(fā)電）板塊

20

家公司中，有

15

家實(shí)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(shí)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(shí)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(shí)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(diǎn)。2、展望2022：電價突破關(guān)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(guān)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(fēng)險提示書》，表示因省內(nèi)用電負(fù)荷激增，而高溫、電

煤緊張、電廠發(fā)電能力不足，廣西進(jìn)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?。▍^(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(dá)沿海發(fā)達(dá)省份不得不挖掘本地機(jī)組的潛力，而這些地區(qū)的裝機(jī)結(jié)構(gòu)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(jié)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(cè)申報價格全部大于或等于

428

元/兆瓦時（較

江蘇省煤電基準(zhǔn)價/標(biāo)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(guān)于進(jìn)一步做好全省

2021

年電力中長期交易工作有事項(xiàng)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(zhǔn)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(zhǔn)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(zhǔn)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(kuò)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(guān)于進(jìn)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(jìn)入電力市場，通

過市場交易在“基準(zhǔn)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(zhǔn)價繼續(xù)作為新能源發(fā)電等價格形成的掛鉤基準(zhǔn)。擴(kuò)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(kuò)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(jìn)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(jìn)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(biāo)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(yīng)，執(zhí)行現(xiàn)行目

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

快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，加強(qiáng)輔助服務(wù)市場建設(shè)，探索建立市場化容量補(bǔ)償機(jī)制。加強(qiáng)與分時電價政策銜接：各地要加快落實(shí)分時電價政策，建立尖峰電價機(jī)制，引

導(dǎo)用戶錯峰用電、削峰填谷。避免不合理行政干預(yù)：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(jìn)行干預(yù)。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(zhǔn)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(zhǔn)

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(zhǔn)價上浮

22.3%、較基準(zhǔn)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(dǎo)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(diǎn)至

50.2%、38.8%，

這主要是由于部分公司非水電主營業(yè)務(wù)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(jī)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(jī)組的最后一臺投產(chǎn)，電站總裝機(jī)容量

達(dá)到

1020

萬千瓦。白鶴灘：2021

年

6

月

28

日，16

臺

100

萬千瓦機(jī)組中的首批兩臺機(jī)組投產(chǎn)發(fā)電；11

月

19

日，第

6

臺機(jī)組投產(chǎn)，成為三峽集團(tuán)在長江干流建成投產(chǎn)的第

100

臺水輪發(fā)電

機(jī)組。投產(chǎn)后電站總裝機(jī)容量達(dá)到

600

萬千瓦，剩余

10

臺機(jī)組計(jì)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(jī)組中的首批兩臺機(jī)組投產(chǎn)發(fā)電；11

月

2

日，第

4

臺機(jī)組投產(chǎn)，電站總裝機(jī)容量達(dá)到

200

萬千瓦。楊房溝：2021

年

6

月

30

日，4

臺

37.5

萬千瓦機(jī)組中的首臺機(jī)組并網(wǎng)發(fā)電；10

月

16

日，最后一臺機(jī)組投產(chǎn)，電站總裝機(jī)容量達(dá)到

150

萬千瓦。此外，合計(jì)裝機(jī)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(yù)計(jì)年內(nèi)實(shí)現(xiàn)首機(jī)投產(chǎn)；葉巴灘和巴塘已實(shí)現(xiàn)大江截流、處于

主體施工階段；拉哇已進(jìn)行隧道爆破，處于土建施工階段。

從工程進(jìn)度來看，在

2021

年“缺電”的大背景下，四個水電站的投產(chǎn)進(jìn)度均明顯加快，

此前預(yù)測的收獲期也相應(yīng)提前，相關(guān)公司有望迎來新的業(yè)績增長點(diǎn)。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(biāo)的提出，風(fēng)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(yù)測，到

2030

年抽蓄裝機(jī)將達(dá)到

1.13

億千瓦，2021-2030

年

CAGR達(dá)到

13.6%，在

2030

年規(guī)劃裝機(jī)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(fēng)電的

11.0%。但是考慮到抽蓄

5-10

年的建設(shè)周期，到“十四五”末能夠投產(chǎn)的項(xiàng)目基本可以確定是已

開工建設(shè)項(xiàng)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(shí)現(xiàn)投產(chǎn)裝機(jī)

6200

萬千瓦，到

2030

年實(shí)現(xiàn)投產(chǎn)裝機(jī)

1.2

億千瓦，

則“十五五”的

5

年間，年均新增裝機(jī)

1160

萬千瓦。通過梳理現(xiàn)有在建項(xiàng)目的預(yù)計(jì)投產(chǎn)時間，

預(yù)計(jì)到

2025

年在運(yùn)裝機(jī)可達(dá)到約

6634

萬千瓦、2026

年將達(dá)到約

7302

萬千瓦，則在

GEIDCO預(yù)測目標(biāo)下

2027-2030

年

4

年期間年均新增裝機(jī)

1000

萬千瓦。此前抽蓄的發(fā)展始終不及預(yù)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(jī)達(dá)到

4000

萬千瓦左右；但實(shí)際僅新增

846

萬千瓦，目標(biāo)達(dá)成率不

足

50%。這主要是因?yàn)槌樾畹膬r格機(jī)制、運(yùn)營模式等不利于激發(fā)運(yùn)營商的投資意愿?！?060”

倒逼發(fā)展規(guī)劃和電價機(jī)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(jī)制將為輔助服務(wù)等電力交易市場參與方

提供保障。3.1.4

強(qiáng)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(jī)，可以為運(yùn)營企業(yè)帶來強(qiáng)勁的現(xiàn)金流。此

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

但在“3060”目標(biāo)明確并強(qiáng)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(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)

各方力量，多管齊下力求多點(diǎn)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(fēng)、光資源開發(fā)，

打造水風(fēng)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(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：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(xiàng)目，“十四五”已簽約規(guī)劃項(xiàng)目中光伏裝機(jī)合計(jì)達(dá)

530

萬千瓦。大唐：西南水電平臺桂冠電力開始建設(shè)巖灘水光互補(bǔ)項(xiàng)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(shè)

這部分資金不參與償還債務(wù)，全部用于投資風(fēng)電、光伏項(xiàng)目；風(fēng)、光項(xiàng)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(tuán)智慧綜合能源業(yè)務(wù)核心發(fā)展

平臺——三峽電能，成立了長電新能作為水風(fēng)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(tuán)云南能投共同出資

30

億元設(shè)立長電云能，作為金沙江下游水風(fēng)光一體化可再生

能源基地云南側(cè)業(yè)務(wù)實(shí)施平臺，金下基地的推進(jìn)有望獲得實(shí)質(zhì)性進(jìn)展。3.2

火電：會否再“減刑”3.2.1

“至暗時刻”再臨面對超預(yù)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(dá)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(diǎn)，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(diǎn)；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(yuǎn)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(dá)成決議文件，就《巴黎協(xié)定》實(shí)施細(xì)則達(dá)成共識。但在會議中，印度

和中國拒絕一項(xiàng)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(yù)料，但中國的此番表態(tài)在國際上承受了相當(dāng)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(guān)系?！?060”目標(biāo)下，以煤電為主的火電在國內(nèi)電源裝機(jī)結(jié)構(gòu)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(jié)構(gòu)的改變遠(yuǎn)不像想象中的那么簡單。從建設(shè)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(shè)

籌備等環(huán)節(jié)；風(fēng)電、光伏的建設(shè)周期較短，僅需

1-2

年，但受限于自身的特性，對于電量結(jié)構(gòu)

的改變遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于對于裝機(jī)結(jié)構(gòu)的改變?；痣娮鳛檎紦?jù)六成裝機(jī)容量、七成發(fā)電量的主力電源，

風(fēng)電、光伏對其在電量結(jié)構(gòu)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(jī)

容量、六成以上發(fā)電量的煤電，在氣電、抽水蓄能、電化學(xué)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(fēng)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(jìn)行了重

新思考和審視。3.3

核電：若想超預(yù)期，仍需加把勁3.3.1

裝機(jī)、利用小時雙雙提升2021

年

1-10

月有

3

臺機(jī)組投產(chǎn)商運(yùn)，新增裝機(jī)容量

340

萬千瓦；截至

10

月底，全國在

運(yùn)核電

51

臺，合計(jì)裝機(jī)容量

5329

萬千瓦（計(jì)入秦山核電

1

號機(jī)組增容），同比增長

6.8%。1-10

月全國核電設(shè)備累計(jì)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(jī)組因到期

大修、故障停運(yùn)等原因出力受限，但在裝機(jī)容量、利用小時雙升的助推下，累計(jì)發(fā)電量達(dá)到

3366

億千瓦時，同比增長

12.7%。擁有在運(yùn)機(jī)組的三大運(yùn)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(jī)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(jié)構(gòu)，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(qiáng)投資力度；“3060”目標(biāo)提出后，

核電的投資強(qiáng)度得到進(jìn)一步提升。2021

年

1-10

月，全國核電工程完成投資額

395

億元，達(dá)到

近

7

年同期最高值，接近于“十二五”核電建設(shè)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(diǎn)，2019-2021

年同期

CAGR達(dá)到

29.4%。在

2021

年

4

月一次性核準(zhǔn)了“4

大

1

小”五臺新機(jī)組后，直至

11

月中旬，仍未有其他新

機(jī)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(jī)組在排隊(duì)審批；中

核在年初拿到

5

臺機(jī)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(xiàng)目推進(jìn)

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(shí)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(xiàng)目的規(guī)劃尚

待明確。根據(jù)我們的統(tǒng)計(jì)和測算，除在建（按已核準(zhǔn)口徑）的

22

臺機(jī)組合計(jì)

2390

萬千瓦外，包括

待核準(zhǔn)項(xiàng)目在內(nèi)共有

31

臺機(jī)組已開展前期工作，合計(jì)裝機(jī)容量

3742

萬千瓦；剔除

6

臺內(nèi)陸廠

址的機(jī)組后，剩余

25

臺機(jī)組合計(jì)裝機(jī)

3002

萬千瓦。其余沿海廠址可建機(jī)組數(shù)超

50

臺，合計(jì)

裝機(jī)容量超

6000

萬千瓦。按照行業(yè)普遍預(yù)期的每年

6-8

臺新核準(zhǔn)機(jī)組數(shù)量，現(xiàn)有沿海廠址仍

可支持

10

年左右的項(xiàng)目儲備。3.4

風(fēng)光：平價新時代，資產(chǎn)獲重估3.4.1

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

年

1-10

月風(fēng)電新增裝機(jī)容量

1919

萬千瓦，同比增長

4.9%；2021

年

10

月底全國風(fēng)電裝機(jī)容量達(dá)到

29963

萬千瓦，同比增長

30.4%，比上年同期新

增裝機(jī)

6980

萬千瓦（2020

年底搶裝并網(wǎng)等因素的作用）；1-10

月風(fēng)電利用小時為

1827

小時，

同比增加

100

小時，增幅

5.8%。裝機(jī)、利用小時雙升，推動

1-10

月風(fēng)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(jī)

2931

萬千瓦，同比增長

34.0%；10

月底光伏裝機(jī)容

量

28214

萬千瓦，同比增長

23.7%，其中

6MW及以上電廠光伏裝機(jī)

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(jī)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(bǔ)貼“堰塞湖”水位漸落在過去的新能源補(bǔ)貼時代，風(fēng)電、光伏上網(wǎng)電價結(jié)構(gòu)中超出煤電標(biāo)桿電價的部分因?yàn)榭稍?/p>

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

風(fēng)光運(yùn)營近似高周轉(zhuǎn)化的水電對比水、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(fèi)（2017

年

12

月

1

日起改為水資源稅，計(jì)入稅金及附

加）外，并不需要對上游“原材料”進(jìn)行付費(fèi)。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(yùn)維等費(fèi)用。6

家頭部新能源運(yùn)營商中，除了火電等其他電源裝機(jī)占比較高的龍?jiān)措娏腿A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(fēng)電、光伏主要是多出了水資源費(fèi)

和庫區(qū)基金等費(fèi)用。對比

6

家頭部新能源運(yùn)營商和

3

家頭部水電運(yùn)營商的關(guān)鍵財(cái)務(wù)指標(biāo)：毛利率：2020年，6家新能源運(yùn)營商毛利率均值為47.9%，3家水電運(yùn)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?jiān)措娏腿A電福新后，4

家新能源運(yùn)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(yùn)營商凈利率均值為24.0%，3家水電運(yùn)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?jiān)措娏腿A電福新后，4

家新能源運(yùn)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(yùn)營商

ROE均值為

8.8%，3

家水電運(yùn)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(yùn)營商

ROA均值為

3.1%，3

家水電運(yùn)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(yùn)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(yùn)營的豐厚利潤將成為和水、核

一樣實(shí)實(shí)在在的強(qiáng)勁現(xiàn)金流。而考慮到項(xiàng)目的建設(shè)周期，風(fēng)、光將類似高周轉(zhuǎn)化的水電。4、

重點(diǎn)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(shè)和運(yùn)營是公司控股股東三

峽集團(tuán)的立身之本。公司作為集團(tuán)的水電運(yùn)營平臺，是其經(jīng)營發(fā)展的核心發(fā)動機(jī)，集團(tuán)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(tuán)總裝機(jī)容量、發(fā)電量

中的占比均值分別達(dá)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(jī)容量

4549.5

萬千瓦，占全國水電裝機(jī)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(yùn)營商的水電裝機(jī)容量和發(fā)

電量，公司是當(dāng)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(dá)

62.1%、44.1%，ROE、ROA均值達(dá)

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(biāo)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(kuò)張，自

2016

年起加速構(gòu)建長江大保護(hù)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(jī)組，在

2016

年收購溪洛渡、向家

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

實(shí)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(quán)轉(zhuǎn)讓，實(shí)現(xiàn)戰(zhàn)略調(diào)整目標(biāo)。截至

2020

年底，水、

火在公司裝機(jī)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(jī)結(jié)構(gòu)中的占比將進(jìn)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(lǐng)

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(jī)組投產(chǎn)后，雅礱江裝

機(jī)容量將達(dá)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(jī)容量將達(dá)到約

2700

萬千瓦，相對于目前裝機(jī)規(guī)模接近翻番。新能源為輔，水風(fēng)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)?！帮L(fēng)光水一體化”項(xiàng)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(fēng)電、光伏領(lǐng)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(yùn)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(qiáng)，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(wù)商上海綜合能源服務(wù)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(wù)為電力、油氣、燃煤貿(mào)易。從營收、成本、利潤的構(gòu)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(wù)多元化，控、參股包括煤、氣、核、水、風(fēng)、光在內(nèi)的

多種電源類型，控股機(jī)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(jī)

882

萬千瓦（含外二電廠），在上海地區(qū)總裝機(jī)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(xiàn)近半利潤：按照參股企業(yè)的業(yè)務(wù)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(dá)

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(jì)算股息率為

4.8%；分紅率

57.5%比

2019

年度提高

10.2

個

百分點(diǎn)，達(dá)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(dú)厚：公司持有中核集團(tuán)旗下核電運(yùn)營業(yè)務(wù)板塊，以電力的生產(chǎn)及銷

售作為核心業(yè)務(wù)?？毓晒蓶|中核集團(tuán)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(shù)開發(fā)等方面處于國內(nèi)領(lǐng)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(tuán)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(tuán)新能源

平臺匯能公司的收購，新增約

150、50

萬千瓦在運(yùn)、在建風(fēng)光裝機(jī)。集團(tuán)出具避免同競承

諾函，明確公司作為集團(tuán)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(fēng)光雙核運(yùn)行：公司自

2018

年以來通過收購和自建

迅速擴(kuò)張其新能源裝機(jī)規(guī)模，2020

年再次提速，包括匯能并表在內(nèi)合計(jì)新增

423

萬千瓦、

年末合計(jì)達(dá)到

525

萬千瓦，裝機(jī)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(wù)。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