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（报告出品方/作者：民生证券，严家源）

1、回顾2021：需求超预期、供给受限，“电荒”重现

1.1 2021 年市场回顾

截至 11 月 26 日，电力（申万）指数上涨 21.4%，跑赢沪深 300 指数 28.1 个百分点。各 子板块全部跑赢沪深 300，其中新能源发电板块大幅领先。

1.2 需求侧：疫后复苏与极端天气共振，增速超越预期

2021 年前三季度，我国 GDP 为 82.31 万亿元，按不变价格计算，同比增长 9.8%，高于 6%以上的预期目标。其中，第一产业增加值 5.14 万亿元，增长 7.4%；第二产业增加值 32.09 万亿元，增长 10.6%；第三产业增加值 45.08 万亿元，增长 9.5%。分季度看，Q1 同比增长 18.3%， Q2 增长 7.9%，Q3 增长 4.9%。

2021年伊始，1月份3次全国性的冷空气过程对冬季采暖用电需求产生了较强的刺激作用， 而“就地过年”政策带来了节后快速复工复产的效果，进一步提升了各产业用电量需求。全球 疫情持续肆虐之下，对国内产品的需求促使相关企业加快生产，推动用电增速连超预期。三季 度全国大部分地区均经历了高温天气的考验，其中 7 月为历史同期第二高、9 月为 1961 年以 来历史同期最高。1-10 月份，全社会用电量 6.83 万亿千瓦时，同比增长 12.2%，比上年同期 提高 10.4 个百分点，与 2019 年 1-10 月相比，两年复合增速达到 7.3%。

对比 2021 年与 2020 年前 10 月的分产业用电量情况，可以发现一产占比略有提升，三产 占比提高 1.0 个百分点，二产、居民生活占比分别下滑 0.2、0.8 个百分点；考虑到 2020 年疫 情的扰动因素，对比 2021 和 2019 年同期值，一产、三产分别提高 0.1、0.7 个百分点，二产、居民生活分别下降 0.7、0.2 个百分点。

1.3 供给侧：来水不足、火电受限，“电荒”重现

2021 年来水持续偏弱，导致水电出力捉襟见肘；核电相比上年同期仅新增两台机组，在 机组检修等因素限制下，利用小时进一步提升空间有限；需求持续旺盛，供给侧仅靠煤电勉力 支撑。但能耗双控、煤价飙升，均对煤电的出力形成制约，“电荒”再度上演。民生保供要求 下，“限电”愈演愈烈，二产、三产均让位于民生需求。与上年同期相比，水电发电量在总发电量中的占比下降 2.1 个百分点，火、核、风、光分 别上升了 0.6、0.1、1.2、0.3 个百分点。

1.4 景气度：盈利快速恶化

前三季度，电力行业 84 家上市公司中，实现归母净利润同比增长的有 36 家，另有 2 家公 司扭亏为盈；有 30 家公司归母净利润同比下降，另有 8 家出现亏损、8 家持续亏损。其中第 三季度有 24 家公司实现归母净利润同比增长，另有 3 家扭亏为盈；归母净利润同比下降的有 28 家公司，另有 20 家出现亏损、9 家持续亏损。

在各子板块中，前三季度火电（含热电、生物质发电等）板块 43 家公司中，有 12 家实现 归母净利润同比增长，有 1 家扭亏为盈，同比下降的有 18 家，另有 8 家出现亏损、4 家持续 亏损；水电（含地电等）板块的 21 家公司中有 9 家实现归母净利润同比增长，有 1 家扭亏为 盈，同比下降的有 11 家；新能源（核电、风电、光伏发电）板块 20 家公司中，有 15 家实现 归母净利润同比增长，同比下降的有 1 家，另有 4 家持续亏损。其中，第三季度火电板块实现 净利润同比增长的有 4 家，扭亏为盈的有 1 家；同比下滑的有 12 家，出现亏损的 19 家、持续 亏损的 7 家；水电板块实现净利润同比增长的有 7 家，扭亏为盈的有 1 家，同比下滑的有 13 家；新能源板块实现净利润同比增长的有 13 家，扭亏为盈的有 1 家，同比下滑的有 3 家，出 现亏损的 1 家，持续亏损的 2 家。

前三季度，全行业营业收入、营业成本、归母净利润同比分别增长 21.8%、增长 36.4%、 下降 25.3%。第三季度，全行业营收、成本、归母净利同比分别增长 19.8%、增长 45.6%、下 降 66.8%，对比 3Q19 同期 CAGR 分别为 12.1%、20.9%、-32.0%；毛利率、净利率分别为 12.3%、 4.0%，比 3Q20 分别回落 15.6、12.7 个百分点。

2、展望2022：电价突破关口，开启上行周期

2.1 “现行”政策终获全面接受，电价突破上行关口

电力的紧缺在市场化交易制度下的电价变化中必然会得到体现。8 月 17 日，水电大省广 西的电力交易中心发布《广西电力市场风险提示书》，表示因省内用电负荷激增，而高温、电 煤紧张、电厂发电能力不足，广西进入电力、电量“双缺”的状态，率先宣布了“缺电量”时 期的到来。全国各个地区之间的供需状况存在较大差异，“电荒”现象在部分地区表现得更加 明显。2021 年 1-9 月，全国 31 个省（区，市）中

用电量同比增速排名前 5 位的地区为：西藏（22.8%）、湖北（19.2%）、浙江（18.1%）、 江西（17.9%）、青海（17.2%），排名后 5 位的地区为：内蒙古（2.7%）、吉林（5.2%）、 山东（8.1%）、辽宁（8.8%）、黑龙江（8.9%）。

发电量同比增速排名前 5 位的地区为：广东（22.9%）、重庆（22.7%）、浙江（22.4%）、 上海（18.3%）、江苏（16.1%），排名后 5 位的地区为：吉林（0.3%）、河南（1.3%）、 青海（1.6%）、四川（1.8%）、河北（1.8%）。

外来电的紧缺，造成对外依存度较高、且本地用电增速较快的广东、浙江、上海、江苏等 发达沿海发达省份不得不挖掘本地机组的潜力，而这些地区的装机结构基本以火电为绝对主力， 而火电也是目前电力市场化交易的主体。8 月 30 日，广东省 9 月月度竞价交易成交均价回到 0 厘/千瓦时，结束了自 2016 年启动以来一成不变的下浮让利；9 月 26 日，全国电力市场化交 易规模最大的江苏省，10 月份竞价交易因发电侧申报价格全部大于或等于 428 元/兆瓦时（较 江苏省煤电基准价/标杆电价上浮约 10%），最终无一成交（成交电量为 0）。

9 月 10 日，山东省发布《关于进一步做好全省 2021 年电力中长期交易工作有事项的通知》， 明确参与市场的燃煤发电电量，具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通 过市场化方式，在“基准价+上下浮动”范围内形成，最高不超过现行燃煤发电基准价格的 110% （434.4 元/兆瓦时），最低不低于现行燃煤发电基准价格的 85%（335.7 元/兆瓦时）。

面对迎峰度夏期间、尤其是 9 月份急剧扩散且愈演愈烈的“拉闸限电”现象。2021 年 10 月 11 日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格 〔2021〕1439 号），规定自 2021 年 10 月 15 日起，

有序放开全部燃煤发电电量上网电价：燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通 过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准。

扩大市场交易电价上下浮动范围：将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮 不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗 能企业市场交易电价不受上浮 20%限制、电力现货价格不受上述幅度限制。

推动工商业用户都进入市场：取消工商业目录销售电价，10 千伏及以上的用户要全 部进入；对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主 要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成；已参与市场交易、改为电网企业代理 购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的 1.5 倍执行。

保持居民、农业用电价格稳定：居民、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目 录销售电价政策。

全面推进电力市场建设：进一步放开各类电源发电计划；丰富中长期交易品种，加 快电力现货市场建设，加强辅助服务市场建设，探索建立市场化容量补偿机制。

加强与分时电价政策衔接：各地要加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，引 导用户错峰用电、削峰填谷。

避免不合理行政干预：不得组织开展电力专场交易，对市场交易电价在规定范围内 的合理浮动不得进行干预。

10 月 15 日，山东电力交易中心开展了深化煤电上网电价市场化改革后的首次交易，成交 电量 110.7 亿千瓦时，成交均价较基准电价上浮 19.8%；同日江苏电力交易中心开展了 10 月 中旬月内挂牌交易，共成交电量 19.98 亿千瓦时，成交均价 468.97 元/兆瓦时，成交价较基准 价上浮了 19.94%。10 月 31 日，广东省月度竞价成交电量 1.4 亿千瓦时，统一出清价格 0.554 元/千瓦时（较基准价上浮 22.3%、较基准价+超低排放电价上浮 19.7%）；11 月 1 日启动的现 货交易，首日成交电量 9.39 亿千瓦时，成交均价 0.837 元/千瓦时。

将交易电价的波动范围由-15%至+10%扩大到-20%至+20%，虽然有实际情况倒逼的原因， 但也体现了决策层对于电价上涨这一突破性变化的宽容度。从正面影响来看，煤电市场交易电 价的上涨，理论上对于跨省区外送水电、核电等与市场交易相关联部分电量的电价水平有提升 作用。但从负面影响来看，电价过快上涨对于下游用户将带来严峻考验，虽然不同用户的承受 能力互不相同，但最终必然会影响到下游用户的用电需求。因此，电价的上涨大概率将是一个 长期但缓慢的过程，而很难在短时间内实现阶跃式的提升。（报告来源：未来智库）

3、各板块投资策略

3.1 水电：静待潮起

3.1.1 来水疲弱、雨露不均

2021 年 Q1 来水转枯，发电量同比增速回落至 0.5%，2019-2021 年同期 CAGR 为-4.7%； Q2 来水延续了 Q1 的颓势，发电量同比增长 2.2%，两年 CAGR 为-1.9%；虽然 7、8、9 三个 月的降雨量均较常年同期偏多，但北多南少的空间分布导致主要水电流域未有显著改善，因此 Q3 发电量同比下降 1.2%，两年 CAGR 为 5.3%。Q3 板块营收、成本、归母净利润同比分别下 降 18.8%、24.6%、13.1%，毛利率、净利率同比分别提高 3.8、2.6 个百分点至 50.2%、38.8%， 这主要是由于部分公司非水电主营业务的扰动所致。

3.1.2 投产期过半，收获季开启

自 2020 年 6 月 29 日乌东德水电站首批两台机组正式投产起，此轮西南水电投产高峰期已 持续了近一年半的时间。世所瞩目的金沙江下游乌东德、白鹤滩和雅砻江中游两河口、杨房沟 这四大电站中，

乌东德：2021 年 6 月 16 日，12 台 85 万千瓦机组的最后一台投产，电站总装机容量 达到 1020 万千瓦。

白鹤滩：2021 年 6 月 28 日，16 台 100 万千瓦机组中的首批两台机组投产发电；11 月 19 日，第 6 台机组投产，成为三峡集团在长江干流建成投产的第 100 台水轮发电 机组。投产后电站总装机容量达到 600 万千瓦，剩余 10 台机组计划在 2022 年 7 月 前全部投产。

两河口：2021 年 9 月 29 日，6 台 50 万千瓦机组中的首批两台机组投产发电；11 月 2 日，第 4 台机组投产，电站总装机容量达到 200 万千瓦。

杨房沟：2021 年 6 月 30 日，4 台 37.5 万千瓦机组中的首台机组并网发电；10 月 16 日，最后一台机组投产，电站总装机容量达到 150 万千瓦。

此外，合计装机容量 625 万千瓦的金沙江上游川藏段苏洼龙、叶巴滩、巴塘、拉哇四个梯 级电站中，苏洼龙已下闸蓄水，预计年内实现首机投产；叶巴滩和巴塘已实现大江截流、处于 主体施工阶段；拉哇已进行隧道爆破，处于土建施工阶段。 从工程进度来看，在 2021 年“缺电”的大背景下，四个水电站的投产进度均明显加快， 此前预测的收获期也相应提前，相关公司有望迎来新的业绩增长点。

3.1.3 抽水蓄能前景广阔，已成兵家必争之地

作为目前最成熟的调峰调频电源，随着碳中和目标的提出，风光的大规模开发打开了抽蓄 的广阔前景。根据全球能源互联网发展合作组织（GEIDCO）的预测，到 2030 年抽蓄装机将达到 1.13 亿千瓦，2021-2030 年 CAGR 达到 13.6%，在 2030 年规划装机超 1 亿千瓦的各电源 类型中，增速仅次于光伏的 14.7%，甚至高于风电的 11.0%。

但是考虑到抽蓄 5-10 年的建设周期，到“十四五”末能够投产的项目基本可以确定是已 开工建设项目的一部分。根据 2021 年 9 月国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划 （2021-2035 年）》，到 2025 年实现投产装机 6200 万千瓦，到 2030 年实现投产装机 1.2 亿千瓦， 则“十五五”的 5 年间，年均新增装机 1160 万千瓦。通过梳理现有在建项目的预计投产时间， 预计到 2025 年在运装机可达到约 6634 万千瓦、2026 年将达到约 7302 万千瓦，则在 GEIDCO 预测目标下 2027-2030 年 4 年期间年均新增装机 1000 万千瓦。

此前抽蓄的发展始终不及预期，《电力发展“十三五”规划（2016-2020 年）》中提出到 2020 年新增 1700 万千瓦、总装机达到 4000 万千瓦左右；但实际仅新增 846 万千瓦，目标达成率不 足 50%。这主要是因为抽蓄的价格机制、运营模式等不利于激发运营商的投资意愿。“3060” 倒逼发展规划和电价机制得到明确。一方面稳定电网继续发展抽蓄的信心，并有望激发发电企 业、甚至社会资本的投资热情；另一方面，容量电价机制将为辅助服务等电力交易市场参与方 提供保障。

3.1.4 强劲现金流支持，新能源转型或更具潜力

众所周知，大型水电站在建成投产后堪称印钞机，可以为运营企业带来强劲的现金流。此 前，水电企业因为资源禀赋、同业竞争、专业分工等原因，大部分均未涉足风、光资源的开发。 但在“3060”目标明确并强化后，从各地政府到各家企业，纷纷加码新能源，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 各方力量，多管齐下力求多点开花：

三峡：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。

华能：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：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。

大唐：西南水电平台桂冠电力开始建设岩滩水光互补项目一期。

根据净利润、折旧与摊销、分红与利息，匡算主要水电企业每年的可供支配现金流，假设 这部分资金不参与偿还债务，全部用于投资风电、光伏项目；风、光项目平均造价 5000 元/ 千瓦，资本金比例 20%。以长电为例，其在 2021 年 4 月依托原有的三峡集团智慧综合能源业务核心发展 平台——三峡电能，成立了长电新能作为水风光一体化等综合能源开发平台；11 月，长电新 能与三峡集团云南能投共同出资 30 亿元设立长电云能，作为金沙江下游水风光一体化可再生 能源基地云南侧业务实施平台，金下基地的推进有望获得实质性进展。

3.2 火电：会否再“减刑”

3.2.1 “至暗时刻”再临

面对超预期的用电需求和持续疲弱的水电出力，在“3060”规划中几无立足之地的火电， 始终发挥着中流砥柱的托底保供作用。前三个季度的发电量同比增速分别达到了 21.1%、10.2%、 7.4%，2019-2021 年同期 CAGR 分别为 6.6%、8.3%、5.3%。但电煤价格失控并上涨至历史高 点，成本端承受着前所未有的压力。1Q21 是自 3Q18 以来 10 个季度后再现成本增速高于营收 增速的情况，Q1-Q3 单季成本增速分别超过营收增速 4.9、13.5、32.8 个百分点；3Q21 是近年 来首次在 Q4 外出现单季亏损，且近 100 亿元的亏损额远超 4Q17 的 17.68 亿元和 4Q19 的 12.57 亿元。

3.2.2 “逐步淘汰”变“逐步减少”，“电荒”倒逼政策反思

2021 年 11 月 13 日，《联合国气候变化框架公约》第二十六次缔约方大会（COP26）在英 国格拉斯哥闭幕，大会达成决议文件，就《巴黎协定》实施细则达成共识。但在会议中，印度 和中国拒绝一项呼吁“逐步淘汰”（phase out）燃煤发电的条款，将其改为“逐步减少”（phase down）。印度的选择不难预料，但中国的此番表态在国际上承受了相当压力。为何会做出这样 的抉择，或许与 2021 年国内愈演愈烈的“限电”直至彻底爆发的“电荒”不无关系。

“3060”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。从建设周期来看，火电（主要包括煤电、气 电等）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， 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、电化学等新型储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，其存在的必要性或许比消减其份额以提供市场空间 更为重要。2021 年的窘境在一定程度上倒逼了政策对火电在未来电力系统中的角色进行了重 新思考和审视。

3.3 核电：若想超预期，仍需加把劲

3.3.1 装机、利用小时双双提升

2021 年 1-10 月有 3 台机组投产商运，新增装机容量 340 万千瓦；截至 10 月底，全国在 运核电 51 台，合计装机容量 5329 万千瓦（计入秦山核电 1 号机组增容），同比增长 6.8%。1-10 月全国核电设备累计平均利用小时 6471 小时，同比增加 372 小时、增幅 6.1%；10 个月中有 9 个月的利用小时高于 2020 年同期值，全部高于或持平 2019 年同期值。虽然有部分机组因到期 大修、故障停运等原因出力受限，但在装机容量、利用小时双升的助推下，累计发电量达到 3366 亿千瓦时，同比增长 12.7%。拥有在运机组的三大运营商中核、中广核、国电投，前三 季度的核电发电量同比增速分别为 20.1%、6.8%、9.7%。

3.3.2 投资持续回暖，但新机组审批仍待提速

核电作为零碳排放的电源类型，有助于优化能源结构，对于减排具有不可替代的作用。国 内在确立“华龙一号”的主力堆型地位后，即已开始逐步加强投资力度；“3060”目标提出后， 核电的投资强度得到进一步提升。2021 年 1-10 月，全国核电工程完成投资额 395 亿元，达到 近 7 年同期最高值，接近于“十二五”核电建设高峰期的水平；同比增长 52.3%，比上年同期 提高 42.4 个百分点，2019-2021 年同期 CAGR 达到 29.4%。

在 2021 年 4 月一次性核准了“4 大 1 小”五台新机组后，直至 11 月中旬，仍未有其他新 机组获批放行。目前，中广核有宁德三期、陆丰三期、防城港三期共 6 台机组在排队审批；中 核在年初拿到 5 台机组的通行证后，将三门三期的堆型由最初规划的 AP1000 更改为“华龙一 号”HPR1000，并开始环评公示；国电投受限于 AP1000 和 CAP1400 的堆型，储备项目推进 缓慢；华能控股的石岛湾高温气冷堆示范工程分别在 9 月 12 日、11 月 11 日实现了首堆临界、 双堆临界，但力推的山东石岛湾、海南昌江、福建霞浦“三大核电基地”，后续项目的规划尚 待明确。

根据我们的统计和测算，除在建（按已核准口径）的 22 台机组合计 2390 万千瓦外，包括 待核准项目在内共有 31 台机组已开展前期工作，合计装机容量 3742 万千瓦；剔除 6 台内陆厂 址的机组后，剩余 25 台机组合计装机 3002 万千瓦。其余沿海厂址可建机组数超 50 台，合计 装机容量超 6000 万千瓦。按照行业普遍预期的每年 6-8 台新核准机组数量，现有沿海厂址仍 可支持 10 年左右的项目储备。

3.4 风光：平价新时代，资产获重估

3.4.1 装机增长推动，电量高歌猛进

根据国家能源局公布的数据，2021 年 1-10 月风电新增装机容量 1919 万千瓦，同比增长 4.9%；2021 年 10 月底全国风电装机容量达到 29963 万千瓦，同比增长 30.4%，比上年同期新 增装机 6980 万千瓦（2020 年底抢装并网等因素的作用）；1-10 月风电利用小时为 1827 小时， 同比增加 100 小时，增幅 5.8%。装机、利用小时双升，推动 1-10 月风电发电量同比增长 40.9% 至 5268 亿千瓦时。1-10 月光伏新增装机 2931 万千瓦，同比增长 34.0%；10 月底光伏装机容 量 28214 万千瓦，同比增长 23.7%，其中 6MW 及以上电厂光伏装机 19025 万千瓦，同比增长 18.8%；1-10 月光伏利用小时 1097 小时，同比减少 18 小时，降幅 1.6%。依靠装机增长的推动， 1-10 月光伏发电量同比增长 10.5%至 1516 亿千瓦时。

3.4.2 平价时代已至，补贴“堰塞湖”水位渐落

在过去的新能源补贴时代，风电、光伏上网电价结构中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，造成运营企业产生了巨量的应收账款“堰塞湖”。

3.4.3 风光运营近似高周转化的水电

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、运维等费用。

6 家头部新能源运营商中，除了火电等其他电源装机占比较高的龙源电力和华电福新外， 其余 4 家的固定资产折旧占据均在七至八成。国内三大水电龙头长江、澜沧江、雅砻江，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。

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和华电福新后，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%。剔除有一定 规模火电资产的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 8.9%、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。而考虑到项目的建设周期，风、光将类似高周转化的水电。

4、 重点公司分析

4.1 水电

长江电力：全球水电龙头，守正出奇、静待飞跃

三峡核心：作为从葛洲坝、三峡起家的央企，水电站的建设和运营是公司控股股东三 峡集团的立身之本。公司作为集团的水电运营平台，是其经营发展的核心发动机，集团也 不断将成熟的水电资产注入公司体内。2016 至 2020 年，公司在集团总装机容量、发电量 中的占比均值分别达到 61.6%、73.6%，在总营收、净利中的占比分别为 55.3%、67.3%。

水电守正：公司 100%控股三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝 4 座巨型电站。截至 2020 年底，公司装机容量 4549.5 万千瓦，占全国水电装机的 12.3%；2020 年发电量 2269.30 亿千瓦时，占全国水电发电总量的 16.7%。对比世界主要发电运营商的水电装机容量和发 电量，公司是当之无愧的全球最大水电上市公司。2016-2020 年平均毛利率、净利率达 62.1%、44.1%，ROE、ROA 均值达 15.7%、8.7%；其中，毛利率连续多年居电力行业上 市公司之首，其余指标也均名列前茅。

投资出奇：公司的对外投资围绕电力主业和金融资产两条主线展开，2011-2020 年投 资收益均保持在 10 亿元以上，2020 年超 40 亿元，有效平滑了来水波动对业绩的影响。虽然自 2011 年起逐步收缩金融资产条线的投资，但在电力主业方面投资的规模和范围不 断扩张，自 2016 年起加速构建长江大保护产业联盟。

阶跃成长：公司在 2009 年收购了三峡 18 台发电机组，在 2016 年收购溪洛渡、向家 坝全部发电机组，伴随着资产注入带来装机容量的两次阶跃，发电量、营收、利润也同步 实现跃升。未来乌东德和白鹤滩两座电站的资产注入，将助力公司完成第三次阶跃。

国投电力：未来已来，迈向雅中时代

收官之年完成战略调整，十四五聚焦清洁能源：公司自 2019 年开始转让部分火电资 产，2020 年完成全部 6 家挂牌电厂股权转让，实现战略调整目标。截至 2020 年底，水、 火在公司装机容量中占比为 52.7%、37.2%，在 2020 全年发电量中占比为 59.6%、37.1%。 2021 年公司迎来雅砻江中游两河口、杨房沟两大水电站的投产发电，以水电为主的清洁 能源在公司装机结构中的占比将进一步提升。

水电为主，黄金水道雅砻江开启第三阶段成长：雅砻江流域电站的年平均利用小时领 先于其他流域水电基地，2020 年比全国水电平均利用小时高出近四成，甚至比全国煤电 平均利用小时高出两成以上，堪称黄金水道。2023 年两、杨全部机组投产后，雅砻江装 机容量将达到 1920 万千瓦，相比目前雅下的 1470 万千瓦增长 30.6%；雅中其余 5 座电站 部分已获批开建，待全部投产后装机容量将达到约 2700 万千瓦，相对于目前装机规模接近翻番。

新能源为辅，水风光一体化前景广阔：公司坐拥雅砻江梯级电站，尤其是两河口、锦 屏一级、二滩分别具有多年、年、季调节能力，具备开展大规模“风光水一体化”项目的 先天优势。政策推动、同行竞争的压力之下，公司也在加快风电、光伏领域的布局。

华能水电：一衣带水联滇粤，西电东送大湾区

坐拥澜沧江优质资源，两大水库平滑丰枯：公司主要从事澜沧江流域及周边地区水电 资源的开发、运营与整合。公司所辖小湾、糯扎渡两座电站的龙头水库具备多年调节能力， 可以平滑丰枯季出力、增发电量、提升上网电价，是公司的核心竞争力。

立足云南西电东送，电改深化提振量价：公司所发电量少部分在云南省内消纳，大部 分通过楚穗、普侨、新东、昆柳龙四条特高压线路外送至广东。滇、粤两省均已深入开展 电改，市场化程度高、价格发现能力强，在供需日趋改善的格局下，电量、电价得以稳步 提升。

顺势而为变更同竟承诺，风光水一体化前景无限：面对政策的变化，公司迅速调整 发展战略，重新获得风、光项目的开发权限。多能互补一体化发展符合政策指导方向，有 利于提高运营效率并减少潜在的关联交易风险。（报告来源：未来智库）

4.2 火电

申能股份：多元布局、经营稳健的综合能源服务商

上海综合能源服务商，控、参股多种电源类型：公司是全国电力能源行业首家上市公 司，主营业务为电力、油气、燃煤贸易。从营收、成本、利润的构成来看，电力与油气为 公司两大支柱产业。公司电力业务多元化，控、参股包括煤、气、核、水、风、光在内的 多种电源类型，控股机组以煤电、气电为主。截至 2020 年底，公司在上海地区控股装机 882 万千瓦（含外二电厂），在上海地区总装机容量中占比 33.1%、发电量中占比 34.7%， 与上电、华能三分上海。

投资收益贡献近半利润：按照参股企业的业务类型，公司的投资收益可分为电力、金 融、环保及其他四类，2016-2020 年均投资收益约 14 亿元，在营业利润中的占比均值达 44.2%。

高比例分红回报股东：公司 2020 年度每股 0.28 元的股息是 2008 年以来的最高值， 按照 2021 年 4 月 2 日收盘价计算股息率为 4.8%；分红率 57.5%比 2019 年度提高 10.2 个 百分点，达到 1997 年以来最高比例。

4.3 核电

中国核电：单核升级双核，清能巨龙腾飞

核电明珠，得天独厚：公司持有中核集团旗下核电运营业务板块，以电力的生产及销 售作为核心业务。控股股东中核集团作为国家核科技工业的主体，拥有完整的核科技工业 体系，在核电技术开发等方面处于国内领先地位，是国内唯一拥有完整核燃料循环产业链、 能够实现闭式循环的特大型央企。

收购汇能，集团内新能源唯一平台地位明确：2021 年初公司完成对中核集团新能源 平台汇能公司的收购，新增约 150、50 万千瓦在运、在建风光装机。集团出具避免同竞承 诺函，明确公司作为集团内新能源唯一平台的地位。

奋起直追，从单核升级为核电+风光双核运行：公司自 2018 年以来通过收购和自建 迅速扩张其新能源装机规模，2020 年再次提速，包括汇能并表在内合计新增 423 万千瓦、 年末合计达到 525 万千瓦，装机规模在 A 股电力行业排第 8，已培育出核电主业外的第二 个核心业务。

根基牢固，核电主业稳健向好：拖累公司 2017-2019 三年业绩表现的三门一期目前已 恢复正常并贡献利润；“华龙首堆”福清 5 号未抢“十三五”节点、稳妥推进投产，降低 财务影响并最大化税收优惠。2021 全年预计新增 2-3 台机组商运，2018 后再迎投产大年。

中国广核：起步大亚湾，剑指全球第一

起步于大亚湾的纯核电运营平台：公司是中广核集团旗下的核电运营上市平台，脱胎 于中国第一座商业核电站——大亚湾核电站的建设及运营。截止 2020 年底，公司管理 24 台在运核电机组、7 台在建核电机组，装机容量分别为 2714 万、821 万千瓦，占全国在运、 在建核电总装机容量的 54.4%、47.3%。是我国规模最大的核电运营商，在全球已上市电 力运营商中仅次于 EDF。

战略规划剑指全球第一：根据公司规划目标，到 2035 年核电在运装机规模超过 7000 万千瓦，在运、在建总装机规模全球第一。假设 2035 目标为管理装机口径，考虑到核电 5 年左右的建设期，则公司在 2021-2030 年期间年均需新增 335 万千瓦在建项目，即平均 每年新开工约 3 台机组。考虑到审批常态化后的批复节奏、国内核电厂址储备情况，这一 目标具备可行性。这也展现了公司专注于核电的战略方向。

五年分红规划出炉，合理引导预期：自 2014 年 H 股上市以来，公司股利、分红率持 续提升，最新发布的五年分红规划明确 2021-2025 年保持分红比例适度增长。公司主要在 建项目仅防城港二期和陆丰一期（暂未核准），未来资本支出有限，进一步提升分红的可 能性较大。

4.4 风光

三峡能源：承载三峡改革期望，A 股龙头新能源运营商

承载三峡改革希冀，羽翼渐丰：三峡自 2006 年开始风电投资建设、2007 年实现首机 投产，集合全集团之力孵化出公司这一新能源运营巨头。公司所在的“新能源之翼”虽然 尚显稚嫩，但与长江环保集团所在的“环保之翼”相比成熟度更高。截至 2020 年，公司 在装机规模、净利润贡献度指标中仅次于老大哥长江电力，毛利率和净利率也接近于长电。

迅猛成长的后起之秀：公司在内部面临着三家兄弟公司的竞争压力，但这主要是三峡 为实现“3060”目标而采用赛马机制跑马圈地、最大化属地资源优势的考量，集团“十四 五”7000-8000 万千瓦装机目标中主要份额或由公司承担。虽然在装机规模、电量上落后 于同业，但回顾公司的成长轨迹，可以发现其增长势头迅猛，“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%，显著高于同业。

破茧化蝶在即：2018 年增资引战 117 亿元，开启了公司第一次飞跃，2021 年 IPO 募 资 225 亿元，可拉动 750-1125 亿元的投资，扣除 7 个海风项目后还剩下 293-668 亿元的 可投资额，对应约 600-1350 万千瓦的新增装机。加上募投的 7 个海风项目 250 万千瓦， 合计新增装机最大可达到约 1600 万千瓦，全部投产后相当于公司目前在运规模翻一番， 第二次跨越式发展可期。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】。未来智库 - 官方网站