1、回顾2021年：电价“能涨能跌”成为年度关键词，“三化”主线延续
1.1 电力需求：增速前高后低，全年维持高增长
受疫情低基数和经济复苏的影响，2021年全社会用电量整体保持高速增长。截止2021 年 11 月，全社会用电量累计值为 74972 亿 kwh（同比增加 11.4%），其中第一产业用电量 累计值为 919 亿 kwh（同比增加 18.1%），第二产业用电量累计值为 50255 亿 kwh（同比 增加 10.2%），第三产业用电量累计值为 13008 亿 kwh（同比增加 19%），城乡居民生活 用电量累计值为 10790 亿 kwh（同比增加 7.5%）。分月来看，一产、二产和三产用电量 增速全年呈现出前高后低的趋势，城乡居民生活用电量在上半年出现了同比下滑。
1.2 电力供给：“十四五”开局之年，风光增量成亮点
从发电量、新增发电装机容量、利用小时和电源投资额四大指标来看，以风电和光 伏为代表的新能源发电在“十四五”开局之年均继续呈现出向好的趋势。
2021 年 1-11 月，全国发电量累计值为 73827 亿 kwh（同比增加 9.2%），其中火电发 电量累计值为 52227 亿 kwh（同比增加 9.9%），水电发电量累计值为 11134 亿 kwh（同比 减少 2.2%），核电发电量累计值为 3702 亿 kwh（同比增加 11.9%），风电发电量累计值为 5066 亿 kwh（同比增加 29.2%），光伏发电量累计值为 1696 亿 kwh（同比增加 13.9%）。 从结构上看，各电源类型发电量占比基本保持不变，火电发电量占比仍在七成以上。从 增速来看，风电的发电量增速明显，主要是因为去年风电抢装，大规模装机上量在今年 开始贡献发电量。
2021 年 1-11 月，全国新增发电装机容量完成 12254 万千瓦（同比增加 20.1%），其中火电的发电装机容量累计完成 3993 万千瓦（同比增加 1.5%），水电发电装机容量累计 完成 1938 万千瓦（同比增加 79.61%），风电发电装机容量累计完成 2470 万千瓦（同比 增加 0.32%），光伏发电装机容量累计完成 3513 万千瓦（同比增加 34.29%），核电发电装 机容量累计完成 340 万千瓦（同比增加 203.57%）。从结构上看，由于抢装潮结束，风电 新增装机容量占比由去年同期的24%下降至20%，水电新增装机容量由11%提升至16%， 主要是因为两河口、杨房沟、乌东德和白鹤滩等一批大型水电站陆续投产。从增速上看， 下半年核电新增装机容量增速明显领先，主要是去年同期基数较低。
2021 年 1-11 月，全国发电设备利用小时数累计值为 3483 小时（同比增加 87 小时）， 其中火电为 4018 小时（同比增加 277 小时），水电为 3428 小时（同比减少 199 小时）， 风电为 2031 小时（同比增加 119 小时），光伏为 1194 小时（同比减少 9 小时），核电为 7102 小时（同比增加 356 小时）。由于用电负荷快速增长以及电煤供应短缺导致电力供应 不足，因此火电和核电的利用小时数增加较为明显，而水电的利用小时数较去年同期减 少，主要是由于来水偏枯导致水电出力下滑。
2021年1-11月，全国电源基本建设投资完成额累计值为4306亿元（同比增加3.6%）， 其中火电为 532 亿元（同比增加 18.9%），水电为 848 亿元（同比减少-5.1%），风电为 1982 亿元（同比减少-7.9%），核电为 431 亿元（同比增加 51.4%），光伏为 513 亿元（同比增 加 35.36%）。从结构来看，风电投资占比仍然接近 50%，这一情况与 2020 年类似，我们 认为主要原因有两点：1）传统的火电和水电投资额增长相对缓慢；2）2021 年海上风电 迎来抢装潮，而海上风电单位装机容量的投资额更高。从增速来看，核电的同比增速较 为明显，我们认为一方面是因为核电的电源投资额基数相对较小，另一方面是因为核电 自 2019 年重启后投资额开始增加。
1.3 估值情况：电力板块跑赢大盘，新能源发电表现强势
截止 2021 年 12 月 22 日，申万一级行业板块涨幅居前 3 的为电力设备（48.68%）、 有色金属（40.5%）和采掘（38.07%），跌幅居前 3 的为家用电器（-21.61%）、非银金融 （-17.88%）和社会服务（-13.09%）。公用事业指数上涨 28.76%，跑赢万得全 A 指数 20.11 个百分点，在申万 28 个一级行业指数中排名第 6。
电力板块 2021 年的情况总结如下：
1）电力板块全年表现强势，跑赢大盘。2021 年，受行业政策和市场供需等多重利 好因素刺激，电力板块整体跑赢大盘。截止 2021 年 12 月 22 日，电力指数上涨 34.12%， 跑赢万得全 A 指数 25.47 个百分点。
2）以风电和光伏为代表的新能源发电表现尤为强势。2021 年，电力板块中表现最 亮眼的无疑是新能源发电板块，其根本原因在于新能源发电在成长性、确定性和盈利性 三个方面得到了市场需求和政策的保障。首先，受益于“3060”碳中和的行业大背景， 新能源发电的装机规模将在未来维持长久的高速增长，成长性得到保证；其次，进入平 价上网时期后，补贴政策的不确定性已经基本消除；最后，虽然光伏组件全年维持高位， 但是近期硅料和组件价格开始松动。长期来看，随着硅料价格下降和海上风电抢装潮结 束后施工建设成本的下降，以及电池片发电效率提升和大兆瓦风机效率提升带来的技术 线降本，新能源发电的降本趋势仍将延续，而清洁能源市场化交易和碳交易市场的发展 将进一步打开新能源的盈利空间。
此外，核电发展步入正轨。中国广核和中国核电是国内核电的双寡头，从去年开始 核电审批开始重回正轨，预计“十四五”期间每年审批 6-8 台，核电双寡头均将直接受 益，成长性有望得到延续。此外，对于中国核电而言，虽然核电发展步入正轨，但由于 核电建设投运周期较长，“十四五”期间存在核电投运的真空期，因此公司计划利用核电 充足的现金流来实现新能源的第二主业发展，公司规划“十四五”末的装机总量将达到 5600 万 kw，其中新能源累计装机容量接近 3000 万 kw，并超过其核电装机容量。
3）火电盈利向下，但电价“能涨能跌”的市场化改革推动估值向上。2021 年，火 电板块的整体业绩明显受到电煤成本上涨的影响，板块业绩承压，盈利能力明显下滑， 主要火电上市公司均出现同比大幅亏损。另一方面，在用电需求紧张的行业背景下，市 场化交易电价开始“能涨能跌”，交易电价上浮区间提升至 20%。
4）水电平稳运行。水电板块全年整体保持平稳，但与其他板块相比，走势相对乏力。 水电板块在2021年有部分大型水电站的机组陆续投运，如川投能源和国投电力的两河口、 杨房沟等雅砻江中游电站，以及三峡集团的白鹤滩、乌东德电站等。水电板块的业绩主 要受来水影响，但全年各大水系来水情况一般，发电利用小时同比下滑。水电板块上半 年走势相对平稳，三季度在用电偏紧的行业背景下，受电价涨价预期的影响，水电板块 随电力板块一起拉升，但随后又冲高回落。
截止 2021 年 12 月 22 日，电力指数上涨 34.12%，跑赢万得全 A 指数 25.47 个百分 点。子板块方面，火电指数上涨 40.12%，水电指数上涨 20.95%，燃机发电指数下跌 30.49%， 热力指数上涨 18.84%，新能源发电指数上涨 49.93%。
1）电价形成机制是整个电力行业的“锚”，从“只跌不涨”到“能涨能跌”，电力市 场化改革的根本性转向将带来行业的深层次投资逻辑转变。2021 年，电价开始“能涨能 跌”，完全改变了 2015 年电力体制改革以来电价“只跌不涨”的市场认知，基于“供需+ 成本”市场化电价机制真正建立。我们认为，电价形成机制是整个电力行业的“锚”，下 半年火电板块盈利向下、估值向上其实已经充分说明了“锚”的改变所带来的投资机会。 我们认为，电价“能涨能跌”仅仅只是一个开端，随着市场化电价机制的范围进一步扩 大，比如新能源发电纳入交易、电价浮动区间进一步扩大、交易品种进一步丰富，都将 为整个电力行业带来投资逻辑的重构。
2）电气化、市场化和清洁化的电力行业“三化”主线和长逻辑将延续，其中清洁化 是最大的主线，带来行业的成长性；市场化则赋予行业更大的盈利空间，提升行业的估 值水平。
3）“三化”主线中，清洁化成为成长性、盈利性和确定性兼具的长坡赛道，投资机 会从行业认知差转向个股预期差，尤其要关注个股的成长性。经过 2021 年的发展，新能 源发电的行业认知差基本不复存在，新能源发电板块的整体估值得到提升，2022 年要重 点关注个股的预期差，重点关注个股的成长性是否可以支撑估值。2021 年，大部分电力 企业纷纷出台了颇具雄心的“十四五”新能源装机规划目标，但目标同时也极具挑战， 比如企业是否有足够的运营能力来操盘如此大规模的新能源装机容量？市场竞争加剧， 企业能否如期完成“十四五”规划？激烈的市场竞争是否会导致项目收益率持续下滑？ 巨大的资金需求是否会影响企业的经营？上游环节涨价是否能够有效应对？我们认为， 相关的个股将出现分化，需要盈利性和成长性来兑现业绩、支撑估值。
4）清洁能源充分参与的电力市场将初步形成，相关的交易细则将建立，绿电价值将 通过更大范围的市场交易得以体现。目前各省新能源参与市场交易的情况各不相同，有 的省份以全额收购为主，有的省份以“保量保价+保量竞价”的模式来实现，我们认为应 该在更大范围内以交易手段来实现新能源的价值，需要建立全国统一的电力市场，与新 能源交易相关的交易规则、市场主体和交易安排将进一步明确，但市场的零售竞争格局 仍需时日；
5）火电和水电以及核电的长期投资逻辑都在于新能源。相比于纯新能源运营商，水 电、火电和核电的优势在于充裕的现金流和足够的调峰能力，我们认为这将助推传统电力企业顺利转型新能源，并从业绩和估值两个方面得以体现。
6）水电的机遇在于抽蓄和流域内水风光一体化基地。目前主要流域的水电开发已经 比较成熟，我们认为水电的机遇还是在于新能源，一方面是建设抽蓄电站为电网系统或 新能源运营商提供调峰服务，另一方面是开发流域内的水风光一体化基地，我们认为水 电的现金流和调峰能力是天然的优势。
7）2022 年，火电迎来业绩+估值的双重修复，其中估值修复来自电价“能涨能跌” 和转型新能源两个方面。火电板块的估值自 2015 年电力体制改革以来持续走低，主要原 因是电价“只跌不涨”压制了预期，但这一情况已经得到根本性改变，板块的估值已经 得到修复。此外，由于煤价区间已经锚定，2022 年的业绩也有望随之修复，但火电的长 逻辑还是在于利用其强劲的现金流、调峰能力、融资能力和项目运营能力助推企业转型 发展新能源。并且，相比于水电企业聚焦流域内的水风光一体化基地，相比之下，全国 性的火电央企在转型新能源方面更具有优势。
3、新能源发电：成长性、盈利性和确定性兼具，长期看好
3.1 板块基本面向好，个股普涨
2021 年前三季度，新能源发电板块实现营业收入 1614.24 亿元，同比增加 34.59%； 归母净利润 247.12 亿元，同比增加 38.79%；毛利率 39.53%，较去年同期的 41.93%下降 2.4个百分点；净利率为22.31%，较去年同期的22.06%增加0.25个百分点；ROE为7.36%， 较去年同期的 7.58%下降 0.21 个百分点。从过去几年的数据来看，新能源发电板块的营 收和归母净利润从 2019 年开始有显著提升，盈利能力和 ROE 整体保持稳定。
受益于“3060”碳中和战略带来的行业强β属性，以及个股基本面逐渐改善和“十 四五”确定性高增长的趋势，新能源发电板块在 2021 年前三季度表现优异，基本呈现出 普涨态势。2021 年前三季度，新能源发电板块涨幅居前 10 位的标的分别为：南网能源 （370.75%）、兆新股份（292.79%）、川能动力（246.39%）、浙江新能（222.77%）、节能 风电（132.25%）、中闽能源（129.47%）、江苏新能（115.09%）、银星能源（110.77%）、 三峡能源（92.93%）、嘉泽新能（82.06%）；涨幅居后 10 位的标的分别为：*ST 科林（-13.95%）、 长青集团（-5.28%）、宝新能源（-2.15%）、聆达股份（6.19%）、东旭蓝天（10.6%）、晶 科科技（17.22%）、中国广核（23.19%）、凌云 B 股（31.61%）、爱康科技（35.26%）、中 国核电（50.53%）。
3.2 成长性确定无疑，长坡赛道上市场主体纷纷加码
行业层面，新能源发电的长期成长性确定无疑。2021 年，以光伏“整县推进”、“千乡万村驭风计划”、老旧风场“以 大代小”改造、陆上风光大基地项目、海上风电基地项目等为主要内容的政策组合拳频 出，不断为市场带来装机规模的量化指引目标，提振了市场预期和行业景气度。
企业层面，市场主体纷纷出台颇具雄心的“十四五”新能源规划。我们将新能源发 电的市场主体分为三类，一类是传统的水电、火电和核电企业转型发展新能源，比如福 能股份、粤电力 A、上海电力、吉电股份和中国核电，一类是纯粹的新能源运营商，比 如江苏新能、中闽能源、三峡能源、节能风电、太阳能和浙江新能等，最后一类是从其 他行业切入新能源赛道，比如金开新能、广宇发展等。但不管是什么类型的市场主体， 在“3060”碳中和的行业背景下，无一例外的都给出了颇具雄心的“十四五”新能源规 划。比如粤电力，公司初步计划“十四五”新增 14GW 新能源装机，五年 CAGR 接近 90%； 中国核电计划在核电主业基础上拓展新能源作为第二主业，预计到 2025 年新能源装机规 模将达到 3000 万 kw，超过公司核电的装机规模。
3.3 成本仍有下降空间，海风平价提速
2021 年，上游硅料紧缺推动组件价格持续上涨，但近期硅料和组价价格开始松动， 降本的长期趋势不改。受上游硅料产能紧缺的影响，硅料价格上涨带动了硅片、电池片 和组价价格的不断攀升，光伏全产业链价格普涨。年内单晶 182 组件最高价格升至 2.1 元/w，压制了下游光伏运营商的装机意愿。但进入 11 月以来，硅片价格开始松动，随后 组件和硅料价格也开始出现环比下降，由于组件环节产能扩张明显，我们预计组件的市 场竞争将加剧，组件价格在2022年将进入下行通道，并进一步利好下游的新能源运营商。
海风抢装潮结束后施工环节降本、补贴到期倒逼风机制造商降价、上游钢材等大宗 商品价格下降、大兆瓦风机提升发电效率、减少装机点位等多重因素推动海上风电和陆 上风电延续降本趋势。
1）陆上风电抢装潮结束，风机招标价格进入下行通道。2021 年，在下游因抢装潮 结束而需求下降、上游风机制造商为满足抢装需求而导致产能提升的情况下，供需开始 逐渐宽松，导致风机市场竞争加剧、风机招标价格不断下探。同时，我们观察到风机设 备商通过升级大兆瓦机组等方式进一步摊低了成本，在今年上游钢材等大宗商品持续涨 价的情况下，风机设备商的盈利能力并未显著下滑，因此我们判断待大宗商品回归正常 后，风机价格仍然有下降空间。
2）海风抢装潮结束、大兆瓦风机提升发电效率，推动海上风电继续降本。我国的海 上风电主要集中在辽宁、山东、浙江、江苏、福建、广东和广西等东南沿海省份，从我 们对部分新能源运营商海上风电项目的梳理可知，目前大部分在 2021 年年底前投产的补 贴电价项目投资基本上在 1.6-1.9 万元/kw 之间，据测算，海上风电若要实现平价上网， 综合开发成本仍需在当前基础上再下降 25%-40%左右。
海上风电平价存在超预期的可能性。此前行业普遍预计海风在 2025 年可实现平价上 网，根据广东省 2021 年 6 月下发的《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》，广东省将力争到 2025 年底实现 1800 万千瓦海上风电平价上网。而 2021 年下 半年浙江 680MW 海风项目开标，其中：
中广核象山 280MW 海上风电机组开标均价 4443 元/kW。2020 年全年最低海上风电 机组采购报价由三峡新能源阳西沙扒三期（400MW）海上风电项目 I 标段报出，明阳智 能以 130967 万元的报价中标，投标均价为 6548 元/kW（不含塔架），高于此次中国海装 不含塔架最低报价 2718 元/kW，同比下降 41.5%。
华润苍南 400MW 海上风电机组开标均价 4562 元/kW（含塔筒）。苍南项目的最低 报价为中国海装的 4061 元/kW（含塔筒），照此价格估算其不含塔筒的价格在 3600 元/kW 左右，与 2020 年 6 月华润电力公布当时此项目机组中标人远景能源的报价 7264 元/kW 相比，降幅高达 50%。
我们认为海风机组短期内大幅下降的原因主要有以下几点：1）2022 年起国补完全退出，倒逼风机制造商通过降价抢占市场；2）陆风机组价格的大幅下降带动了海风机组价 格的下降；3）海风大兆瓦风机从发电效率、钢材用量和施工点位等多方面助力单位成本 下降。考虑到风机设备在项目投资中的占比较大，预计此次海风机组价格下降将大幅降 低项目的整体造价。按照风机价格在项目投资中的占比，我们推算象山和苍南项目的整 体造价应该在 1.2-1.3 万元/kW，取中间值 1.25 万元/kw，按照上网电价 0.45 元/kwh、利 用小时 3300 小时计算，其内部收益率在 6.98%，平价上网已经具备可行性。此外，抢装 潮结束后，施工费用的下降也将进一步加快海风平价的步伐。目前全国在建的海上风电 场使用施工海工船舶近 50 台套，如按照每台套每年平均施工时长 3-4 个月，每个月 8-10 台机组，单台海风机组 5MW 计算，全年施工船舶的施工能力在 6-10GW 之间，由于今 年面临海上风电的抢装，部分项目的施工费用均有大幅提升，而在抢装潮过去后，我们 预计明年的施工费用将出现大幅下降，并将进一步加快海风平价的步伐。
3.4 碳交易和市场化交易，助推新能源发电盈利空间进一步打开
在新能源发电降本长期趋势不改的情况下，碳交易和新能源参与市场化交易，将助 推新能源发电的盈利空间进一步打开。
1）新能源市场化交易。目前各省新能源参与交易的方式不尽相同，有些省份要求全 额消纳，有些省份要求 10-20%电量进入市场交易，还有些省份要求最低保障利用小时数 以内“保量保价”，超出最低保障利用小时数以外“保量竞价”。但从下半年开始，新能 源发电参与市场化交易在政策上逐渐清晰：
2021 年 9 月，国家发改委批复《绿色电力交易试点工作方案》，随后，首次绿色电 力交易启动。《方案》首次明确了绿色电力交易和产品的定义，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；而绿色电力交易则是以 这类电力产品为标的物，开展的电力中长期交易。随后开展的首次绿电交易共 17 个省份 259 家市场主体参与，达成交易电量 79.35 亿度，国网经营区域成交 68.98 亿度，南网经 营区域成交 10.37 亿度，交易以双边协商为主，成交价格不一，其中国网区域成交价格较 中长期交易价格每度电溢价 3-5 分钱左右。
国家电网有限公司印发《省间电力现货交易规则（试行）》。2021 年 11 月 22 日，国 家电网有限公司印发《省间电力现货交易规则（试行）》，要求“通过市场化手段实现全 网电力余缺互济，促进清洁能源大范围消纳，推动构建以新能源为主体的新型电力系统， 助力实现碳达峰、碳中和”。我们认为，随着新能源装机规模的快速扩大，迫切需要引导 新能源参与市场交易，并通过更大范围的交易实现“由市场交易发现和决定新能源的价 格”。
中央深改组审议通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。2021 年 11 月 24 日下午，中央深改组第二十二次会议审议通过《关于加快建设全国统一电力市场 体系的指导意见》，要求“有序推动新能源参与市场交易，科学指导电力规划和有效投资， 发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用”。
2）长期来看，碳交易市场可以新能源运营商创造新的盈利增长点。碳交易市场上的 交易标的主要是配额和 CCER。1）配额。政府分配的碳排放权额度可以用来交易，并且 是市场初期交易的主要标的，配额交易的供给方是部分企业通过采用节能减排技术，最 终碳排放低于其获得的配额，则多余的配额可以进行交易。2）CCER。简单理解就是风 电、光伏等企业生产的电量按照一定方式折算为碳减排量，经过第三方碳排放核查机构 的核证后，进入碳交易市场参与交易。生产 CCER 的企业本身不是碳排放企业，因此不 享有配额分配，但其生产的 CCER 价格与配额市场密切相关。
2021 年 7 月，全国碳排放权交易市场上线交易。随着第一个履约周期（2021 年 1 月 1 日至 2021 年 12 月 31 日）截止日期渐近，企业交易意愿明显上升。交易数据显示，近 期全国碳市场参与交易的重点排放单位数量较上月增加 65%，挂牌协议交易日均成交量 较上月上涨 163%。截至 12 月 8 日，全国碳市场碳排放配额（CEA）累计成交量 6344.68 万吨，累计成交额 26.61 亿元。但由于初期分配的配额相对充裕，因此交易价格并未随着 交易量的增加而提升。
参考全国碳配额（CEA）交易的情况，我们测算了节能风电、太阳能、福能股份和 吉电股份参与碳排放权交易后对公司净利润的影响，其中节能风电、太阳能的发电量和 净利润为披露的 2020 年数据，吉电股份和福能股份因为还存在部分火电装机，因此发电 量数据仅统计风电和光伏发电量。按照配额均价 25 元/吨计算，参与碳排放权交易对上述 四家新能源运营商的净利润有 4.83%-40.51%的增幅。当然，由于前期的配额以免费分配 为主，因此碳交易不会为新能源运营商带来明显的收益，且 6 月份启动的全国性碳交易 市场仅涵盖电力行业，如考虑到钢铁等其他碳排放量较大的企业将被陆续纳入碳交易市 场，需求端的增加叠加免费配额的逐年递减，有望逐步增厚新能源运营商的盈利空间。（报告来源：未来智库）
4、火电：2022年看业绩+估值双重修复，关注火电转型新能源
4.1 个股盈利能力下滑、板块相对低迷
2021 年前三季度，火电板块实现营业收入 7458.43 亿元，同比增加 27.04%；归母净 利润 90.48 亿元，同比下降 77.95%；毛利率 7.76%，较去年同期的 18.67%下降 10.9 个百 分点；净利率为 1.31%，较去年同期的 9.6%下降 8.29 个百分点；ROE 为 1.26%，较去年 同期的 6.27%下降 5.01 个百分点。
2021 年前三季度，火电板块涨幅居前 10 位的标的分别为：华银电力（148.06%）、 长源电力（138.79%）、福能股份（135.6%）、华能国际（92.78%）、上海电力（76.45%）、 内蒙华电（68.69%）、深圳能源（60.57%）、申能股份（58.94%）、大唐发电（55.13%） 和华电国际（49.95%）；涨幅居后 10 位的标的分别为：豫能控股（-11.21%）、赣能股份 （-9.56%）、穗恒运A（-3.37%）、江苏国信（-2.25%）、金山股份（3.57%）、建投能源（6.32%）、 晋控电力（8.02%）、皖能电力（10.11%）、华电 B 股（18.44%）和京能电力（18.57%）。
4.2 煤价持续高位，拖累火电行情
2021 年煤价走势与 2020 年截然不同，2020 年煤价全年基本上在 550 元/吨上下小幅 浮动；而 2021 年煤价在 Q1 阶段性见顶回落后，自 Q2 开始迅速攀升，直至四季度初的 年内高点 850 元/吨。由于高煤价引发的电力供应系统性问题，四季度国家开始出手干预， 短期内煤价又开始迅速降至 750 元/吨。
高煤价导致火电板块的营业成本大幅攀升，严重侵蚀了火电盈利。电煤成本占火电 企业总成本的 60-65%左右，因此火电企业的盈利情况受煤价影响较大。2021 年前三季度， 火电板块营业成本 6,879.50 亿元，同比大幅上升 44.08%。火电龙头华能国际三季报的营 业成本 1337.65 亿元，同比提升 36.53%；华电国际三季报的营业成本 753.4 亿元，同比 提升 38.31%。
4.3 火电投资分析：业绩修复+电价“能涨能跌”和转型新能源的估值修复
火电板块的投资逻辑依然保持不变：短期看煤价，中期看供需、煤价和市场化共同 决定的业绩修复和估值修复机会，长期看转型新能源的逻辑改变。具体到 2022 年，火电 板块的投资逻辑是业绩+估值的双重修复，其中估值修复来自电价“能涨能跌”和火电转 型新能源两个方面。
短期看煤价，2022 年价格中枢已经锚定。12 月 3 日，国家发改委经济运行局起草的 《2022 年煤炭中长期合同签订履约工作方案(征求意见稿)》（下称《意见稿》），由中国煤 炭工业协会在“2022 年全国煤炭交易会”上发布，方案的核心内容是将煤炭中长期合同5500 大卡动力煤基准价由此前的 535 元/吨调整至 700 元/吨，并设定浮动范围为 550 元/ 吨-850 元/吨。自 2016 年开始推进煤炭中长期合同工作，煤价均执行“基准价+浮动价” 的定价机制，2017 年-2021 年 5500 大卡动力煤基准价一直为 535 元/吨。此次上调至 700 元每吨，上调幅度达 31%。
我们认为，虽然基准价上涨幅度较大，但是成本有望通过电 价进行传导。2021 年 10 月 12 日，国家发改委发布进一步深化燃煤发电上网电价市场化 改革的通知，将燃煤发电交易价格上下浮动的范围扩大到不超基准价的 20%，同时高耗 能企业市场交易电价不设限。随后，多地对分时电价进行调整，扩大了市场交易电价上 下浮动的范围，顶格上调了尖峰电价，高耗能产业的电价涨幅甚至超过了 50%。上述政 策意味着电煤成本通过电价进行传导的通道已经放开，因煤价而导致的火电企业成本端 承压情况得到消除。
中期看供需、煤价和市场化共同决定的业绩修复和估值修复机会。我们在 2021 年的 策略报告中曾经提出火电板块中期的投资逻辑：“先观察供需关系和煤价是否出现变化， 再观察这种变化是否可以通过市场化交易方式在交易电量和交易价差上得到反映。如出 现供需偏紧、煤价进入上升通道的情况，且观察到年度长协价差在交易规模扩大的基础 上收紧，月度交易价差也同步收窄甚至出现基准价上浮的情况，同时没有临时性的行政 降电价政策出台，则意味着二级市场可能会改变“市场化=电厂降电价让利”的预期，火 电板块有望迎来估值修复”。今年火电板块的估值修复行情已经充分验证了上述逻辑，相 比于 2021 年，电力市场化交易已经发生根本性变化，电价由“只跌不涨”转向“能涨能 跌”，2015 年电力体制改革以来压制火电板块估值的因素已经消除。
长期看火电转型为新能源的逻辑变化。中期估值修复带来的股价上涨空间相对有限， 长期来看，火电业务下滑的趋势不可避免，对火电板块个股的长期投资逻辑应该是看火 电企业转型发展成为新能源运营商。2021 年，这一逻辑变化已经开始体现，大部分火电 企业均提出了转型发展新能源的规划，比如粤电力作为广东省内最大的火电企业，截止 2020 年拥有控股装机 21.6GW，其中燃煤发电 17.15GW、气电 3.72GW，公司计划“十四 五”期间新增 14GW 新能源；华润电力 2020 年运营权益装机容量为 43.37GW，其中可 再生能源权益装机容量 11.24GW，公司计划“十四五”新增 40GW 可再生能源装机。
5、水电：主业稳健，积极拓展抽蓄+流域内风光水一体化基地
5.1 来水偏枯，业绩表现疲软
2021 年前三季度，水电板块实现营业收入 1596.05 亿元，同比增加 2.17%；归母净 利润 383.1 亿元，同比减少 3.97%；毛利率 37.93%，较去年同期的 42.17%下降 4.24 个百 分点；净利率为 26.74%，较去年同期的 28.96%下降 2.22 个百分点；ROE 为 9.14%，较 去年同期的 10.52%下降 1.38 个百分点。
2021 年前三季度，水电板块涨幅从高到低分别为：闽东电力（121.04%）、华能水电 （96.93%）、桂冠电力（75.82%）、黔源电力（59.68%）、湖北能源（58.66%）、甘肃电投 （51.63%）、川投能源（47.43%）、涪陵电力（46.67%）、国投电力（44.06%）和乐山电 力（37.08%）。
5.2 装机迎来小高峰，股息、分红双高凸显长期配置价值
我国的水电开发建设自 2013 年达到近十年的新增装机高峰后，整个“十三五”规划 期间基本呈现出逐年下探的趋势。2021 年 1-10 月份，我国水电新增装机容量 1682 万千 瓦（同比增加 89.2%），水电新增装机容量由 2020 年同期的 10%提升至 16%，主要是因 为白鹤滩（装机容量 1600 万千瓦，2021 年 7 月投产发电）、两河口（装机容量 300 万千 瓦，2021 年底投产发电）、杨房沟（装机容量 150 万千瓦，2021 年 11 月投产发电）和乌 东德（装机容量 1020 万 kw，2020 年 6 月 29 日首批机组正式投产发电，2021 年 6 月 16 日全部机组正式投产发电）等一批大型水电站陆续投产。
水电企业进入电站成熟运营期后普遍拥有较高的股息率和分红率。我国水电已经度 过了大规模建设的周期，开始进入电站的成熟运营期，此时企业的资本开支相对小，行 业整体呈现出高股息率、分红稳定且周期性弱的特点。2010-2020 年，水电板块的平均股 息率为 2.65%，高于火电和新能源发电板块。分红率方面，我们比较了主要水电和火电 上市公司近十年来的分红率，水电的分红率整体要更加稳定，且呈现出上升趋势，尤其 是长江电力的分红率常年保持在 60%以上。
5.3 水电主业外的第二增长点：抽蓄+流域内风光水一体化基地
在两河口、杨房沟、乌东德和白鹤滩等大型水电站建成投产后，主要流域的水电开 发建设将进入相对真空期，虽然党中央《关于制定‘十四五’规划和 2035 年远景目标》 的建议中明确提出实施雅鲁藏布江下游水电开发，但考虑到水电建设长达十年左右的开 发建设周期，水电企业急需拓展第二增长点。在“3060”碳中和的行业背景下，水电企 业的发展机会主要是利用强劲的现金流进行抽蓄电站和流域内水风光一体化基地的开发。
流域内风光水一体化基地。2021 年 2 月 25 日，国家发展改革委、国家能源局《关 于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280 号） 提出要推进多能互补，提升可再生能源消纳水平，利用存量常规电源，合理配置储能，统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源，积极实施存量“风光水火储 一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”，严 控增量“风光火（储）一体化”。对于存量水电项目，结合送端水电出力特性、新能源特 性、受端系统消纳空间，研究论证优先利用水电调节性能消纳近区风光电力、因地制宜 增加储能设施的必要性和可行性，鼓励通过龙头电站建设优化出力特性，实现就近打捆。
对于增量风光水（储）一体化，按照国家及地方相关环保政策、生态红线、水资源利用 政策要求，严控中小水电建设规模，以大中型水电为基础，统筹汇集送端新能源电力， 优化配套储能规模。2021 年 11 月 10 日，国家能源局综合司下发《关于推进 2021 年度电 力源网荷储一体化和多能互补发展工作的通知》，将“一体化”项目的审批权限下放到各 省份，要求按照“优化存量、资源配置，扩大优质增量供给”的原则，优先实施存量燃 煤自备电厂电量替代、风光水火（储）一体化提升，“量入而出”适度就近打捆新能源。
风电和光伏短期内大规模上量提升了对储能的刚性需求，从经济性的角度考虑，现 阶段唯有抽蓄电站是现实选择。抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模 开发条件的低碳调节电源，与风电、太阳能发电、核电、火电等配合效果较好。由于风 电和光伏在未来必然需要大规模上量，间歇性的电源特性必然要求需要足够的调节电源 来平衡，从经济性的角度考虑，加快发展抽水蓄能是保障可再生能源大规模发展和电力 系统安全稳定运行的现实选择。
抽蓄电站缺口巨大。根据《电力发展“十三五”规划（2016-2020 年）》的目标，“十 三五”抽蓄电站要新增 1700 万千瓦、总装机达到 4000 万千瓦左右，但新增目标和累计 装机目标均未达标。截止目前，我国已投产抽水蓄能电站总规模 3249 万千瓦，主要分布 在华东、华北、华中和广东；在建抽水蓄能电站总规模 5513 万千瓦，约 60%分布在华东 和华北，根据在建抽水蓄能电站的施工进度和投产时间，预计 2025 年投运抽蓄电站约在 6500 万 kw 左右。虽然我国已建和在建的抽蓄规模均居世界首位，但是欧美等发达国家 的抽水蓄能和燃气电站在电力系统中的比例均超过 10%，而我国的抽水蓄能和燃气电站 占比仅 6%左右，其中抽水蓄能占比 1.4%，明显偏低。2021 年 9 月，国家能源局发布《抽 水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，要求到 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。
抽蓄价格机制理顺，提升运营商投资意愿。2021 年 4 月 30 日，国家发改委发布《关 于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633 号），要求坚持以两 部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价， 将容量电价纳入输配电价回收；强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电 站进入市场，充分发挥电价信号作用，调动各方面发展抽水蓄能电站的积极性。2021 年 7 月 29 日，国家发改委发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并 网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138 号），鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并 网规模，允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模。简单来说，就是鼓励风光运 营商以市场化方式去向抽蓄电站运营商购买调峰服务。我们认为，电价形成机制是整个 电力行业的“锚”，在电力市场化改革发生根本性转向的情况下，抽蓄的价值有望通过市 场化电价形成机制得到充分的体现。
6、重点公司分析
粤电力 A：“十四五”新能源装机 CAGR 约 90%，静待业绩底部反转
2021 年前三季度营收同比增加，但受燃料成本增加的影响，归母净利润大幅度下滑。 2021 年前三季度，公司实现营收 288.65 亿元，同比上升 38.42%；归母净利润-22113.07 万元，同比下降 114.09%。2021 年前三季度公司毛利率和净利率分别为 2.69%和-1.14%， 较去年同期的 20.71%和 10.86%有大幅度下滑。造成公司归母净利润和盈利能力大幅下滑 的主要原因是燃煤和燃气等燃料成本的增加，2021 年前三季度，公司发电燃料成本增幅 95.46%。
政策支持市场化交易电价上浮，预计 2022 年不会再出现折价情况。在过去几年电力 供需相对宽松、煤价相对合理的情况下，公司平均电价折价幅度不一。但今年在电力紧 缺、煤价高企的背景下，电力市场化交易政策开始转向，允许交易电价上浮不超过 20%， 公司目前正在组织 2022 年度的长协交易，预计 2022 年将不会再出现电价折价的情况， 但具体上浮比例仍需根据交易市场的供需关系来决定。
2021 年新增约 1.3GW 新能源装机，其中海风为 1.01GW；“十四五”新增新能源装 机 14GW，CAGR 接近 90%。公司在 10 月份公布了“十四五”的初步规划，计划“十四 五”期间新增风电和光伏新能源装机 14GW，其中陆风 3GW、海风 3GW、光伏 8GW。（报告来源：未来智库）
江苏新能：基数小、增速大，“十四五”期间发力新能源
2020 年生物质发电计提减值准备 2.88 亿元拖累业绩，2021 年业绩触底反弹。公司 2020 年归母净利润出现大幅下滑，主要是受到生物质发电板块计提资产准备 2.88 亿元。 但如果加回公司的资产减值部分，公司 2020 年可实现归母净利润约 3.43 亿元，较 2019 年的 2.54 亿元同比提升 35.2%。2021 年前三季度，公司实现主营收入 13.61 亿元，同比 上升 14.28%；归母净利润 3.91 亿元，同比上升 11.43%。由于资产减值损失导致的 2020 年业绩低基数，同时 2020 年年底新投产的新能新洋、新能淮安风电项目将在 2021 年贡 献业绩，因此我们预计公司 2021 年业绩会出现同比大幅增长。
基数小、增速大，“十四五”期间发力新能源。1）截止 2020 年年底，公司的风光装 机量仅为全省风光装机量的 3.38%，仅为国信集团总装机量的 5.9%。根据《江苏省“十 四五”海上风电规划环境影响评价第二次公示》，“十四五”期间江苏省共规划 909 万 kW 海上风电。公司作为国信集团旗下承担新能源发展重任的唯一平台，国信集团本身在 “3060”碳中和的行业背景下也有积极发展新能源的诉求，公司“十四五”期间在新能 源方面的发展非常值得期待。2）收购大唐滨海项目 40%股权，预计可为公司带来约 1.3 亿左右的投资收益；3）如东 35 万 kw 海上风电项目 2021 年年底投产，2022 年贡献业绩； 4）江苏省 265 万 kw 海上风电竞争配置即将启动，公司有望争取其中部分项目。
中国核电：经营稳健，“核电+新能源”双核驱动
核电经营稳健，2021 年预计新增 3 台核电机组，再迎核电投产小高峰。2021 年前三 季度，公司核电机组发电量累计为 1291.72 亿千瓦时，比去年同期增长约 20.06%；上网 电量累计为 1206.44 亿千瓦时，比去年同期增长约 20.55%。公司计划今年投产三台核电 机组，其中福建福清 5 号机组 116.1 万 kw 在 2021 年 1 月 30 日投入商运，江苏田湾 6 号 机组 111.8 万 kw 在 2021 年 6月 3 日投入商运，福建省福清 6 号机组 116.1 万 kw 计划 2021 年底投入商运；三台机组投运后，公司核电装机容量将达到 2367 万 kw，在“十四五” 开局之年再迎投产小高峰。
核电基本盘稳固的同时，新能源业务增长迅速。2021 年前三季度公司新能源发电量 70.42 亿千瓦时，较去年同期增长 118.01%；上网电量 68.69 亿千瓦时，较去年同期增长 118.13%。其中光伏发电量 37.43 亿千瓦时，同比增长约 167.09%；风电发电量 32.99 亿 千瓦时，同比增长约 80.41%。主要原因是公司收购中核汇能后，新能源装机容量大幅增长，一批自建及收购的风电、光伏项目陆续投产，从而发电量大幅增加。根据公司规划， 2025 年公司装机量将达到 5600 万 kw，结合公司十四五核电装机的规划，意味着公司 2025 年新能源装机将达到 3600 万 kw，年均复合增速超 40%。
吉电股份：成功转型新能源运营商，兼具成长性和想象力
公司到 2025 年装机规模超过 2000 万千瓦以上，清洁能源比重超过 90%。2021 年前 三季度，公司新增装机容量 108.14 万千瓦，达到上年度公司总装机容量的 10%。截止 2021 年三季度，公司累计装机容量为 1021.1 万千瓦，其中火电 330 万千瓦、风电 270.19 万千 瓦、光伏 420.91 万千瓦，风电和光伏为主的新能源装机容量达到 691.1 万千瓦，占总装 机容量的比例为 67.68%，较 2020 年末提高 3.83 个百分点。
经营稳定，净利率小幅提升。2020 年前三季度，公司毛利率和净利率分别为 25.88% 和 10.53%，毛利率同比下降 0.38 个百分点，但净利率同比提升 0.68 个百分点。在煤价 大幅上涨的行业背景下，公司净利率的同比提升充分显示了公司的经营效率。公司资产 负债率在行业中处于较高水平，但在大力发展新能源业务的同时，三季度的资产负债率 仍然较 2020 年底下降 2.42 个百分点。
华能国际：火电困境反转，新能源带来成长性
煤价可控，电价上涨，火电主业困境反转。2021 年前三季度，公司实现营收 1450 亿元，同比提升 19%；营业成本 1337.65 亿元，同比提升 36.53%；归母净利润 7.83 亿元， 同比下降 91.4%。随着国家加强对煤价的调控，煤价开始见顶回落；电价方面，2021 年 10 月份发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确全电量、 全用户进入市场，燃煤发电市场交易价格浮动范围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。我们认 为电价将以“供需+成本”实现“能涨能跌”，火电企业将通过调整电价将煤价波动传导 至下游。
风光增量可期待。2021 年前三季度，公司新增风电和光伏装机 1GW 和 0.5GW，截至 2021 年三季度末，公司控股装机 115GW，其中风电 9GMW，光伏 3GW。公司预计“十 四五”期间每年新增新能源装机 8GW，到 2025 年末新能源装机达到 55GW，我们预测 新能源的装机将为公司带来业绩和估值的双重提升。
福能股份：海风向好，成功转型新能源运营商
海上风电装机增长迅速，成功转型新能源运营商。2021 年 7 月，公司石城和平海湾 共计 40 万 kw 海上风电项目投产，投产后公司陆风、海风和光伏装机分别为 88.7、40 和 4.29 万 kw，合计装机量约为 133 万 kw。公司在建海上风电项目为长乐外海海上风电场 C 区，规划装机量 49.8 万千瓦，计划年底投产。投产后公司 2021 年底装机规模将达到 597 万 kw，其中新能源装机规模为 183 万 kw，占比约 31%。2020 年，公司新能源业务板块 的净利润占比达 53.88%，公司已经成功转型为新能源运营商。考虑到海上风电的高净利 率，预计海上风电未来将成为公司业绩提升的主要增长点。
海上风电利用小时存在超预期的可能性。公司海上风电均位于福建省内的优质海上 风场，相同风场或邻近风场已投产项目如中闽海电一期利用小时在 4500 小时左右，兴化 湾一期上半年利用小时在 2200 小时左右，因此公司海上风电项目投产后存在利用小时超 预期的可能性。根据测算，在单位造价 19900 元/kw 的情况下，利用小时如果从 3200 提 升到 4000 小时，净利润从 8.68 亿元提升到 13.31 亿元，增幅高达 53%；内部收益率从 10.26%提升到 16.85%，提升 6.6 个百分点。
“海风+核电”的投资收益值得期待。公司的投资收益主要来自于海上风电和核电业 务的投资，2021 年上半年，公司投资收益共计 3.26 亿元，比去年同期的 0.96 亿增长 239.58%，预计全年投资收益约 6.5 亿元。公司与三峡能源在海上风电项目上开展了交叉 持股，三峡能源目前投产和在建项目共计 106 万 kw，公司持股 35%对应 37 万 kw，对应 约 4.4 亿元的投资收益，预计随着公司参股海上风电项目的陆续投产，公司明年的投资收 益可进一步提升至 9 亿元。
华能水电：电量消纳无忧，电价上涨可期
水电主业经营稳健。截至 2021 年 9 月 30 日，公司装机容量达 2318 万千瓦，受水电 供需两旺的利好刺激，2021 前三季度公司完成发电量 751.83 亿千瓦时，同比增加 4.29%；上网电量 746.44 亿千瓦时，同比增加 4.30%；营业收入 155.23 亿元，同比增长 5.41%； 归母净利润 48.62 亿元，同比增长 11.85%。
电量消纳无忧，电价上涨可期。公司坐拥澜沧江优质水电资源，小湾、糯扎渡两座 电站的龙头水库具备多年调节能力，可有效平滑丰枯季出力和增发电量。公司所发电量 主要在云南省和广东省消纳，其中大部分电量通过楚穗、普侨、新东、昆柳龙四条特高 压线路外送至广东。云南省随着铝硅等高耗能产业用电量的持续攀升，预计未来用电整 体偏紧；广东省的电价水平相对较高，且用电整体偏紧。公司水电消纳无忧，且电价随 着供需偏紧存在上涨的可能性。
开发流域内水风光一体化基地，未来成长性可期待。2021 年 4 月 23 日，华能水电对 原《华能澜沧江水电股份有限公司关于风电、光伏电站项目的承诺》做出变更，公司将 因地制宜开展风电、光伏项目建设。在同日的《关于开展澜沧江上游西藏段项目前期工 作的公告》中，公司计划在澜沧江上游西藏段打造水光互补清洁能源基地（新增水电、 光伏装机规模各 1000 万千瓦，上网电量 571 亿千瓦时），“十四五”期间逐步开工建设， 计划 2030 年开始送电，2035 年全部建成。
（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。）
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