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碳中和与电力：无限风光在险峰

核心内容概览

在“碳中和”目标背景下，中国新能源发电产业迎来了重要发展机遇。风电和光伏发电在未来30年将保持高成长性，预计2020-25年CAGR为20%，20-30年为16%，20-50年为10%。风光发电的高成长性与成本下降趋势，使其成为电力行业的重要发展方向。然而，新能源运营商面临盈利压力，主要由于消纳成本难以有效传导、电价波动以及财务费用高企。本文建议关注新能源运营商在负荷预测、交易策略及区域议价能力方面的优势，认为其未来有望获得更高估值。

主要观点与关键信息

新能源的高成长性

• 中国设定2030年前碳达峰、2060年前碳中和的目标，预计2050年风光发电量将达到11.1万亿度，其中风电7.6万亿度，光伏3.5万亿度，相比2020年增长15倍（风电16倍，光伏13倍）。
• “十四五”期间，风光发电合计装机容量将从2020年的282/253GW增加至2025年的482/648GW，CAGR分别为11%和21%。
• 风光发电量有望在2020-30年间达到3.2万亿千瓦时，CAGR为16%。

新能源运营商的估值与盈利挑战

• 当前A股风电运营商P/B（LF）为1.6-2.0x，光伏为0.8x；H股P/B（LF）为0.4-0.8x，估值显著低于火电和水电。
• 风光运营商的盈利模式更接近水电，但因应收国补拖欠和高财务费用，ROE和现金流表现较弱。
• 随着国补解决和市场化交易机制完善，新能源运营商的资产负债表有望修复，经营现金流可支撑装机增长。

新能源平价上网的挑战

• 平价上网不等于平价利用，新能源消纳成本难以有效传导，导致盈利承压。
• 消纳成本包括匹配成本、平衡成本和电网成本，新能源占比越高，消纳成本越高。
• 市场化交易成为新能源运营商的核心竞争力之一，辅助服务支出和储能成本将对上网电价产生影响。

成本与技术进步

• 风电和光伏LCOE（平准化度电成本）持续下降，预计2025年陆上风电LCOE将降至0.241-0.447元/KWh，光伏LCOE也将继续下降。
• 2021年起，陆上风电全面进入平价时代，海上风电将在2022年实现平价上网；光伏项目也将在2021年起全面去补贴，进入平价时代。

市场竞争与行业格局

• “十三五”期间，由于国补拖欠，民企逐步退出新能源市场，国企和央企加快布局。
• “十四五”期间，大型电企（如五大四小）内卷式竞争加剧，民企则通过合作和分布式市场寻求突破。
• 风光运营商需提升负荷预测与交易策略能力，以在市场化交易中获得超额收益。

重点推荐标的

• 华润电力（836 HK）：买入，目标价14.50港币
• 福能股份（600483 CH）：买入，目标价10.56元
• 华能国际（600011 CH）：增持，目标价6.08元

风险提示

• 竞争加剧可能导致新项目IRR下行速度超预期
• 消纳压力增加可能带来弃电率提升
• 可再生能源补贴款拖欠问题长期无法解决，将拖累公司现金流
• 融资成本增加可能影响企业盈利能力
• 潜在的政策变化可能带来行业风险

图表目录（摘要）

• 图表1：NDC+1.5°C路径下，我国能源消费结构的预期演变
• 图表2：2050年中国化石燃料发电占比有望降至10%左右
• 图表3：2020年中国电源结构（万千瓦）
• 图表4：2020年中国电量结构（亿千瓦时）
• 图表5：2015-2025E电力平衡表
• 图表6：2000-2010年火电装机容量和发电量变化
• 图表7：2000-2010年火电板块P/B vs A股整体P/B
• 图表8：2003-05年华能国际相对上证指数收益率显著
• 图表9：2003-05年三家电力央企港股相对恒生指数收益率也大幅走高
• 图表10：2001-2006年华能国际H收入/利润/股价/ROE/PB
• 图表11：2001-2006年华电国际H营收情况及市场表现
• 图表12：2001-2006年大唐发电H营收情况及市场表现
• 图表13：当前主要风电光伏运营商的ROE/PB
• 图表14：当前主要风电光伏运营商在手产能 vs 十四五拟投运产能
• 图表15：2015-19年风光发电企业收现比 vs 火电/水电/核电
• 图表16：2015-19年风光发电企业应收账款/净资产 vs 火电/水电/核电
• 图表17：可再生能源补贴能否正常发放对新能源发电商自由现金流的影响（以节能风电为例）
• 图表18：可再生能源补贴能否正常发放对新能源发电商自由现金流的影响（以中闽能源为例）
• 图表19：2019年主要风光运营商财务费用占税前利润比重和资产负债率
• 图表20：主要水电企业和风光运营商P/B
• 图表21：风电LCOE下降趋势（美元/KWh）
• 图表22：2025年我国陆上风电LCOE有望继续下降（元/KWh）
• 图表23：光伏LCOE下降趋势（美元/KWh）
• 图表24：未来光伏电站LCOE趋势
• 图表25：历年陆上风电标杆电价（含税）（元/kWh）
• 图表26：历年海上风电标杆电价（含税）
• 图表27：国内光伏I/II/III类资源区发电电价变化
• 图表28：消纳成本 = 匹配成本 + 平衡成本 + 电网成本
• 图表29：中国各电源平准化成本（US$/MWh）
• 图表30：英国每季度的平衡成本占总发电成本的比例
• 图表31：单位平衡成本和风光发电占比的线性关系
• 图表32：电力产品的瞬时性特点
• 图表33：波动性可再生能源并网带来的阶段性挑战
• 图表34：我国电力市场化改革进程
• 图表35：2018年大型发电集团各类电源市场交易情况汇总
• 图表36：2019Q1大型发电集团各类电源市场交易情况汇总
• 图表37：国家电网市场化交易电量规模
• 图表38：南网/蒙西市场化交易电量规模
• 图表39：我国主要电力市场化交易方式
• 图表40：辅助服务市场情况
• 图表41：辅助服务市场简介：以东北为例
• 图表42：欧洲每年短期电价飙升和负电价的小时数
• 图表43：2018年英国和德国基本负荷日均电价走势（欧元/MWH）
• 图表44：2019山东火电辅助服务总收益来源及负担表
• 图表45：京津唐电网2020年“两个细则”数据
• 图表46：2019年各国灵活性调节能力对比
• 图表47：“十三五”火电灵活性改造低于预期
• 图表48：储能为电力系统增加弹性，更有助于用电“低碳化”
• 图表49：储能的影响：以光伏度电成本为例
• 图表50：“十三五”央企/国企收购民企风光发电项目统计
• 图表51：2019年末主要风电企业装机情况
• 图表52：2019年末主要光伏企业装机情况
• 图表53：国家能源集团装机计划（单位：GW）
• 图表54：中国华能集团装机计划（单位：GW）
• 图表55：中国华电集团装机计划（单位：GW）
• 图表56：国家电力投资集团装机计划（单位：GW）
• 图表57：中国大唐集团装机计划（单位：GW）
• 图表58：中国广核集团装机计划（单位：GW）
• 图表59：华润电力装机计划（单位：GW）
• 图表60：中核集团装机计划（单位：GW）
• 图表61：三峡集团装机计划（单位：GW）
• 图表62：重点推荐一览表
• 图表63：发电运营与上游制造板块公司估值表

结论

在碳中和背景下，新能源运营商尤其是风电和光伏企业，尽管面临补贴拖欠、消纳成本传导不畅等挑战，但其成长性及成本下降趋势显著。随着市场化交易机制的完善和补贴问题的逐步解决，新能源运营商有望改善现金流和ROE，实现估值修复。建议关注华润电力、福能股份和华能国际等具备较强负荷预测、交易策略和区域议价能力的运营商。