火电运营商新能源转型专题报告：沉舟侧畔千帆过，病树前头万木春

1 “双碳”路径下的电力供给结构转型预测

1.1 “双碳”背景下新能源产业发展逻辑发生深刻变化

中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值， 努力争取 2060 年前实现碳中和。将加大应对气候变化力度，推动应对气候变化《巴黎协定》全面有效实施；中国将坚定不移地落实“2030 年前达到峰值，2060 年前实现碳中和”的目标；中国将深入推进清洁能源转型，推动 能源清洁低碳安全高效利用，加快新能源、绿色环保等产业发展，促进经济社会发展全面绿色转型。

我国未来长期的低碳发展转型战略得以“量化明确”，新能源产业发展逻辑发生深刻变化。对比近 三年全国能源工作会议的目标和部署，对于新能源产业发展，政策着眼点已经完成从“要不要”“能不能”到“如何落实”的转变。2030 年新能源装机 12 亿千瓦“以上”的目标意味着完全可以对其未来的规模有更乐观的预期；结合行业内相关机构的判断以及对未来能源消费、电力结构的拆分测算，预计 2030 年新能源装机总量有望达到 16 亿千瓦左右。

1.2 “双碳”目标指引下能源消费、电力供给结构转型预测

对碳中和路径下一次能源消费结构进行了拆分测算，预计：

（1）总能源需求达峰的时间可能为 2030 年或稍晚，对应约 59-60 亿吨标准煤。

（2）煤炭需求在“十四五”期间整体处于峰值平台期，“十五五”期间开始下降，之后下降的斜 率逐渐变大。

（3）石油消费量“十四五”末达到峰值，对应约 10-11 亿吨标准煤，对外依存度可能仍不低于 70%。

（4）天然气消费量 2030 年前保持年化 4%-6%的较快增长，达峰时间预计为 2030 年或稍晚。

在测算情景下，化石能源消费占比将从 2020 年的 84%下降至 70%~75%（2030 年）、5% 以下（2060 年）；相应的，非化石能源消费占比将从 2020 年的 16%提高至近 25%~30%（2030 年）、95%以上（2060 年）。

需要指出的是，出于电力系统安全、可靠、平衡的需求，煤电装机规模的下降拐点可能并不会很快 出现。作为消耗化石能源的二次电力，煤电的发电量、装机容量可能先后于 2030 年前实现达峰。

从一次电力的结构变化预测看，除水电外，光伏发电、风电、核电都将快速发展，并将在“十四五”、 “十五五”期间成为覆盖增量用电需求的主力，并在2030年以后逐步对火电的电量份额进行替代。

预计到 2025 年、2030 年，我国电力总装机将从 2020 年的 22 亿千瓦分别达到 28.4 和 35.7 亿千 瓦左右；风电+光伏装机占比由 2020 年的 24.3%分别提升至 36.3%和 45.4%。2025 年和 2030 年， 风电+光伏发电量占比预计由 2020 年的 9.5%分别提升至 16.5%和 22.4%。

在一次能源消费结构的拆分测算基础上同样进行电力供给结构的拆分预测。

火电：新能源的大规模替代是渐进的过程，考虑到储能（抽水蓄能、电化学储能等）规模、增速、 成本的约束，未来十年火电总装机仍有小幅增长，预计于 2030 年或稍早达到峰值，约 13.5-13.7 亿千瓦；新增装机中碳排放较小、调峰能力更强的燃气发电比例将有所提升。用电需求的可观增长 叠加火电新增产能缩减，其利用小时数预计“十四五”期间有所提升，“十五五”期间达到峰值并 真正开启由基荷电源向灵活性调峰电源的角色转变。

水电：优质的零碳能源，但受限于资源禀赋和经济性约束，未来增长空间有限，理论天花板清晰可 见。“十四五”期间将迎来金沙江、雅砻江的一轮投产，这是目前可预见的最后一轮投产高峰。

核电：行业将长期发展，但目前来看年化增速不高。可预见的时间内，将仍以成熟的裂变核能应用 为主。未来十年将是三代核电技术开工投产的高峰，中性预期下 2030 年的装机规模将达到目前的 2 倍以上。在安全性、经济性、技术迭代、国家战略的共同作用下，核电的远期发展空间弹性较大。

2025 年，风电、太阳能发电装机规模预计分别达到 4.3 亿千瓦、6 亿千瓦左右；2030 年，风电、太阳能发电装机规模预计分别达到 6.1 亿千瓦、10.2 亿千瓦左右。

“十三五”期间，风电和太阳能发电年度合计平均新增装机规模预计达到1亿千瓦左右； “十四五”期间，风电和太阳能发电年度合计平均新增装机规模预计分别达到 1.2 亿千 瓦左右。

2 传统电力央企的新能源转型

电力供给结构迎来确定性变革，以风电、光伏为主的新能源打开长期成长空间，全产业链（制造端、 运营端）都将受益于碳中和对需求和投资的拉动。虽然光伏、风电的系统成本仍有可观的下降空间， 但巨量的需求预计仍将引领数万亿级别的投资规模。

在新能源投资的长期盛宴中，面临转型的传统电力企业将成为举足轻重 的参与者。火电规模增速已极为平缓，且在可见的未来面临达峰并将逐渐压缩，新能源投资将被打 造为“第二成长曲线”。相较于纯粹的新能源运营商及民企为主的中上游产业链制造企业，其显著 的优势是火电基本盘带来的强劲现金流、极具竞争力的融资成本、强大的项目资源获取能力。

五大发电集团都已制定了明确的碳达峰时间表以及清洁能源/新能源的转型发展目标。国家电投集 团是五大发电集团碳达峰目标时间最早的，为2023年。其他四大发电集团都预计提前五年碳达峰。

统计五大发电集团及三峡、华润、中广核、国投、中核共 10 家主要电力央企的发电装机及 新能源占比情况。集团口径来看，风电+光伏装机规模最大的为国电投，达到 6049 万千瓦；风电+光伏装机占比最高的是中广核，超过 38%。

从独立运营商的口径来看，风电+光伏装机规模最大的是国能投旗下的港股上市 公司龙源电力（2275 万千瓦），排名第二的是 2021 年于 A 股上市的三峡能源（约 1500 万千瓦）， 排名第三的是华能集团旗下已从港股私有化退市的华能新能源（1462 万千瓦）。风电+光伏装机规 模超 1000 万千瓦的共 9 家，前 6 名均为纯粹的新能源运营商，华润电力、华能国际是传统火电央 企中风、光装机规模最大的，分别为 1096 万千瓦、1065 万千瓦。

3 “火电”转型“新能源”的典型代表：华能国际

华能国际是中国最大的上市发电公司之一。截至 2021 年 6 月 30 日，公司拥有可控发电装机容量 114042 兆瓦，权益发电装机容量 99891 兆瓦，风电、太阳能、水电、天然气和生物质发电等低碳 清洁能源装机占比 21.07%。公司中国境内电厂广泛分布在二十六个省、自治区和直辖市；公司在 新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。

作为大力推进新能源转型的火电龙头，华能国际目前总装机在全国占比约为 5%，火电装机在全国 占比约为 8%。公司的装机结构中，风电+光伏装机占比已由 18 年的不到 6%迅速攀升至 10%，装 机量已超 1000 万千瓦，在转型新能源的传统电力运营商中，与华润电力共同处于第一梯队。

受到煤炭成本大幅波动、利用小时数随需求变化的影响，公司归母净利润的波动较大；但净经营现 金流较为充裕，经营状况较差的年份也能达到近 300 亿元的规模，相对较好的年份可以达到 400 亿元以上。2021 年上半年，得益于利用小时数同比上升，在单位煤炭成本同比上涨超 20%的情况 下，仍创造了近 200 亿的净经营现金流。

华能集团明确提出“十四五”目标新增新能源装机 8000 万千瓦以上。华能国际作为集团核心上市 平台，若能实现 4000 万千瓦的新能源装机增长，则平均每年新增 800 万千瓦；2020 年末公司新 能源装机规模仅为 1065 万千瓦，新能源板块规模可能迎来较大增长空间。

4 当下如何看待火电资产的估值？

当前火电资产可能处于基本面最差的时期，有多重潜在因素有望释放业绩弹性，或催化其 估值底部反转：

（1） 当前动力煤价高位盘踞，二季度煤电行业亏损面继续扩大，煤价持续上涨概率较小，否则 可能影响基础电力供应的安全可靠。短期来看，火电发电量预计小幅增长；长期来看，“双 碳”目标下动力煤整体需求将呈现下滑趋势，其价格也不具备持续上涨的基础。若煤价有 所回调，将带来巨大的业绩弹性。

（2） 2019 年、2020 年火电利用小时数连续下滑，2021 年趋势已然反转，年初至今利用小时 数持续同比上升，前七个月同比增加 268 小时；即使考虑去年疫情因素，也已显著高于 2019 年同期水平。事实上，由于产能利用率同样关系较大的业绩弹性，我们认为其对估 值亦有显著影响。2016 年下半年起至 2018 年，煤价大幅上涨后高位运行，火电行业的 PB 估值水平一度下调并阶段性企稳。而 SW 火电板块的 PB 估值水平 2019-2020 年明显 下行，与利用小时数的变化趋势相同。

（3） 促使火电板块估值 2019-2020 年持续走低的另一重要因素是国家连续出台政策降低一般 工商业电价，虽并未直接调整发电侧上网电价，但市场一度逐渐形成了未来可能持续降电 价的悲观预期。去年至今，短期局部电力供需失衡情况时有发生，凸显了近几年煤电新增 规模落后于用电需求增长的矛盾。市场化交易的让利价差逐渐收窄，亦真实反映了目前供 需状况。降电价预期消散、涨电价预期渐浓，有望拉动估值抬升。同时，“基准+浮动” 的电价机制下，电价具有 10%的上浮空间；电价如果上涨，将带来巨大的业绩弹性。

“市场煤”和“计划电”的长期错位终将逐步修正，火电回归公用事业属性，以稳定的 ROE 回报，创造充裕的现金流，并支撑转型发展的资本开支或可观的分红规模。火电的装机占比将逐渐 下降，但其产能利用率有望逐步提高并维持在较高的水平。新增产能急刹车之后，随着全社会用电 量持续增长，火电的利用小时数将在中期维度内步入上行区间。中长期来看，在未来以新能源为主 体的新型电力系统中，煤电势必将由电量型电源逐渐过渡为灵活性调峰电源，有望迎来新的成本回 收机制，而这也将使其价值得以重估。

5 重点行业分析

碳中和”背景下电力供给结构迎来确定性变革，以风电、光伏为主的新能源运营行业将打开长期成长空间。在新能源发电投资的长期盛宴中，面临转型的传统电力企业将成为举足轻重的参与者。火电规模即将达峰，新能源将被打造为“第二成长曲线”。相较 于纯粹的新能源运营商及民企为主的中上游产业链制造企业，其显著的优势是火电基本盘带来的 强劲现金流、极具竞争力的融资成本、强大的项目资源获取能力。从规划来看，多家公司的新能源 装机规模具有潜在 5 年 4-5 倍的空间。“双碳”目标约束下，发展目标兑现概率较高。

新能源运营凸显成长属性，火电资产亦有望迎来底部估值反转；火电基本面已处至暗时刻，煤价、 电价、利用小时数等要素皆有望释放较大业绩弹性。“市场煤”和“计划电”的长期错位终将逐步 修正，届时火电周期性弱化、回归公用事业属性，以稳定的 ROE 回报，创造充裕的现金流，并支 撑转型发展的资本开支或可观的分红规模。新增产能急刹车后，随着全社会用电量持续可观增长， 火电的利用小时数将在中期维度内步入上行区间。中长期来看，在未来以新能源为主体的新型电力 系统中，火电势必将由电量型电源逐渐过渡为灵活性调峰电源，并有望迎来新的成本回收机制，而 这也将使其价值得以真正重估。

火电未来终将退出，但并非已成为夕阳资产，未来 5-10 年内仍为电力系统转型期的中 流砥柱。火电生命周期的最后一轮现金流将助力传统火电央企的“二次创业”、“华丽转身”，昔 日的火电龙头可能最有潜力成为未来的新能源巨擘。

传统电力企业的新能源转型速度可能持续超预期，部分公司的新能源业绩贡献已显著高于火电，传 统的 PB 估值体系已难以全面准确地反映新能源运营的成长属性。分部估值的框架更适用 于此类快速转型、新业务高速成长的公司：新能源资产采用 PE 估值，以反映其扩张期的增速；火 电资产维持 PB 估值。分部估值的框架下，（1）电力央企旗下规模快速增长且收益率 预期稳定的新能源资产，其估值可对标纯粹的新能源运营商三峡能源(600905，未评级)（当前股价 对应 2021 年万得一致预测 EPS 为 34xPE，可能存在一定的次新股溢价）；（2）传统火电资产估 值有望迎来底部反转，向 1.5xPB 的历史估值中枢逐步修复。

6 风险提示

（1）未来新能源发电的增长空间可能低于预期，这将削弱相关公司的成长性；

（2）火电的基本面可能继续恶化，例如煤价超预期上涨、利用小时数下滑；

（3）新能源运营的未来收益率水平可能随规模扩大、竞价上网等因素而降低。

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（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。）