港股电力运营商估值重塑行至何处？

新能源发电符合产业和政策方向。2020年全国火力发电量约5万亿KWh，占全国发电量比例71%，风能和光伏发电量占比大约9.7%。发电企业向新能源转型符合双碳政策目标，有助于优化整体能源结构，国家能源局提出2025/2030年非化石能源年消费占比将达到20%/25%，2021/2025年风电加光伏发电量目标占比为11%/16.5%，成长前景广阔。过去，“市场煤、计划电”等原因使得我国火电企业盈利不稳定，极端年份甚至出现亏损，随着其新能源装机规模和利润贡献提升，电力企业盈利的周期性减弱，现金流状况大大改善，这是传统电力运营商估值重塑最核心的逻辑。 “五大四小”电力集团（或公司）的新能源发电比例均在上升。“五大四小”电力集团（或公司）发电装机总量占我国总装机量长期保持在一半以上，五大发电集团装机量占我国总装机比例约为43%。预计在“十四五”期间，”五大四小”新能源装机量接近翻倍，其中五大发电集团预计2021-2025年新增新能源装机约320GW，较2020年末186GW的风光装机规模会有大幅提升。 港股电力运营样本公司发电结构趋向新能源，盈利能力提升。我们选取了港股披露了风电和光伏发电业务的9家企业作为样本，分析了各家企业风电、光伏发电的发电量、装机量变化趋势和市场占有率，并且从财务的角度分析了9家公司的售电结构和盈利能力变化，发现影响电力运营商估值三大因素为企业主营能源类型、未来成长性、盈利能力。（1）从发电企业类型来看，新能源电力运营商较传统电力运营商P/E估值更高，前者被赋予成长股估值，后者被赋予周期股估值。（2）对于同类型发电企业，新能源业务成长性是影响电力运营商估值的重要因素。信义能源、中国电力未来5年新能源装机增速分别在新能源电力、传统电力运营商中领先，二者的当下估值亦遥遥领先同类企业。（3）盈利能力方面，信义能源、华润电力在同类公司中具有较好的盈利能力，P/E估值亦有溢价。 发电企业估值重塑具有合理性和可持续性。政策鼓励叠加风光发电成本开始优于火力发电，各企业新能源装机积极性大增，其盈利和现金流稳定性将会大幅改善，支撑电力行业估值重构。目前港股水务和垃圾处理行业公司P/E估值在8倍以下，成长性更好的燃气行业公司P/E集中在8-15倍。同为能源运营商的电力企业，在未来新能源转型过程中有更大的成长潜力，我们认为板块估值应在15倍P/E以上，新能源发电占比高且治理优秀的龙头企业合理P/E可以达到25倍。我们建议重点关注龙源电力、信义能源、大唐新能源、华润电力、华电国际、华能国际、中国电力等。 风险提示：新能源装机不达预期风险、市场对于电站的投资情绪有可能过度乐观、电网调峰能力不足导致新能源发电装机并网不达预期的风险。 重点标的 一、电力运营企业新能源转型符合政策和产业方向 1.1发电企业新能源转型符合政策趋势：新能源发电走向舞台中央 1.1.1火电是我国的传统电力来源，近年来新能源电力占比持续提升 火电一般指燃煤、燃油、燃气发电，新能源发电有广义和狭义之分，目前最主要的新能源发电为风电和光伏发电。狭义的新能源发电包括太阳能、风能、地热能、海洋能、生物能、氢能等方式的发电，广义的新能源发电包括核电（一般认为第一代和第二代核电技术算常规能源，第三代以后算新能源）和水电（一般认为大中型水电是常规能源发电）。 图表1：新能源发电定义 （1）发电量 火电是我国传统的电力来源，目前仍为发电主力，风光发电量占比不足10%。火力发电量占比持续下降，2020年火力发电量5.28万亿千瓦时，占全国发电量的71%。风能和光伏发电量占比持续提升，2020年风能与光伏发电量合计占比提升至9.7%。 图表2：各发电类型月度发电量 （2）装机量 存量角度看，火电累计装机量占比超过56%；光伏发电与风电累计装机量大致相当，合计约占总装机量的1/4。我国火电装机量占比最大，但持续下降，截至3Q21的装机占比为56%；光伏发电、风电累计装机量分别为278GW、297GW，分别占全部累计装机量的12%、13%，合计占比25%。 图表3：各发电类型季度累计装机量 增量角度看，2020年风电与光伏发电新增装机量约占全部新增装机量的63%，火电新增装机量整体低于新能源发电。（1）我国风电和光伏发电新增装机量存在月度波动，一般12月份抢装会导致全口径装机量为全年最高，数倍于其他月份。2020年12月，受抢装潮的影响，风电和光伏发电新增装机量分别达到47.5GW和22.3GW，合计约占全部新增装机的79%。2020年风电和光伏发电新增装机量占全部新增装机的63%。（2）火电新增装机整体低于新能源发电装机，个别月份会出现高于新能源新增装机量的情形。 图表4：各发电类型月度新增装机量 1.1.2发电、用电政策双侧发力，支持配套措施陆续布局 （1）风光大基地〃引导发电侧项目建设 政策加持下，风光大基地将成为我国未来重要的清洁能源基地，风光发电高需求确定。 10月8日国务院会议提出，要加快推进沙漠戈壁荒漠地区大型风电、光伏基地建设，加快应急备用和调峰电源建设。2021年12月初，国家能源局、国家发改委印发了《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知》，涉及19省份，规模总计97.05GW。此外，国家能源局还下发了《关于组织拟纳入国家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目的通知》，要求各省在12月15日前上报第二批新能源大基地的名单，标志着第二批风光大基地项目建设拉开帷幕。 （2）绿电政策〃完善用电侧市场体系 绿电政策频出，绿电交易试点工作进展顺利。 2021M9 ，国家发改委、国家能源局正式批复了国家电网、南方电网编制的《绿色电力交易试点工作方案》，其中的绿色电力产品目前主要指的是风电和光伏发电企业上网电量。11月24日，中央深改委提出要推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易。当日，国家电网亦发布《省间电力现货交易规则》，提出所有的发电类型和企业都可以参与省间电力现货交易，鼓励省间绿电交易。 绿电政策有利于建立绿色能源生产消费的市场体系和长效机制。第一，绿电政策为用户提供购买绿电的途径，促进可再生能源消纳责任权重的落实；第二，绿电政策有效解决了企业的绿色电力消费认证问题；第三，优先将去补贴后的平价新能源纳入交易，建立促进新能源发展的长效机制；第四，引导全社会形成绿色生产生活方式。 绿电交易较火电存在溢价，体现了绿色电力除电能价值以外的环境价值。2021年9月7日，我国正式启动绿色电力交易试点，首批交易电量79.35亿千瓦时。首批绿电交易价格较当地电力中长期交易价格溢价0.03-0.05元/千瓦时。11月11日，浙江交易中心促成大唐新能源与浙江银泰百货3000万千瓦时的绿电交易，在当地煤电基准价的基础上溢价约6.1分/千瓦时，溢价比例达到15%。许多企业参与绿色电力交易的意愿较强，愿意为绿色电力的环境属性支付额外费用。因此，绿电交易有望摆脱电力同质化的属性，绿电环境属性价值将充分体现，绿电价格有望维持溢价。 （3）储能政策〃配套新能源电力 风电、光伏发电等新能源发电方式具有较大的波动性，调峰难，未来的高比例应用必须需要配套一定的储能电站。目前由于抽水蓄能电站成本低，具有很大的灵活性优势，仍是当前最经济的大规模储能形式。未来，化学储能、氢储能等储能技术的应用预计也会得到一定程度的提升。 图表5：小时级发电曲线 政策促进源网荷储互动，积极解决清洁能源消纳问题。2018年开始，国家能源局制定了《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，其中提出“促进源网荷储互动”，优化储能技术发展方式，积极探索可再生能源富余电力转化为热能、冷能、氢能。从2018年到2020年，弃风弃光逐年好转，风电光伏利用率大幅度上升，到2020年风电利用率已经达到97%，光伏利用率达到98%。 2H21以来，储能政策密集发布，加强对新能源发电高比例应用的保障。 2021M7 ，国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，指出到2025年要实现新型储能从商业化初期到规模化发展转变，2025年储能装机规模要达到30GW以上。8月，国家发改委、国家能源局鼓励新能源发电企业通过自建或购买的方式配臵储能或调峰能力。 随着新能源发电占比快速提高，储能在我国电力市场将发挥越来越重要的作用。 图表6：2021年部分地区光伏、风电配臵储能政策 （4）能耗双控政策调整，支持新能源发展 新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，能耗“双控”将向碳排放总量和强度“双控”转变。9月16日，发改委印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，鼓励地方增加可再生能源消费，根据各省可再生能源电力消纳和绿色电力证书交易等情况，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量，不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。12月，中央工作会议更加明确提出，增加新能源消纳能力，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。 通过能耗“双控”政策调整，可见我国支持新能源发展的目标明显。 1.1.3新能源发电转型目标明确，风光发电占比预计快速提升 （1）能源消费目标 “双碳目标”的政策背景下，我国持续推进能源绿色低碳转型。2020年，我国非化石能源占一次能源消费比重为15.9%，2025、2030和2060年预计分别提升至20%、25%和80%。 图表7：全国非化石能源占一次能源消费比重目标 （2）发电量目标 非化石能源发电量：2020年我国非化石能源发电量占比约33.9%，2021年预计可达到47.3%。（2）2020年风能与光伏发电量合计占比约9.7%，2021年目标为11.0%、2025年目标为16.5%，较2020年提升约7pcts。 图表8：全国非化石能源发电量占比目标 图表9：全国风能+光伏发电量占比目标 从中远期看，光伏与风能发电将成为主力电源，火电占比收缩。根据能源研究所等机构的预测，预计到2050年我国风能、光伏发电量占比分别可达到33%、39%，合计约占72%，比2025年16.5%的目标提升了约56pcts。随着新能源发电及配套技术的不断成熟，新能源装机量不断增加，未来的火电将越来越多地承担“调节性电源”的作用。 图表10：2025年分电源种类发电量组成 图表11：2025、2035、2050分电源种类发电量组成 （3）装机量 存量角度看，未来五年的非化石能源装机占比、可再生能源装机占比提升超过7pcts。 由于风电、光伏发电等发电方式的可利用小时数低于火电，非化石能源装机占比往往大于前文所分析的发电量占比。2020年我国非化石能源装机占比约44.8%，2025年装机目标为52%，提升7.2pcts。2020年我国可再生能源发电累计装机占比约42.5%，2025年装机目标约50%，提升7.5pcts。根据国家发展改革委能源研究所等机构的预测，到2025年光伏总装机量预计占全国总装机的24%，2035年光伏总装机规模达到30亿千瓦，占全国总装机的49%，而2020年光伏总装机量仅占全国总装机量的11.5%。 图表12：全国非化石能源发电装机占比目标 图表13：全国可再生能源发电累计装机占比目标 图表14：累计电力装机容量预测（单位：亿千瓦） 增量角度看，“十四五”规划阶段是风电和光伏发电的崭新阶段，光伏发电新增装机规模将实现翻番。长三角新能源产业发展论坛报告指出，到2025年新能源发电累计装机占比超过30%，而截至3Q21，光伏发电与风电累计装机量合计占比约25%。我们预计“十四五”期间光伏发电年均新增装机量在70-90GW之间，风电年均新增装机量超过50GW。 图表15：我国年均新增装机容量预测（单位：GW） 1.2新能源发电转型符合产业逻辑：火电盈利不稳定，新能源发电未来最经济 新能源发电的优势使其符合