（报告出品方/作者：中金公司，刘俊、刘佳妮、王嵩、车昀佶）
伴随经济腾飞，中国电力装机冠绝全球
电力是一国经济发展的重要物质基础，过往 20 年我国电力装机规模高速增长 6 倍，为社会 进步、生产力增长提供动力和保障。电力行业承载了工业发展的历史使命，推动社会经济 持续发展。历史数据也显示了 GDP 增速和全社会用电需求增长紧密联系。在 2000-2020 年 间，我国 GDP 总量增长超过 9.2 倍至 101.6 万亿元，全社会用电需求增加 4.6 倍至 7.5 万亿 度电。而为了应对经济发展下快速上升的用电需求，我国电力装机规模在过去 20 年增长约 6 倍至 2020 年的 2200 吉瓦，年复合增长率达 10.8%。
火电累积占比过半，但非化石能源逐渐成为新增力量。截止 2020 年末的累计装机结构中， 火电、水电、风电、光伏和核电的累计装机占比分别为 57%、17%、13%、11%和 2%。但从 新增装机角度来看，火电的占比从 2006 年的接近 90%已大幅下降至 2020 年的约 30%，水 电、核电整体保持稳定的新增装机规模，风电和光伏新增装机在 2010 年后迎来高速发展。
水电、核电占我国装机量的 19%，规模及技术领先世界，“国之重器”引领清洁转型。截至 2020 年末，我国水电、核电合计占我国装机量的 19%，是非化石能源的主要组成部分（占 比 44%）。
水电——对内，西电东送中坚力量；对外，我国海外出口的重要名片：中国在水电开 发方面引领世界，1）从规模来看，目前我国水电累计装机高达 370 吉瓦，发电量 13552 亿度电，占据世界第一。全球前十大水电站中，中国占据四席（三峡、溪洛渡、向家 坝和龙滩）。地理布局上，西南地区的四川、云南、贵州、广西是我国最主要的水电大 省，占到我国水电装机的 51%，西电东送中水电占比超过 80%以上，是重要的清洁外 送力量。2）从设备技术研发层面，中国水电在规划设计、施工建设和装备制造领域已 经实现全部国产化，并向世界输出中国制造，在各国在建的水电项目中均能找到中国 企业的身影。
核电——沿海省份电力供应压舱石，三代技术华龙一号已完成自主创新：中国是当前 核电发展最积极的国家之一，累计装机 50 吉瓦，在建容量占到全球的 32%（vs. 在运 容量约占全球的 13%）。我国核电已经从海外技术的引进、消化、吸收，迈入国产化自 主研发阶段，在技术和成本方面不逊于海外。成本层面，同技术路线的核电机组，国 内投资成本约为海外的一半，主要受益低人工、土建成本，以及设备国产化。技术层 面，国内已经研发出了具备自主知识产权的三代技术华龙一号，国内外首堆均已投产， 国内首堆福清 5 号建设工期仅 5 年半、并未出现三代首堆普遍面临的拖期问题，强国 重器打造国家品牌。
地理布局上，核电机组出于安全运行考虑，目前仅沿海省份可以开发。广东、浙江、 福建核电装机名列前茅，占全国核电装机的 68%，核电满足了当地 17%、15%、26%的 用电需求。核电的大机组、高利用小时特性，为沿海省份电力供应提供了稳定力量。
“碳达峰、碳中和”意味着又一次电力革命
电力是当前我国碳排放的主要来源。根据中国碳排放数据库 CEADS，2017 年电力生产供应 占到全国能源排放量的 40%以上，是碳达峰、碳中和目标下我国减排的重中之重，需要电 力结构由以煤为主体向以清洁能源为主体转型。
“碳中和”目标意味着电力结构将面临重塑，电力清洁化 + 电气化率提升是能源行业的一 场重要的攻坚战。能源是工业领域应用的基础，要达成“碳中和”最终目标，只有能源领 域率先提供经济可行的零排放、甚至尽可能负碳能源，才能减轻全社会碳排放压力。电力 行业将率先走向清洁化，未来 40 年发电侧非化石能源逐步取代传统能源，而能源中非电领 域的电气化率提升，进一步释放电力清洁化红利。我们估算终端能源消费中非化石能源电 力的比例从 2019 年的 16.2%，到 2035/2060 年 38.7%/70.0%。
预计未来 40 年电力清洁转型带来电源投资需求达到 41 万亿元。我们在 2060 年中国人均 GDP 达到 4.8 万美元，单位 GDP 能源消费达到 0.12 千克标煤/美元的假设下，估计中国在 2060 年能源消费为 67.3 亿吨标煤，电气化比例达到 70%，带动 2060 年电力需求达到 18 万亿度。我们估算清洁电力供应需要在运光伏、风电、核电、水电装机从 2020 年底的 253 吉瓦、282 吉瓦、50 吉瓦和 370 吉瓦，提升至 2060 年底的 7,332 吉瓦、1,660 吉瓦、386 吉瓦和 520 吉瓦，对应 41 万亿元的累积清洁能源投资需求。
分电源来看：
水电：向上游进发，流域联调带来更高利用小时对冲投资成本上行压力，预计累积投 资需求 2.4 万亿元。2020 年全国水电新增装机量 14 吉瓦至累计 370 吉瓦，我们看好到 2060 年水电累计装机将达 520 吉瓦。目前各流域的下游部分首先开发完毕，建设任务 逐步向中上游倾斜，受地理位置、资源条件等因素影响，推进难度增大，移民费用提 升、工程延期等都会带来成本上升。根据我们整理的各大水电站投资数据情况来看， “十三五”后期及“十四五”计划投产项目的单瓦造价整体上行至 10~15 元/瓦。而另 一方面，上游水库通过区域联合调度可以提升全流域的利用小时，对冲投资成本上行 压力，总体而言我们测算水电度电成本将保持竞争力、在碳中和目标下向上游流域进 发。
核电：沿海省份稳定基荷电源优选项，远期通过批量化建设以及技术迭代压降投资成 本，预计累积投资需求 5 万亿元。2020 年全国核电累计装机量约 50 吉瓦，我们看好 到 2060 年核电累计装机将达 386 吉瓦。过往二代、二代加核电机组的度电成本较低， 在 0.3 元/度附近。但由于核电发展中对安全性要求的不断提高，目前发展的三代核电 度电成本上移至 0.35 元/度（根据电力公司公告测算，国产化三代技术华龙一号的单位投资成本约 16.4 元/瓦），但仍是沿海省份稳定、清洁、经济的基荷电源优选项。业 内预计未来通过三代核电设备国产化、批量化生产、设计优化、以及控制建设周期， 目标三代核电的投资成本有望优化至接近二代的 12.3 元/瓦水平。
风电：三北+海上基地模式开发，预计累积投资需求 14 万亿元。2020 年全国风电累计 装机量约 282 吉瓦，我们看好到 2060 年风电累计装机将达 1660 吉瓦。经过过去十多 年的发展，我们测算在中国三北地区的大部分资源区，目前风电在 6.5 元/瓦的投资成 本下已经可以实现全生命周期度电成本低于 0.3 元/度，意味着陆上风电已经实现较燃 煤标杆的平价上网。海上风电方面，我们测算我国沿海省份海上风电目前度电成本仍 高于 0.6 元/度（基于当前投资成本 18 元/瓦），距离平价上网还需要几年的降本之路。 未来技术降本除了进一步规模化，还将依赖设备大型化（扫风面积增大从而提高设备 利用小时），以及核心部件，如轴承，大型齿轮箱等国产化替代。我们预计海上风电到 2030 年有望看到成本降至 0.4 元/度、实现平价上网（造价降至 12.5 元/瓦）。
光伏：开发模式更为灵活，集中式与分布式并举，预计累积投资需求 20 万亿元。2020 年全国光伏累计装机量约 253 吉瓦，我们看好到 2060 年光伏累计装机将达 7332 吉瓦， 将是碳中和目标下装机增速最快的电源。过去十年，光伏的度电成本实现了很大幅度 的下降。我们测算全国光伏发电的平均造价在 3.5 元/瓦，在我国西部地区 1600 小时 的利用小时下已经可以实现 0.31 元/度的度电成本，在东部地区 1200 小时的利用小时 下可以实现 0.41 元/度的度电成本，均已实现平价上网，因此光伏开发模式有望呈现 西部集中式与中东部分布式并举的形态，降低电能的区域依赖以及发电行业门槛，蕴 含更高的开发潜力。
电企高杠杆下，清洁转型投资需 REITs 助力
电力建设重资产，央企、国企将是电力结构重塑的主要参与者。水电、核电由于行业重资 产、专业化程度高的特性，参与者历来以央企、国企为主。此外，新能源风光将成为未来 电力央企、国企清洁转型的重要抓手，有效发挥其低资金成本和集中采购的优势。
水电：五大电力+三峡+国开集团占据半壁江山。全国水电装机中，截止 2019 年末五大 电力央企+国开集团+三峡集团就占到全部装机的 50%以上，其中三峡、华电、大唐、 华能分别 17%、8%、8%、7%。水电开发涉及到移民安置、流域联调、环境保护、西部 大开发等议题，参与者以央企国企为主。
核电：四大央企鼎立，人才及资金带来高准入门槛、项目审批和运营资质由国家监管。 当前我国共四家电力企业受国务院正式批准可负责控股开发、建设和运营核电项目，均为中央企业。其他企业受 3 个条件 限制较难进入：1）持有其他核电项目 25%以上股份；2）8 年参与核电项目建设、运 行的经验；3）相应的核电专业人才队伍建设、较强的资金保障和融资能力等条件。
火电企业十四五大步转型新能源，风光新增项目央企、国企也将占据主导。火电企业 清洁转型迫切，近两年加速风光新能源项目开发和储备的步伐。根据我们统计的电企 “十四五”新能源装机规划，诸多电力集团剑指十四五末清洁能源装机占比提升至约 50%，并已经与各省市签订战略开发协议，提前布局大基地项目。在 2060 年碳中和大 目标下，“十四五”或迎来电力央企和国企更大规模的新能源投资。
近年电力行业负债水平有所改善，但仍处于较高水平，新增投资带来杠杆压力。电力行业 资金要求高，建设期资金投入大。随着 2003 年以来国内电力建设加速，电力企业负债率不 断提升。考虑到集团公司业务较为多元化，我们整理了主要电力上市公司资产负债率水平 进行分析，时间跨度为 2001 年至 2020 年年中，按公司资产规模对数据进行加权 平均。
我们估算这些企业加权平均资产负债率由 2003 年的 46.2%增长至 2011 年的 71.5%，此后十 年电力企业加权平均资产负债率呈现小幅波动，在国资委降杠杆指引下整体已下降约 10ppt， 但仍高于 60%。分电源来看，水电企业的资产负债率最低在 58%，其次为火电（66%）、核 电（68%）、新能源（69%）。在“3060 目标”背景下，电力企业新能源投资加大，基于项 目投资 20%资本金、80%贷款的假设，我们测算行业平均资产负债率将上升至约 78%，给 电企带来杠杆压力，需要考虑解决存量资产盘活的问题。
存量火电资产拖累估值，二级市场融资遭遇瓶颈。在较相近，甚至较高的盈利水平下，火 电企业 PB 水平明显低于水电、新能源及其他香港公用事业公司，目前我国正在向以新能源 为主体的电力系统转型，火电将从主体能源转型为辅助能源，受到 ESG 投资占比提升的影 响，以火电为主业的各综合能源集团股票被列入不可投资范畴，对资产估值的拖累将进一 步加剧。同时我们整理了主要电力企业近十年的融资记录，不考虑 2016 年长江电力注入溪 洛渡、向家坝电站的 664 亿元融资，电力企业股权融资规模呈现下降趋势，增发配股等融 资明显减少，2020 年股权融资规模仅 7 亿元。电力企业融资结构逐步向债权融资转变，在 剔除短期融资债券后，电力企业债权融资规模稳步上升，从 2014-2017 年的 300 亿元水平 提升至目前的 600 亿元水平，带来杠杆压力。
国企杠杆率考核限定负债提升空间。2018 年 9 月 13 日，中共中央办公厅、国务院办公厅， 对国有企业降杠杆提出了总体要求。明确要求国有企业平均资产负债率到 2020 年年末比 2017 年年末降低 2 个百分点左右，之后国有企业资产负债率应基本保持在同行业同规模企 业的平均水平。同时根据《中央企业资产负债率分类管控工作方案》，国有工业企业资产负 债率预警线为 65%，重点监管线为 70%，对资产负债率的提升空间进行了限制。我们认为在 41 万亿元的清洁电力项目投资需求下，主要电力企业的资产负债率将突破重点监管线， 电力企业需要借助金融工具进行资本结构管理。
REITs 有望打开不提升杠杆的融资渠道,，同时满足碳中和的投资需求以及金融去杠杆的任 务。因此，我们认为国内电力清洁化需要能源企业拓宽自身融资渠道，打破传统二元的股 债融资路径，尝试包括 REITs 在内的解决方案，在加快能源结构转型的同时，避免过高提升 杠杆，保持自身资产负债表健康，从而实现绿色可持续发展。
总结：水电、核电项目契合 REITs 对底层资产要求。我们认为水电、核电项目具备三大特点： 1）商业模式清晰确定，抗周期性强；2）无补贴忧虑，现金流优良；3）成本构成刚性，盈 利能力较为稳定，符合 REITs 对底层资产的要求：
商业模式清晰确定，抗周期性强：水电、核电的消纳保障性好、利用小时较为稳定。 老项目一厂一价和新项目标杆电价模式并存，项目上网电价确定后，一般不会发生显 著变化。虽然市场化交易电量占比持续提升，但随着电力供需由宽松转向平衡，交易 电价折让近两年来呈缩窄趋势。
无补贴忧虑，现金流优良：水电、核电企业电费应收账期不出 2 个月，不面临风光等 可再生能源项目面临的电价补贴财政拨付账期长的问题，企业的经营性现金流/净利润 之比持续高于 1，现金流表现优良。
成本构成刚性，盈利能力较为稳定：成本端来看，水电、核电营业成本中固定项（折 旧摊销等）占比高、此外财务成本也以稳定的长期债务为主，综合带来更稳定的盈利 能力，水电、核电企业 ROE 基本维持在 10%以上。向上弹性来看，机组出折旧期后盈 利能力有较大增长空间，此外发电量提升也将带来经营杠杆。
水电、核电商业模式清晰确定，抗周期性强
水电、核电商业模式确定性强，收入来源稳定。水电、核电项目商业模式单纯，过去老项 目电价以一厂一价为主，近年来项目基本执行标杆电价。随着电力市场化的推进，部分电 量进入市场交易，但整体交易折价风险可控。
上网电价
告别一厂一价时代，当前基本执行标杆电价。水电、核电项目单体规模大、总量少，受到 地理资源的影响，不同项目的成本往往有较大差异，因此早期项目电价的制定基本采取一 厂一价的政策保障项目的合理回报。项目上网电价确定后，一般不会发生显著变化，除非 在核定电价时表明了适用期限（如三代核电首台套的临时电价）或出现增值税调整等情况 （如 2019 年增值税调降，上网电价税前相应调价让利）。
水电：从一厂一价到省内标杆、省外落地端标杆扣减的方式确定电价。2004 年以前我国 投产的水电站上网电价基本为一厂一价，整体定价思路为成本加合理收益。2004 年 6 月部分水电资源较多的省份如湖南、四川、陕西等规定了新投产水电机组的标杆上网电 价；这一标杆电价难以满足同一地区不同水电站的定价要求，水电企业出现严重亏损， 于是 2009 年新建水电暂停执行水电标杆电价。2014 年国家发改委出台了新的标杆定价 的政策，其中跨省跨区域电价按照受电地区落地价扣减输电价格确定，省内以本省省级 电网企业平均购电价格为基础，综合供求趋势和开发成本确定。2015 年后，发改委确定 了按照落地省燃煤发电标杆上网电价、输电价格和线损倒推确定上网电价的跨省跨区送 电价格形成机制。
核电：从一厂一价到标杆电价。2013 年以前投产核电机组执行“一机一价”，由国家综 合考虑补偿成本、合理收益进行确定。2013 年以后投产机组以标杆电价 0.43 元/度为基 准，采取标杆和当地燃煤机组标杆电价孰低原则。对于承担核电技术引进和自主创新的 核电机组，可在全国核电标杆上网价的基础上有适当提高（三代机组电价目前按不同机 组定在 0.415~0.435 元/度区间内）。核电标杆电价在投产后一般保持不变。
电价的潜在变化
电力市场化交易执行后，交易电量占比提升给综合电价带来变化。过去几年电力体制改革 中，电力市场化交易是重头戏，即指发电企业、售电公司、电力大用户等市场主体通过双 边协商、集中竞价等方式开展的中长期电量交易。全国市场化交易电量在 2016 年首次突破 1 万亿度（达 1.1 万亿度，占比 19%）后，快速提升至 2019 年的 2.8 万亿度（占比 39%）， 与之而来的是发电企业综合电价会随交易电量占比、交易电价折让发生变化。
看好电力供需由宽松转向平衡带动市场电折价缩窄：我们认为十四五期间全国电力供需形 势将由宽松转向平衡，带动市场电折价继续缩窄：1）供给方面，碳中和目标下煤电装机净 新增量或有限，水电、核电建设周期均在 5 年以上，而风光可再生能源出力具备一定的波 动性，故电力供给增长或收紧；2）需求方面，电能替代、三产、居民、5G&数据中心等继 续拉动电力需求保持增长，我们预计电力需求将在“十四五”保持 5.6%的 CAGR，高出行 业预期的 4%~5%的增速。
水电：参与市场电比例小，电价基本稳定。长江电力方面，参与市场电比例不到 10%， 四个电站的电量主要通过与电网每年签定一次购售电合同约定量价，过去四年来看合 同电价基本保持稳定。华能水电方面，参与市场电比例同样不到 5%（仅占比 30%的云 南省内消纳电量中的 10%通过市场电竞价消纳），这部分电价在市场化交易开始初期存 在一定折让幅度，但随着市场化交易逐步推进，折让幅度缩窄，近几年电价稳定小幅 上行；其云南省内直购电（和终端用户直接签定电价）、西电东送计划电价以及送深圳 标杆电价基本保持稳定向上。
核电：部分电量需参与电力市场化交易，市场电比例扩大大势所趋，但看好市场电折 价缩窄。过去我国电力从发电侧到用户侧主要采取电网统购统销的计划电模式，随着 电力市场改革进入深水区，以大用户和售电企业向发电侧直接购电为形式的电力市场 化交易（市场电）逐渐增多，是核电机组电价的主要变量。
市场电或延续每年小幅增长：当前中国广核、中国核电的市场化电量占比综合来看均 在 30%左右，各省核电机组执行市场电的情况差异较大。以中广核为例，广东省机组 执行以 20%优价满发为基础、2021 年开始入市机组和电量逐步增加的规则，此外辽宁、 福建、广西省机组 2020 年的市场化比例分别达到 53%、55%、89%，部分省份已经达 到较高位置。中国核电则预计未来市场化比例每年或延续过去的小幅提升，同时，考 虑到部分市场电是核电企业主动寻求更高消纳带来的，从而保证机组利用小时增长， 更高的市场电比例最终贡献了盈利的增加。我们估算 2019 年，中国广核、中国核电的 核电市场电综合电价较机组综合批复电价的折让比例分别 15%和 6%（2017：20%和 10%），2017~19 年，两间企业的市场电折价额度已经分别缩窄了 18%、35%，主要受 益市场电参与企业报价理性化。
消纳保障
消纳保障：清洁能源发电在电网调度中优先级高于火电。过去 15 年来看，全国火电由于是 兜底电源、调度优先级最低，在电力供需宽松的背景下利用小时受到挤压。而对比来看， 全国水电、核电设备的年利用小时则保持了相对平稳。水电、核电站一般均与当地电网公 司签定购售电合同保障一定的基数上网电量、基数以外电量可通过参与市场化交易寻求消 纳，因此利用小时相对火电更有保障。碳中和大背景下，清洁电力消纳得到政策进一步保 驾护航。根据《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》要求，到 2020 年全国水能利用率 95%以上、全国核电实现安全保障性消纳。近日，国家能源局再次印发《清洁能源消纳情况 综合监管工作方案》，压实各地清洁能源优先上网和全额保障性收购的责任。
电网付费无拖欠，无补贴忧虑，现金流表现优良
水、核企业电费应收账期不出 2 个月，现金流表现优良。水电、核电电费全部由电网结算， 不涉及存量风光等可再生能源电站面临的电价补贴财政拨付账期较长的问题。电网的电费 结算一般以月度为周期，电网企业根据结算双方确认的电费结算依据，及时足额支付电费。 电费原则上一次性支付，在电费确认日后十个工作日内，由电网企业将当期电费全额支付 给发电企业。电网企业经与发电企业协商一致后，也可分两次支付：第一次支付不低于该 期电费的百分之五十，付清时间不得超过电费确认日后五个工作日，第二次付清时间不得 超过电费确认日后十个工作日。我们测算长江电力、中国核电、中国广核、华能水电的应 收账款周转天数过去五年平均在 22 天、38 天、48 天、63 天，年际来看回收情况基本平稳， 企业间的差异或主要由于各地电网的支付能力。良好的应收回款情况也带来水核企业的经 营性现金流/净利润之比持续高于 1，现金流回款表现优异。
成本构成刚性，盈利能力较为稳定
行业盈利能力较高且稳定性强。我们整理主要水电、核电企业的历史毛利率和 ROE 水平， 发现毛利率基本维持在 40%以上、ROE 基本维持在 10%以上，整体上龙头企业表现较为稳 定。除前面已经分析的收入端因素以外，成本端来看，水电、核电营业成本中固定项（折 旧摊销等）占比高、此外财务成本也以稳定长期债务为主，综合带来更稳定的盈利能力， 发电量提升、以及电站出折旧期则将带来显著的经营杠杆表现。
营业成本构成中折旧摊销等固定成本占比高、运营成本低廉，发电量提升带来经营杠杆。 水电、核电项目运营成本中固定成本（不随发电量波动的部分）我们估算在 60~70%，占比 较高，我们认为行业成本构成较为刚性，盈利能力较为稳定，发电量提升带动经营杠杆。
水电：度电成本中折旧占比 60%+，机组出折旧期后盈利能力有较大增长空间。长江电 力为例，每瓦的营业成本过去 5 年基本保持稳定（2015 年调整主要由于新机组并表）。 且一般水电大坝实际可用年限大幅超过折旧年限，折旧到期将推动盈利更上一层台阶。 如长江电力电站的平均折旧年限约为 27 年，其中三峡和溪向的大坝折旧年限均为 45 年，葛洲坝大坝折旧年限为 60 年，水轮机、发电机的平均折旧年限为 18 年。考虑到 大坝、厂房的实际使用年限或可超过 100 年，因此水电机组随折旧到期后，盈利将有 较大增长空间。
核电：折旧摊销、修理人工及其他固定成本占比达到 73%，铀燃料及乏燃料的运营成 本亦保持稳定。核电的核燃料成本主要包括购买天然铀、铀转化及浓缩服务、燃料组 件加工等成本，其中天然铀的采购占到 50%。不同于火电近几年受煤价大幅上涨影响， 天然铀的价格相对稳定。此外，中国政府对核燃料物资行业实施严格的管制，中国目 前仅三家企业获得国家的许可进行海外铀的采购。从采购到铀转化再到组件加工等成 本，基本都采用了 5~10 年期的长协保障供应的稳定。核电企业同时通过国内铀矿、海 外控股铀矿、海外现货等多渠道分散燃料供应风险。此外，乏燃料的度电计提费用亦 由国家规定、向运行满五年的机组征收，压水堆、重水堆的计提标准分别固定在 0.026 元/度上网电量，以及 0.02 元/度发电量。
资金成本较低，债务风险可控。核电、水电行业由于资本投入大，单个项目动辄百亿元， 一般项目投资的股债比在 2：8 或 3：7，对债权融资需求高，行业属性带来高资产负债率。而其中，由于项目运营年限、回本周期长，因此长期债务占主导，比例基本在 60%以上。 而核电、水电站长期稳定的现金流，也为长期债务的还本付息提供了有利保障，叠加核电、 水电运营主体以电力央企为主，综合带来更低廉的融资成本（我们估算核电龙头在 4.5%以 下、水电龙头在 4%以下）。2020 年电力央企通过存量长期贷款的贷款市场报价利率（LPR） 转换，亦实现了债务成本的进一步降低，优化项目盈利能力。
电力调峰调频设施建设需求加大，REITs 助力抽水蓄能电站机制理顺和健康发展
碳中和需要电力清洁化，带来电力灵活性资源需求的增长。碳达峰、碳中和背景下，电网 若要接纳可再生能源成为主力电源，不仅仅是发电侧的变革，更需应对电力系统平衡和安 全挑战。可再生能源在可调度性和可预测性上逊于传统能源，因而渗透率的提升将带来电 力系统平衡和安全的新挑战。我们看到近几年在风光可再生电力渗透率高的市场如澳大利 亚、英国、美国加州，都出现过极端气候下电力系统平衡安全的风险事件。我们认为电力 清洁化转型背景下，对于电力灵活性调峰资源的需求也将增长，电网需要挖掘灵活性资源 潜力，包括火电改造、抽水蓄能、储能、用户侧响应等等，抽水蓄能作为低成本、高性能、 零排放的调峰电源将是其中重要一环，业内看好“十四五”将是碳达峰也是抽水蓄能发展 的“关键期”和“窗口期”。
抽水蓄能具备成本优势，是重要的电力灵活性来源，预计国内还有翻倍空间的建设需求
抽水蓄能是一种具备瞬时调节能力的特殊的水力发电厂，可以提供电力灵活性。在电 网低谷时利用过剩电力将作为液态能量媒体的水从低标高的水库抽到高标高的水库， 电网峰荷时高标高水库中的水回流到下水库推动水轮机发电机发电。
抽水蓄能是零碳排的电力灵活性资源，度电成本、响应性能介于火电和电化学储能之 间。抽水蓄能成本居中，我们测算度电辅助服务需补偿约 0.18 元/度，响应性能介于 火电灵活性改造和电化学储能之间，且功率输出和容量可以依据电网的需求分别设计， 是电网友好型的辅助服务资源。抽蓄不面临碳排约束，可以成为支持更多的可再生能 源电力消纳并网的有力工具。
国家政策密集表态加速抽蓄项目落地，全国抽蓄装机容量或于 2025 年、2035 年看到 两次翻倍。根据国家能源局 2021 年 3 月披露1，目前我国在运抽水蓄能电站装机规模 31.79 吉瓦，在建规模 54.63 吉瓦，预期到 2025 年，我国在运装机总规模将翻倍至 62 吉瓦。根据水规院，截至 2019 年底，我国已陆续开展 25 个省（区、市）的抽水蓄能 电站选点规划或选点规划调整工作，批复的规划站点总装机容量约 120 吉瓦（含已建、 在建）、并预计到 2035 年建成这一规模，较 2025 年装机容量有望实现再翻一倍。近期 全国两会、国家能源局、国家电网相继表态加快抽水蓄能电站建设、提升新能源消纳 能力，“十四五”有望成为抽水蓄能发展的黄金阶段。
存量抽水蓄能电站多种电价机制并行，回报率不一
单一容量电价下机组收益率稳定，参与电力调度积极性不高。2004 年发改 71 号文下发前 审批的抽水蓄能电站，由电网企业租赁经营，租赁费（后更名为容量电费）由国务院价格 主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定，以国网新源华东宜兴抽水蓄能电站为 例2，电站核准时按照净资产回报率 5%进行容量电价的核定。单一容量电价模式下，电站 收入固定（来自容量电费）、机组利用率提高反而增加运营成本，因此这类机组参与调度的 发电积极性不高。2014 年 1~9 月全国执行单一容量电价的抽蓄电站平均发电利用小时仅为 439 小时，显著低于执行单一电量电价或两部制电价的抽蓄电站，部分甚至低于 300 小时3。
单一电量电价下，机组通过多发超发提高收益率。全国少量抽水蓄能电站执行实行单一电 量电价，电量电价弥补抽发电损耗等变动成本，这类电站拥有比常规水电更高的上网电价， 有一个相对较低的抽水电价或者没有抽水电价。单一电量电价模式下，抽蓄电站没有固定 收入，依赖抽发电量实现投资成本回收，因此调用频繁、多发超发，年平均发电利用小时 数偏高达到 1600 小时左右4，高于抽蓄一般的设计利用小时（1500 小时）。
两部制电价机制为抽蓄机组提供保底收益+增量收益。按照 2014 年国家发展改革委《关于 完善抽蓄电站价格形成机制有关问题的通知》（1763 号文），在形成竞争性电力市场以前， 对抽蓄电站实行两部制电价（容量电费+电量电价），电价按照合理成本加准许收益的原则核定。其中，成本包括建设成本和运行成本；准许收益按无风险收益率（长期国债利率） 加 1%-3%的风险收益率核定。执行两部制电价的抽蓄机组较单一电价机组的收益率或高于 单一电价机制的机组，以江苏沙河抽水蓄能电站为例，执行两部制电价机制后年发电利用 小时数稳定在 1800 小时左右，投资回报率高达 10%5。
未来抽蓄电价或走向市场化。2014年发改 1763号文同时提出推动抽蓄电价市场化，包括 1） 通过投资主体竞争，降低建设成本，形成市场化的容量电价；2）通过辅助服务补偿及调峰 交易手段，形成市场化的电量电价；3）通过市场交易方式，招标用电低谷时期抽水电量， 适当降低抽水电价。
推动抽蓄由电网成本项转为盈利主体，多方合力理顺抽蓄价格形成机制和调度规则
存量抽蓄电站当前视为电网运行成本项。过去抽水蓄能主要服务于电网安全稳定运行，投 资运营主体大多为电网主体，截止 2019 年初，国网经营区内在运抽水蓄能电站 25 座，其 中 21 座由国网控股，占比超过 80%，其余 4 座由地方企业控股6。抽蓄电站由电网企业出 资开发建设，成本纳入地方电网运行费用核算，由发电侧、电网侧、用户侧共同承担抽蓄 建设、运行及损耗成本。2019 年输配电定价成本监审办法发布后，抽水蓄能电站费用不再 计入输配电定价成本，向销售电价的疏导受到一定阻碍。此外，作为电网运行的调节工具， 电力调度机构并未完全按照发电厂的管理方式对抽蓄电站进行调度管理。
多方合力完善抽水蓄能价格形成机制和调度规则。随着电改的深入，抽蓄逐步进入辅助服 务市场获取回报；此外国家能源局目前正在组织开展新一轮抽水蓄能中长期规划7，推动完 善价格形成机制，促进抽水蓄能行业健康发展。
电网明确放开抽水蓄能项目社会资本参与。2021 年 3 月，国家电网碳达峰、碳中和行动方 案明确提出向社会开放国家电网拟建抽水蓄能项目，合作模式一厂一议、灵活选择，社会 资本可参可控。我们认为这一动作有望推动抽蓄由电网成本项转为盈利主体，潜在提升抽 蓄电站运营积极性、主动管理能力和资产回报率，满足 REITs 底层资产要求。
盘活存量，缓解杠杆压力，提升资金来源
根据国家发展改革委办公厅发布的《关于做好基础设施领域不动产投资信托基金（REITs） 试点项目申报工作的通知》（以下简称“通知”），REITs 推进有助于行业盘活存量资产，形 成融资、投资和退出的闭环。并且 REITs 有助于吸引社会资本参与，拓宽行业融资渠道。当 前，REITs 试点范围尚不包含电力基础设施。
在企业层面上，基础设施 REITs 为项目提供了退出渠道，成为新的商业模式和核心竞争力。 水电、核电项目投资周期较长、投资规模大，在缺乏有效退出机制的情况下，企业及其他 类型社会资本的前期投资风险较大。REITs 的存在，可以使企业形成完整的业务模式，在为 企业提供有效退出渠道的同时，还能成为企业投资和融资的双平台；同时，借助 REITs 对资 产运营能力的实施将倒逼企业建立精细化、市场化和长期化的经营管理机制，助力企业在 新形势下打造核心竞争力。
截至目前，我们估算存量水电、核电资产合计沉淀资金在 3.4 万亿元左右，盘活后总计撬 动资金 7.8 万亿元：
截至 2020 年末，我国水电、核电累计装机分别达到 370 吉瓦、50 吉瓦，合计占我国 装机量的 19%。若按水电平均造价 7.7 元/瓦，核电平均造价 12 元/瓦推算，我们估计 存量资产的账面沉淀资金达到 3.4 万亿元。考虑当前电力企业综合资产负债率 62%， 这一沉淀资金量相当于 1.3 万亿元的可证券化的底层净资产。
我们乐观假设若水电、核电能够按照 1.5 倍市净率发行 REITs，按 1.3 万亿元底层净资 产推算，相当于 1.9 万亿元的体量。
根据上交所发布的《公开募集基础设施证券投资基金（REITs）业务办法（试行）》，基 础设施项目原始权益人或其同一控制下的关联方参与基础设施基金份额战略配售的比 例合计不得低于本次基金份额发售总量的 20%。由于基础设施基金需要穿透取得基础 设施项目完全所有权和经营权力，因此这一规定隐含 REITs 的最多募集资金量为权益估 值的 80%，即相当于 1.6 万亿元。
考虑新项目投资 2:8 的杠杆水平，1.6 万亿元资本金，我们认为有望撬动合计 7.8 万亿 元的总投资，有效支撑碳中和背景下的电源投资目标。
若存量资产发行 REITs 回笼的资金用于降低负债，电力企业杠杆率或下探至 56%。REITs 作 为权益类的金融工具，对底层资产的负债率一般有明确要求，通常不超过 45%，实践中美 国、新加坡、中国香港等地 REITs 的负债率长期保持在 30%左右。企业以基础设施存量资产 发行 REITs，在不增加债务的情况下收回前期投资，可用于归还其他债务或用于补充其他投 资项目的资本金，从而在整体上降低宏观杠杆率。我们测算若盘活存量水电、核电资产可 帮助降低相关企业负债率 6 个百分点。
若将后续新项目以 5 年为周期陆续发行 REITs，我们估算将会带来资金滚动效应，逐步放大 最多约 8 万亿元投资体量。在未来 40 年，水核风光等清洁电源投资体量达到 41 万亿元规 模。以存量 REITs 发行的 7.8 万亿元资金撬动测算，需至少进行 6 次发行，即 6.6 年发行一 次。考虑新能源造价随着规模持续增加而下降，绿色能源投资体量将更集中于前 20 年，因 此我们认为以 5 年为周期进行 REITs 发行，有望实现资金滚动：
基于非化石能源发电量占比最终 100%的目标，以及各类型非化石能源资源禀赋、成本 下降的历程，我们给出各阶段非化石能源新增装机的节奏。
基于装机量和造价水平，我们预计未来每五年非化石能源新装机投入资金在 3.3-6.1 万 亿元的体量。而存量新能源资产的滚动 REITs 发行，将撬动 4-7.3 万亿元的投资能力， 从而使得综合杠杆水平 2026 年后维持在 69-72%的水平，避免进一步提升。
REITs 管理要求更为严苛，对项目质量、运营效率要求高
REITs 对项目信息披露程度提出严格要求，提升行业管理效率。从发行角度来说，REITs 在 发行过程中审核较为严格，根据《公开募集基础设施证券投资基金指引（试行）》，基金管 理人需要制定完善的尽职调查内部管理制度。基金管理人可以和资产支持证券管理人联合 开展尽职调查，并且可以聘请财务顾问开展尽职调查，但是无论是否聘请财务顾问，基金 管理人和资产支持证券管理人都需要依法承担责任。
同时在申请注册基础设施基金前，基金管理人需要聘请评估机构、律师出具评估报告和法 律意见书。我们认为多方面的监管审核之下，提升 REITs 底层资产披露的规范完整和公开透 明性。严格的审核和信息披露有助于倒逼资产的运营管理方建立精细化、高效化的经营管 理模式，提升项目管理效率。
管理人对项目运营能力要求高，强化项目运营质量。我们认为项目位置和运营团队管理水 平对项目未来回报相关度较大。从基金管理人的角度来看，管理人更加在意项目的稳定运 营能力、现金流稳定、回报率等，对风险控制更高。因此我们预计 REITs 对资产委托运营方 的能力要求更加严格，有助于专业建造、运营管理能力强的公司竞争优势强化，提升电力 行业供给效率和质量。
但同时我们也要注意到，由于水电、核电的公用事业及发电特性，相关企业会始终把项目 安全运营放在首位，甚至优先于项目回报水平。因此，通过 REITs 发行来优化管理能力、 提升回报这一作用，或弱于前两个方面，并不会牺牲安全性来实现经济性最大化。
未来平价新能源项目的电价收入等于或低于当地火电标杆电价，售电收入由电网支付，账 期有望保持在 1 个月水平，解除了过去补贴回款难、现金流承压的困境。同时光伏、风电 等新能源运营期成本不受燃料影响，以折旧为主的成本结构较为固定，使得其具备了 REITs 底层资产所需的稳定性。截至 2020 年末，我国风光新能源累计装机达到 535 吉瓦，其中 282吉瓦的风电以及253吉瓦的光伏。我们按照历史平均分别8元/瓦和5元/瓦的造价推算， 相当于 3.6 万亿元存量资金沉淀，其中风电 2.3 万亿元，光伏 1.3 万亿元。我们分析海外以 及国内新能源 YieldCo 架构 NEP 以及信义能源，可以看到兼具成长性和稳定高派息的类 REITs 产品获得市场认可，估值高于同类型开发运营商。同时未来的新能源项目也可通过持续注 入 YieldCo 实现滚动开发，从而进一步帮助我国完成碳中和。
平价新能源项目契合 REITs 底层资产需求
平价项目回报具备吸引力，全面平价已基本实现。我们测算伴随风电和光伏造价分别降至 6.5 元/瓦和 3 元/瓦，平价项目回报率有望达到 10.3%和 11.1%。而伴随项目回报的提升， 2019 至 2020 年风电、光伏平价项目已形成充分的储备。风电方面，当中风电平价项目已 达 50 吉瓦以上，包括已核准的平价基地项目容量 34.6 吉瓦，2019 年各省申报的风电平价 项目 4.51 吉瓦，以及 2020 年已披露的各省平价风电项目约 11 吉瓦。光伏方面，2020 年平 价光伏申报规模达到 37吉瓦，首次超过竞价项目申报的 33.5吉瓦以及最终落地的26吉瓦。 我们认为充足的平价项目储备为运营商后续发展提供足够空间，平价项目的现金流优势也 将帮助改善运营商财务条件。
现金流摆脱补贴回款的困扰，平价新能源项目类似优质水电资产。平价新能源项目的电价 收入等于或低于当地火电标杆电价，售电收入由电网支付，账期有望保持在 1~2 个月水平， 解除了过去补贴回款难、现金流承压的困境。同时光伏、风电等新能源运营期成本不受燃 料影响，以折旧为主的成本结构较为固定，使得其具备了 REITs 底层资产所需的稳定性。
资源情况往往决定了新能源项目的经济性，优质底层资产开发能力带来 REITs 成长性，支 撑 REITs 设立方获得市场青睐。以风电为例，虽然风机设计、运维等可以有效改善发电量表 现，但风电厂的选址往往从一开始就决定了项目发电量的基本条件及回报水平。风能大小 由所处地域的风速和空气密度决定，其密度是单位迎风面积可获得的风的功率，是风速的 三次方，例如平均风速 6.5 米/秒较 6 米/秒将带动风功率提升 20%左右，考虑风电没有原材 料成本，电量的提升将直接带来利润增厚。因此，前期对风资源的评估尤为重要，而能够 掌握更长时间、更大范围的测风数据将为风电场开发提供最可靠的帮助。光伏方面，国家发改委根据年等效利用小时数将全国划分为一类资源区（大于 1600 小时）、二类资源区（在 1400-1600 小时之间）、三类资源区（在 1200-1400 小时之间），资源条件亦有一定的地域差 异。
新能源存量和增长空间都很广阔
截至 2020 年末，我国风光新能源累计装机达到 535 吉瓦，其中 282 吉瓦的风电以及 253 吉 瓦的光伏。我们按照历史平均分别 8 元/瓦和 5 元/瓦的造价推算，相当于 3.6 万亿元存量 资金沉淀，其中风电 2.3 万亿元，光伏 1.3 万亿元。从发电量角度，2020 年风光发电总量 已达到 7,280 亿度，占比达到 10%。
碳中和背景下后续国内陆续滚动开发 8,600吉瓦的风光电站，即使考虑单位造价持续下降， 仍相当于每年的新增投资在 8,400 亿元量级。在电力碳中和的目标下，我们预计 2025、2030、 2035、2060 年非化石能源电力装机将分别达到 1,527、2,856、4,524、9,898 吉瓦，占到全 部电力装机的 54%、69%、79%、100%。其中十四五期间光伏、风电年均新增装机分别达到 74 吉瓦和 40 吉瓦。后续单一年份新增装机在 120-320 吉瓦区间，按光伏平均 2 元/瓦，风 电平均 6 元/瓦推算，相当于年新增投资在 8,400 亿元量级（其中光伏 5,400 亿元，风电 3,000 亿元）。
海外新能源类 REITs 项目经验
新能源中长期开发可依靠类似 REITs 的商业模式，包括 YieldCo，MLPs 等。其中又以 YieldCo 因其相对清晰的架构、二级市场流动性而在可再生能源行业中较常见。此外针对开发期项 目的类似结构仓库融资工具（Warehouse Line of Credit, WHL）也搭建了出来。
YieldCo 打造滚动开发结构具备成长性，获得市场青睐，助力新能源装机加速增长
YieldCo 全称 Yield Corporation，本质是创立一个收益型融资工具，引入第三方资金实现项目 沉淀资金的提前回流。此外在美国等市场，由于 YieldCo 投资者可以获得单独的税务优惠， 使得相关融资更受市场欢迎。YieldCo 的投资者更关注公司现金流的稳定、可靠与适度增长， 而发行 YieldCo 对于项目的开发运营商而言，也可以实现低成本的资金募集。
从框架设计来看，YieldCo 由资产持有人发起创设，将在运资产（operating assets）注入这 个新设立的平台，并通过上市来公开募集资金，将这些资产产生的部分现金流以股息的形 式分配给股东。
YieldCo 加速资金循环的作用较为明显，而其同时还可以降低集团的开发资金成本，主要通 过以下 4 个方面实现：
相对不确定性较大的开发期项目而言，低风险属性能够满足风险厌恶型投资者的投资 需求。用来注入 YieldCo 的资产已经处于营运阶段，能够产生长期、稳定、可预测的现 金流入，同时股息还有 8%-15%的增长率，有较高的投资安全边际，对风险厌恶型投资 者比较友好。
独特税务处理增加了对投资者的吸引力。通常由于公司和股东层面均需缴纳所得税， 面临双重征税问题，但在实践中，YieldCo 可以通过税务处理化解，实现一定程度的税 收优待。具体的税务优惠取决于 YieldCo 设立的区域。
母公司在运营、收购兼并、产业战略方面的优势是关键。YieldCo 公司的成长性，也就 是未来的项目规模扩张、公司发展以及保持持续盈利能力，都依赖于母公司的项目储 备和持续注入，因此强有力的母公司提供了较强的保障。
通过上市交易，公开募集资金，降低了流动性溢价。目前多数 YieldCo 均选择上市，公 众股东除享有股息收益外，还可以在证券交易所公开转让股权。YieldCo 股权较强的流 动性降低了投资者的流动性溢价要求，有效降低了融资成本。
同时 YieldCo 通过结构设计，充分应对现金流波动对于现金分派和估值的影响，使得自身更 具吸引力：
标的资产稳定，且区域分散降低风险：首先平价的可再生能源项目现金流较为长期、 稳定，同时，基础资产的地域分布也颇为多样，从而避免了单一区域气象波动造成的 发电量起伏给整体资产收益造成的影响。
YieldCo 将不确定性较高的开发资产和长期稳定的营运资产分开，仅持有营运资产。规 避了项目开发期的不确定性。
固定电价销售合同保障现金流可预测性。YieldCo 通常与电网等公用事业公司签署长期 固定电价协议，从而让未来现金流可预测。 YieldCo 源于美国，继而传播至欧洲。国内较为典型的案例是在香港上市的信义能源（3868.HK）。
信义能源：轻装上阵的新能源运营商
信义能源是港股上市公司信义光能（968.HK）的子公司，主要从事光伏电站投资和运营。 截止 FY20，公司控股装机容量达到 1.8 吉瓦，遍布安徽、天津、湖北、河南、福建。信义 能源目前管理的光伏电站均已并网并实现售电收入，均根据中国国家配额制度建设，因此 原则上未来 20 年将享受同样的上网电价，保障收入水平稳定。同时广泛分布的项目也可以 实现互补，避免单一地区气候条件变化对于公司收入表现的影响。信义能源发行募资约 35元，叠加上市后首批项目收购的 40 亿元对价，合计帮助信义光能实现 80 亿港币的资金回 笼，即使考虑首批项目第一期付款 50%，也是 55 亿元的净现金流入，按 2:8 的杠杆推算， 可以投资于约 8 吉瓦平价项目，为后续信义系光伏项目开发打造良性循环。
公司规划 2022 年开始短期内电站规模保持年均增幅 20%，截止 2020 年年报，信义光能可 供公司收购的项目容量已达 1,450MW，满足公司从 2022 年开始超过 2 年的收购规划。信 义光能在建或者规划中未纳入补贴目录的光伏电站规模总计 850MW。此外，信义光能计划 开发一系列平价光伏电站。根据双方签定的框架协议，在信义光能仍为信义能源大股东的 前提下，信义能源拥有信义光能已完工且并网光伏电站项目的认购权和优先购买权。我们 因此预计公司有较为确定的平价项目收购机会。我们预计每收购 1 吉瓦平价太阳能发电场 项目将贡献 2.20 亿港元额外股息，基于股息折价模型对应 0.35 元/股。
信义能源承诺 2021 年开始分红比例占可分派收入的比例不低于 90%。上市后公司股价平均 保持在 2 倍市净率及以上，高于普通新能源运营商 0.8-1 倍的市净率水平，反映出投资者对 于公司高派息、稳健增长逻辑的偏好。同时公司负债率健康，外部融资空间较大。截至 2016-2018 年底，信义能源负债率分别为 54.3%、36.7%、16.5%，显著低于港股上市电力运 营商同期水平（98-376%）。
海外新能源 YieldCo 典型代表：NEP（NextEra Energy Partners） NEP 是 2014 年在美国特拉华州成立的有限合伙企业，成立时是 NEE 的全资控股子公司（截 至 2021 年 3 月 31 日，NEE 总市值达到 1455 亿美元，成为全球市值最大的公用事业类公司）。 NEP通过对NEP OpCo的有限合伙权益并购、管理、持有有长期稳定现金流的清洁能源项目。 通过 NEP 的分拆上市，NEE 实现了 4 亿美金的资金回笼。同时通过后续的项目持续注入， 实现了项目开发的快速变现。
股权与投票权结构：（1）由 NEE 间接控制的 NextEra Energy Partners GP 担任普通合伙 人（不享有收益）；（2）NextEra Energy Equity Partners 作为有限合伙人（不享有收益但 拥有 82.6%投票权）；（3）二级市场股东作为有限合伙人（享有 100%收益并拥有 17.4% 投票权）。
资金流向：IPO 的募集资金被用来收购和增资，这样将项目的 17.4%收益和投票权转移 进来，剩余 82.6%的收益和投票权被保留在 NEP GP 里面。而收购资金也可以被 NEE 拿 去做新项目投资。
截至 2020 年 12 月 31 日，NEP 拥有或持股总装机 5830MW，包括 4855MW 的风电，以及 975 兆瓦的光伏。还拥有对一些天然气管线项目的会员权益，项目广泛分布在美国各州， 避免了单一区域气候条件异常对于资产包整体表现的冲击。
推动新能源类 REITs 可以加速资金滚动，助力碳中和
YieldCo 等形式在二级市场获得投资者认可，有望加速资金滚动，避免进一步提升杠杆。作 为兼具高股息和一定增长能力的投资选项，新能源 YieldCo 为二级市场投资者提供了分享新 能源资产开发红利的便捷工具，也因此获得市场的认可，在二级市场持续表现良好。我们 认为随着已上市 YieldCo 等产品的表现乐观，将助力更多新能源 YieldCo 的发行，加速新能 源资产的资金回笼过程，帮助开发商实现滚动开发。而作为未来新能源开发主力的国企、 央企，也有望避免由于数十万亿元量级的新能源开发投入，推高自身杠杆，从而帮助我国 完成碳中和。
详见报告原文。
（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。）
