我们认为发电量是评估新能源运营商竞争力最简单也最直观的指标之一，因发电量乃装机 规模与利用小时数的乘积，而：1）装机规模，隐含资源开发能力、投资建设能力以及项目 管理边界；2）利用小时数，隐含发电资产质量以及电力营销能力。龙源电力作为国内以及 全球风电龙头，风电发电量与装机规模国内份额领先，华能国际/三峡能源/华润电力正快速 追赶。随着四家公司新能源布局重心均转向光伏领域，光伏运营国进民退趋势更加显著， 市场集中度有望反弹回升。
发电量规模：最简单和直观的评价指标
华能国际、三峡能源、华润电力在风电发电量方面快速追赶。龙源电力发电量大幅领先， 但 2016-2020 年发电量市占率下降约 3.02 pct，CAGR 9.88%低于国内风电发电量行业整 体的 17.83%。华能国际、三峡能源、华润电力市占率提升幅度领先，2016-2020 年分别提 升 1.42、0.68、0.60pct。我们预计到 2025 年龙源电力的风电发电量市占率仍可保持行业 领先，但领先幅度或将逐步缩小，主要考虑到华能国际、三峡能源、华润电力在风电领域 扩张速度更快。
央/国企在光伏发电量方面追赶势头强劲。民企光伏运营商因规模扩张大幅放缓，光伏发电 量市占率均有不同程度的下降，其中 2016-2020 年协鑫新能源、晶科科技、信义能源分别 下降 1.53、0.89、0.75pct。我们预计 2021-2025 年华润电力、华能国际、龙源电力、三峡 能源的光伏发电量市占率将大幅上升，主要考虑到四家公司新能源布局重心均转向光伏领 域，光伏装机规模有望快速增加。
装机容量：隐含资源开发、投资建设与项目管理能力
风电市场集中度呈下降趋势，预计十四五行业集中度保持稳定。在 2020 年抢装影响下，全 国风电装机同比大幅增加。从 2016-2020 年装机变化趋势来看，风电运营市场集中度 CR3 由 23.4%降至 17.1%，CR5 由 31.6%降至 24.7%，新增装机前 5 位分别是华能国际 5.7GW、 中广核风电 5.6GW、华润电力 5.2GW、龙源电力 4.9GW、华电福新 4.3GW。
龙源电力牢牢占据国内风电规模首位。截至 2020年末，龙源电力风电装机容量达到22.3GW， 在国内排名第一（也是全球第一）。龙源电力目标在十四五期间新增 30GW 风光装机，其中 风电占 30%。我们预计到 2025 年龙源电力仍有望维持国内第一的市场地位，三峡能源、 华能国际、华润电力紧随其后。
十三五民企放慢光伏运营规模扩张步伐，十四五行业集中度有望上升。从 2016-2020 年装 机变化趋势来看，光伏发电运营市场集中度 CR3 由 10.7%降至 6.8%，CR5 由 13.9%降至 10.0%，主要原因是由于可再生能源补贴回收期大幅延长，十三五末期民企光伏运营商陆续 放慢扩张节奏（以协鑫新能源、晶科科技为代表），电站资产陆续由民企向央企/国企转让， 行业进入格局重塑阶段。我们预计大型电力央企将成为十四五光伏发电扩张主力，其中华 润电力 28GW、华能国际 23GW、龙源电力 21GW、太阳能 15GW、三峡能源 14GW。这 也将推动光伏发电运营重新趋于集中。
利用小时数：隐含发电资产质量与电力营销能力
风电利用小时数主要取决于项目资源禀赋，但也反映出公司运营水平高低。2016-2020 年 全国风电平均利用小时数由 1,742 小时升至 2,097 小时，得益于：1）消纳好转带来限电率 下降、2）新投产风机发电效率的提升、3）海上风电投产使得行业风电小时数进一步上升。 部分区域型风电运营商利用小时数显著高于行业均值，如中闽能源、福能股份，主要得益 于福建省优质的陆上与海上风资源。对全国布局的风电运营商而言，我们认为利用小时数 的差距既体现出项目布局的不同，也反映出风机检修策略、电力营销手段等方面的差异化， 这其中华润电力、三峡能源、龙源电力表现优异。
光伏发电利用小时数偏离度较小，不同运营商之间的差异主要反映项目分布的不同。与风 电相比，光伏利用小时普遍较小（全国平均 1,221 小时），且分布较均匀。与风电运营商不 同的是，过去五年内，大部分光伏发电运营商未能实现利用小时突破。光伏发电行业利用 小时的停滞可归因于光资源的相对固定。因此光伏更加注重转化效率的提高，即单位时间 和光照强度内发更多的电。相比之下，风资源是可以挖掘潜力的，风机高度和叶片半径的 增加都会带来可利用可风资源的增加。
对风电运营而言，单位净利润（度电或每千瓦）反映出资源区域、运营效率与融资成本差 异。尽管 2016-2020 年风电电价补贴逐年退坡，但风电行业单位净利润均值呈上升趋势， 得益于：1）技术进步带来折旧/收入比下降；2）规模效应下运营成本率下降；3）更低资 金成本。福能股份与中闽能源作为区域型运营商，在单位净利润方面大幅领先，体现出强 大的资源区位优势；而华润电力/华能国际/三峡能源在全国型运营商中领先。对光伏运营而 言，融资成本与电价是影响单位净利润的核心因素。对于未来的光伏发电平价项目而言， 融资成本的优势会更加显著，我们看好头部央企做大规模的同时，保持较好的盈利水平。
单位净利润：反映资源区域、运营效率与融资成本差异
风电单位净利润反映资源区域、运营效率与融资成本差异，华润电力/华能国际/中广核新能 源/三峡能源领先。2016-2020 年风电行业单位净利润均值呈上升趋势，与电价补贴逐年退 坡的直觉相悖，我们认为主要得益于：1）风电机组技术进步带来单位折旧/单位收入比下降； 2）风电运营的规模效应带来单位运营成本占单位收入比例下降，运营成本包括人工薪酬、 备品备件损耗、安全生产支出等；3）利率下行带来更低的资金成本，平均财务费用率有所 降低。风电项目投资采购均采用市场化招标的方式，同一区域的风电项目在平均投资额或 折旧水平上不应有显著差异；福能股份与中闽能源 2020 年的度电净利润大幅领先其他运营 商，主因 1）福建省优质风资源与较高的上网电价，2）海上风电并网。对于全国性布局的 风电运营商而言，我们认为单位净利润的高低，主要反映出运营效率与融资成本的差异， 从 2016-2020 年数据来看，华润电力、华能国际、中广核新能源、三峡能源处于领先地位。
风电单位收入难以完全反映风电运营商自身的盈利能力。2016-2019 年风电度电收入小幅 下降、但每千瓦装机贡献的收入小幅上升，主要是利用小时数的增长以及增值税率的下调。 相比于度电收入，福能股份、中闽能源在每千瓦收入上的领先优势更加明显，主因：1）福 建省风资源与消纳水平带来更高的利用小时数；2）电价更高的海上风电项目自 2020 年开 始并网。三峡能源的风电每千瓦收入处于中游水平，但每千瓦净利润在全国型运营商中大 幅领先，主要得益于更低的单位运营成本。
单位营业成本增幅低于收入增幅。风电单位装机 2016-2019 年风电运营商的单位装机营业 成本持续上升，其中单位折旧相对稳定，人工成本上涨抬升单位运营成本，但整体成本增 幅低于收入增幅，因此成本率逐年下降。2020 年抢装效应下期末装机规模大幅增长，部分 风电运营商的单位装机营业成本同比大幅下降。
融资成本与电价是影响光伏发电单位净利润的核心因素，信义能源大幅领先。2017-2020 年，光伏发电行业度电净利润逐年降低，与电价补贴逐年退坡的逻辑一致。除了电价的外 部因素影响以外，融资成本的重要性高于运维效率。信义能源立足于香港资本市场，融资 成本相当于甚至略低于国内的央企/国企，且公司主要采用从母公司或第三方收购成熟电站 的经营策略，无需承担项目建设期资金开支与利息支出，每度电/每千瓦净利润均大幅领先。 对于未来的光伏发电平价项目而言，融资成本的优势会更加显著，我们看好头部央企做大 规模的同时，保持较好的净利润水平。
“531 新政”以来光伏发电单位营业收入逐年降低。2018 年 5 月 31 日国家发改委、财政 部、国家能源局联合发布《关于 2018 年光伏发电有关事项的通知》，暂停安排 2018 年普 通光伏电站指标、严控分布式光伏规模，并将新投运项目上网电价统一降低 0.05 元/千瓦时， 由此导致 2018-2020 年部分光伏运营商单位营业收入逐年下降。信义能源主要收购已投入 运营的光伏电站，无自建项目，因此单位营业收入显著高于其他运营商。
因折旧年限差异，光伏运营商的单位营业成本率不能准确反映其成本控制能力。
可变成本-单位运营开支：反映新能源运营商的运营效率
我们认为单位装机对应的运营开支直接反映新能源运营商的运营效率。在同等规模的装机 量下，单位运营开支越低的企业，盈利能力越强；或者说，在同等投资收益率标准下，单 位运营开支越低的企业，能够开发的发电项目数量越多。根据已披露的数据统计，三峡能 源在单位运营开支方面表现更加优异，其中风电板块远低于竞争对手，光伏板块仅高于信 义能源。信义能源主要通过尖端管理及全国集中监控系统，实现较低成本的高效经营。
固定成本-单位折旧：主要由装机类型和折旧政策决定
新能源运营商通常以直线折旧法对风机、光伏设备计提折旧，折旧年限一般为 15-25 年。 因此对于不同的新能源运营商而言，单位装机折旧主要由风/光发电项目单位投资额决定， 其高低主要反映发电资产的类型与分布、以及折旧年限的差异。如果折旧年限相同，发电 项目规模越大的企业，在市场化招标时能够获取更低的单位装机的风机或光伏组件采购价 格。
杠杆水平：规模扩张空间的内在约束
新能源发电项目投资的资金来源包括资本金（自有资金）和项目贷款融资，资本金比例通 常为 20%~40%。央企/国企或是民企在新能源发电项目扩张的时候，除了存量项目带来的 经营现金流支持以外，杠杆约束也是重要考量之一。因此经营现金流越高、资产负债率越 低的运营商，未来潜在的扩张空间越大。而经营现金流不足、资产负债率过高的运营商， 将不得不通过增发、债转股等方式降低杠杆水平。基于 2020 年经营现金流与 2021 年 6 月 末资产负债率测算，华能国际、国投电力、华润电力、龙源电力、三峡能源的风电/光伏可 扩张空间相对领先。
融资成本：直接影响盈利水平，企业属性壁垒牢固
由于信用评级的差异，国内贷款机构给予央企、地方国企、民企的贷款利率差别较大，以 国内新能源运营商 2016-2020 年融资成本均值为例，央企为 4.03%、地方国企为 4.17%、 民企为 6.11%。由于计算方法的局限性，对于过去 5 年规模扩张较慢的企业而言，新增贷 款规模相对更小，而项目贷款采用“还本付息”的还款方式，历史贷款的利息支出逐年缩 小，也导致这部分企业计算所得的融资成本相对更低。综合考虑历史融资成本与装机规模 增速，我们认为央企当中的华润电力/龙源电力/华能国际/三峡能源、地方国企中的福能股份 /中闽能源、民企中的信义能源具备较强的竞争力。
融资手段：债务融资为主，永续债偏好高于股权融资
新能源运营商的直接融资手段主要包括发行公司债、可转债、永续债以及配股。除公司债/ 可转债以外，央企运营商更倾向于选择永续债进行筹资，而非增资配股，主要目的在于：1） 不稀释原股东股权、2）降低杠杆。从 2015 年末至 2020 年末的永续债增幅角度来看，华 能国际、中国电建、华电福新、大唐新能源领先，除中国电建以外，三家运营商的永续债 增幅占五年累计资本性支出的比例均在 20%以上。从同期股本增幅的角度来看，中广核风 电、三峡能源领先，占资本性支出的比例分别为 15%/8%。
华润电力
华润电力 2020 年风能/光伏运营权益装机容量高达 11GW，可再生能源归母净利贡献（非现金 汇兑损益前）超 50%。公司预计 2021-25 年新增 40GW 风光装机。我们的测算，“碳中和”背 景下 2025 年公司可再生能源归母净利贡献预计将上升至 83%。
国投电力
国投电力 1H21 营收/归母净利 192.9/23.4 亿元，同比+10.4%/-24.0%；对应 2Q21 营收/归 母净利同比+2.1%/-30.1%。1H21 营收增长主要系公司上网电价/火电发电量同比 +8.9%/+13.9%，而营业成本因煤价高涨同比+26.8%，导致归母净利承压。
经济下行拖累电力需求。风电与光伏装机规模/发电量增长预期建立在国内用电需求逐年增 长、新能源电量占比逐年上升的假设基础上。若宏观经济下行，可能导致用电需求增长放 缓，进而影响新能源增长前景。
新能源装机规模不及预期。若在建新能源发电项目不能按期投产，将大幅影响新能源运营 商营收与净利润短期增长速度；若储备新能源发电项目无法按计划推进，也将影响新能源 运营中长期业绩增长前景。
（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。）
