（报告出品方/作者：中金公司，刘俊、刘佳妮、王嵩、车昀佶）

一、中国电力行业概况：大国重器，碳中和转型再创辉煌

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-年间，我国GDP总量增长超过9.2倍至.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倍至年的吉瓦，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，火电的占比从年的接近90%已大幅下降至年的约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吉瓦，发电量亿度电，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，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年的16.2%，到/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，估计中国在年能源消费为67.3亿吨标煤，电气化比例达到70%，带动年电力需求达到18万亿度。我们估算清洁电力供应需要在运光伏、风电、核电、水电装机从年底的吉瓦、吉瓦、50吉瓦和吉瓦，提升至年底的7,吉瓦、1,吉瓦、吉瓦和吉瓦，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。年全国水电新增装机量14吉瓦至累计吉瓦，我们看好到年水电累计装机将达吉瓦。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。年全国核电累计装机量约50吉瓦，我们看好到年核电累计装机将达吉瓦。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。年全国风电累计装机量约吉瓦，我们看好到年风电累计装机将达1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。年全国光伏累计装机量约吉瓦，我们看好到年光伏累计装机将达7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，时间跨度为年至年年中，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年的46.2%增长至年的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“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，不考虑年长江电力注入溪洛渡、向家坝电站的亿元融资，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，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-年的亿元水平提升至目前的亿元水平，带来杠杆压力。

国企杠杆率考核限定负债提升空间。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年年末比年年末降低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。

二、水电和核电与REITs契合度高：稳定现金流+固定成本

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。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。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，于是年新建水电暂停执行水电标杆电价。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。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。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。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.~0.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年首次突破1万亿度（达1.1万亿度，占比19%）后，快速提升至年的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、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%（：20%和10%），~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（-年）》要求，到年全国水能利用率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（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.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）。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年、年看到两次翻倍。根据国家能源局年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，预期到年，我国在运装机总规模将翻倍至62吉瓦。根据水规院，截至年底，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吉瓦（含已建、在建）、并预计到年建成这一规模，较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。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。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小时左右4，高于抽蓄一般的设计利用小时（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》（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。年发改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。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。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。

三、REITs发行带来电力企业转型新助力

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：

截至年末，我国水电、核电累计装机分别达到吉瓦、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%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2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。

四、平价时代有望打开新能源类REITs空间

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。截至年末，我国风光新能源累计装机达到吉瓦，其中吉瓦的风电以及吉瓦的光伏。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，至年风电、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，年各省申报的风电平价项目4.51吉瓦，以及年已披露的各省平价风电项目约11吉瓦。光伏方面，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（大于小时）、二类资源区（在-小时之间）、三类资源区（在-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

截至年末，我国风光新能源累计装机达到吉瓦，其中吉瓦的风电以及吉瓦的光伏。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，年风光发电总量已达到7,亿度，占比达到10%。

碳中和背景下后续国内陆续滚动开发8,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8,亿元量级。在电力碳中和的目标下，我们预计、、、年非化石能源电力装机将分别达到1,、2,、4,、9,吉瓦，占到全部电力装机的54%、69%、79%、%。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-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8,亿元量级（其中光伏5,亿元，风电3,亿元）。

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（WarehouseLineofCredit,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YieldCorporation，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

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