东方证券认为 ， 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 ， 预计将引领数万亿级别的投资规模 。 而在新能源投资的长期盛宴中 ， 面临转型的传统电力企业（以五大发电集团为代表）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 。
安信证券表示 ， 在碳达峰、碳中和目标的推动下 ， 新能源运营企业均迎来项目投产高峰期 ， 进入高速成长期 。 而火电企业也积极进行新能源转型 ， 虽起步较晚 ， 但在发展新能源上也具备三大独特优势 。
优势一：雄厚的资金实力奠定装机增长基石 。
新能源发电行业投资规模大 ， 属于资金密集型行业 ， 决定了发电企业需要具备强大的资金实力 。 根据北极星电力网披露的数据 ， 目前中国陆上风电平均初始投资成本约为7000-8000元/千瓦 ， 光伏平均初始投资成本约3500元/千瓦 。 海上风电建设成本则更高 ， 根据国家能源信息平台披露 ， 当前重点省份海上风电工程造价范围在14000-18000元/千瓦之间 。 粗略计算新增1GW的光伏、陆上风电、海上风电装机所需的初始投资规模分别达到35亿元、70亿元和140亿元 。 未来十年新能源发电迎来投产高峰期 ， 风电光伏的密集投资建设对新能源运营企业的资金实力及现金流水平提出了较高要求 。
而拥有央企、国企背景的大型火电企业普遍拥有强劲经营性现金流 ， 以“五大四小”发电集团旗下的大型火电上市公司华能国际、华电国际、大唐发电（601991.SH）、国电电力（600795.SH）、国投电力（600886.SH）以及华润电力（00836.HK）为例 ， 其每年经营活动现金流基本保持200亿元以上 ， 且呈稳定增长态势 ， 为未来新能源装机的高速投产奠定基础 。
强大资金支持下大型火电企业获取新能源项目能力以及在投建速度方面具备优势 。 据北极星太阳能光伏网不完全统计 ， 2020年 ， “五大四小”发电集团已相继签约超47GW清洁能源项目 ， 总投资超2787亿元 ， 其中光伏项目(不含风光储一体化、新能源项目)超33GW 。 由此可见国企背景和雄厚的资金实力使得集团在新能源项目获取上具备较大优势 。
优势二：自带调峰能力提升发电稳定性 。
风电光伏发电波动性较大 ， 消纳问题亟待解决 。 目前主流解决方式包括电源侧调峰、储能及特高压线建设等 。 其中 ， 电源侧调峰应用范围较广 ， 可以提升电力系统的灵活性 ， 进而缓解风光发电的不稳定性与随机波动性等问题 。 由于风光存在一定稳定性不足的问题 ， 因此 ， 需要火电、水电等输出稳定的常规机组提供大量调峰、调频、备用等辅助服务 。
一般来说 ， 主要的调峰方式有以下几种：抽水蓄能；水电机组减负荷调峰或停机；燃油（气）机组减负荷；燃煤机组减负荷、启停调峰、少蒸汽运行；核电机组减负荷调峰等 。 抽水蓄能受地质条件限制、电化学储能成本较高 ， 火电灵活性改造是更适合北方地区的高性价比的调峰方式 。
火电企业未来有望通过灵活性改造的方式 ， 获得更多风电和光伏的开发权 。 2021年8月 ， 内蒙古发布政策探索火电灵活性改造促进新能源高比例消纳 ， 明确提出开展火电灵活性改造后新增的新能源消纳规模 ， 按照不低于改造后增加的调峰空间50%的比例配置给开展灵活性改造的企业 ， 且燃煤电厂与其配建的新能源原则上应按同一法人经营 。 若政策在国内大范围推广 ， 则火电基础装机价值将会凸显 ， 火电企业将有望成为发展新能源的主力军 ， 未来有望获得更多风电光伏项目开发权 。
优势三：平价时代下火电企业盈利质量增强 。
技术进步叠加规模效应助力新能源降本增效 ， 风电光伏逐步迎来平价时代 。 陆上风电方面 ， 根据IRENA披露数据显示 ， 2010-2019年间 ， 中国陆上风电度电成本由0.07美元/千瓦时下降至0.047美元/千瓦时 ， 且未来仍有持续下行趋势；光伏方面 ， 2012-2019年期间 ， 用户侧光伏发电度电成本由0.162美元/千瓦时下降至0.067美元/千瓦时 ， 工商业侧光伏发电度电成本由0.147美元/千瓦时下降至0.064美元/千瓦时 ， 发电经济型持续向好 。
火电企业投建新能源时间普遍较晚 ， 大部分投建项目已基本达到平价 ， 且由于前期新能源占比较小 ， 火电企业受新能源补贴影响小 ， 其盈利质量及盈利能力较好 。 从应收账款周转天数口径看 ， 火电企业平均应收账款周转天数保持在50天左右 ， 整体回款情况较好且保持稳定 ， 拥有较高的盈利质量 。
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