新能源电力行业研究：新能源运营商迎来确定性的高速增长期

（报告出品方/作者：财信证券，何晨）

核心观点：

电力子板块中，新能源发电是具有确定性和高成长性的板块。“3060” 碳中和目标清晰，并有明确的时间节点和量化目标，未来十年风电和 光伏将迎来高速增长期，并为非化石能源消费占比达标奠定产能基础。

“技术+市场”双管齐下，确保在新能源装机的产能基础上实现非化 石能源消费占比达标。1）以特高压和储能作为技术手段确保大规模的 可再生能源接入，其中特高压解决空间上的错配问题，储能解决时间 上的错配问题；2）以电力市场化交易和碳交易作为市场手段实现可再 生能源的交易价值，其中电力市场化交易主要通过市场交易和价格机 制促进新能源的消纳，碳排放权交易为新能源提供额外的盈利增长点。

2020 年年报披露完毕，新能源运营商基本面向好。2020 年，新能源运 营商基本面逐年向好，营收和归母净利润稳定增长，毛利率和净利率 稳中有升，现金流和 ROE均有所改善。从市场表现来看，新能源发电 板块的市场行情走势领先于水电和火电，估值中枢也相应得到抬升； 从个股涨幅情况来看，A 股主要新能源运营商均位居 2020 年 1 月 1 日 至今申万电力板块个股涨幅前 25 位，基本上领涨了整个电力板块。

1 2030 年非化石能源消费占比 25%，新能源装机需进一步提速

1.1 划定时间表和量化指标，“3060”目标清晰

非化石能源占一次能源消费总量的比例是“2030 碳达峰、2060 碳中和”目标的关键控 制性指标。2030 年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比 2005 年下降 65%以上， 非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右，森林蓄积量将比 2005 年增加 60 亿立 方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。不仅提出了明确的量化目标， 也意味着非化石能源消费占比将成为“3060”碳中和目标的关键控制性指标。

从 20%到 25%，新能源装机需提速。在之前的多次官方表态和政策文件中，关于非 化石能源占一次能源消费比重的量化目标均为 2020 年达到 15%、2030 年达到 20%。比 如《可再生能源发展“十三五”规划》中的表述为“2020 年和 2030 年非化石能源分别占 一次能源消费比重 15%和 20%”；《能源生产和消费革命战略 2016-2030》中的表述为“到 2020 年，非化石能源占比 15%；2021-2030 年，非化石能源占能源消费总量比重达到 20% 左右”。从“十三五”的发展情况来看，非化石能源占一次能源消费比重从 2016 年的 13.3% 提升至 2020 年的 16%，已经提前一年完成 2020 年非化石能源占比 15%的目标，平均每 年增加 0.54 个百分点。而如果要从 2020 年的 16%进一步提升至 2030 年的 25%，意味着 未来十年新能源的发展必须要进一步提速，平均每年要增加 0.9 个百分点。

1.2 风光投资加大，新增装机提速

从各类电源的基本建设投资完成额情况来看，火电的基本建设投资额明显呈现出稳 定的下降趋势，风电的基本建设投资额在震荡中呈现上升的趋势，且在 2020 年出现爆发 式的增长，这主要是与 2020 年的大规模抢装有关。

从新增设备情况来看，火电的新增设备容量在震荡中呈现小幅的下降趋势，风电和 光伏的波动较大，但拉长时间周期来看，上升趋势仍然非常明显，尤其是 2020 年的抢装 浪潮，风电和光伏分别新增 71.67GW 和 48.2GW，较 2019 年增长 178.44%和 60.88%。

1.3 “十三五”风光累计新增装机 372GW，为“3060”目标奠定良好基础

非化石能源占一次能源消费比重的目标能够提前实现，关键在于风电和光伏“十三 五”期间装机规模的增加。2020 年，全国风电新增并网装机 71.67GW，其中陆上风电新 增装机 68.61GW、海上风电新增装机 3.06GW。2020 年，全国光伏新增装机 48.2GW，其 中集中式光伏电站 32.68GW、分布式光伏 15.52GW。2016-2020 年，全国光伏累计新增 装机 209.89GW，风电累计新增装机 161.58GW，风光累积新增装机约 371GW。

1.4 “十四五”风光装机再提速，奠定非化石能源消费占比的产能基础

在分母端的能源消费仍将维持低速增长的背景下，继续推动分子端的非化石能源装 机提速，才能为 2030 年实现非化石能源消费占比达到 25%奠定装机基础。假设我国“十 四五”期间 GDP 年均增速 5.5%、能源消费弹性系数 0.38，“十五五”期间 GDP 年均增速 5%、能源消费弹性系数 0.35，按照非化石能源消费占比 2025 和 2030 年分别为 20%和 25% 的目标，对应的非化石能源消费总量分别为 40696 亿 kwh 和 57915 亿 kwh。

参考各类电源过去几年的装机规模、增速和开发成熟度，假设火电、气电、水电、 核电、风电、光伏和生物质发电未来十年的年均增速分别为 0.25%、6%、4.12%，8%、 11%、15.5%和 7.35%，预计 2030 年，风电和光伏的装机将达到 801GW 和 1069GW，占 比分别为 20.67%和 27.59%。包括核电、风电、光伏和生物质发电在内的非化石能源发电 量为 58294 亿 kwh，可以满足非化石能源消费占比达到 25%的要求。

2 做大做强新能源上市平台，彰显电力央企集团“新能源雄心”

2.1 电力央企集团是绝对主力，“十四五”规划目标充分彰显“新能源雄心”

2020 年，电力央企集团的抢装效应明显。以清洁能源装机占比领先的国家电力投资 集团为例，2020 年新增 2186 万新能源装机，包含风电 1158 万千瓦，光伏 1028 万千瓦。 截至 2020 年末，集团公司清洁能源装机总量达到 9888 万千瓦，其中光伏发电装机 2961.2 万千瓦，继续稳居全球第一；风电装机 3087.9 万千瓦，居全球第二；风电、光伏新能源 装机达到 6049 万千瓦，跃居世界首位。

电力央企加速转型，十四五期间新能源发展提速。碳中和目标下，电力央企纷纷加 大新能源的投资力度，据不完全统计，九大电力央企“十四五”期间的风电和光伏装机目 标高达 517GW，其中风电为 334GW，光伏 183GW。与 2016-2019 年九大电力央企集团 的风电和光伏累计装机总量 80.97GW 相比，电力央企集团在“十四五”期间的风电和光伏 装机目标明显提高。

电力央企集团旗下传统火电上市公司的资本开支向新能源倾斜。我国的电力央企集 团基本上以燃煤发电为主，集团旗下各主要上市公司也基本上火电装机为主，但从华能 国际、华电国际和大唐发电等火电上市公司披露的资本开支情况来看，均减少了火电的 资本开支，加大了在风电和光伏的资本开支。华能国际的火电资本开支在 2019 年降至 55.77 亿元，2020 年回升至 82.88 亿元，但明显低于风电 259.09 亿元的资本开支。大唐发 电的火电资本开支从 2016 年的 78.6 亿元降至 2020 年的 12.61 亿元，风电的资本开支则 从 2016 年的 13.41 亿元增至 2020 年的 76.81 亿元。

2.2 做大做强旗下新能源上市公司，承载集团“新能源雄心”

电力央企集团做大做强旗下的新能源上市公司，作为肩负电力央企集团“新能源雄 心”的主要平台。以吉电股份为例，2020 年公司风电和光伏装机规模为 5.83GW，其中 风电 2.52GW，光伏 3.31GW。2020 年，国家电投集团风电和光伏装机规模为 60.49GW， 其中风电 30.88GW，光伏 29.61GW，吉电股份的风、光装机规模在国家电投集团内部的占比为 9.64%。按照吉电股份和国家电投的“十四五”发展规划，预计 2025 年吉电股份 的风、光装机规模将达到 18GW，占比将提升至 20%。

利用旗下新能源上市公司，整合集团内部新能源装机，是电力央企集团的共同选择。目前，国能集团、大唐集团和中广核集团已经分别在港股拥有新能源发电上市公司，分 别是龙源电力、大唐新能源和中广核新能源，其中龙源电力在去年底公布将发行 A 股股 票换股吸收国能集团旗下的*ST 平能（000780.SZ），而三峡集团旗下的三峡新能源也已 于 2020 年 12 月 17 日 A 股 IPO 首发过会。

2.3 频繁定增和利用碳中和债，满足装机扩张需要

频繁定增，彰显装机规模扩张需要。我们统计了申万电力板块自 2016 年以来至今的 定增情况，共计 35 家公司进行了 46 次定增。由于福能股份两次定增分别是为了发展海 上风电和收购宁德核电股权，且公司未来发展重点为海上风电，我们将福能股份统计为 新能源发电公司，因此自 2016 年以来共计 13 家新能源发电公司进行了 16 次定增，占全 部定增次数的约三分之一。从增发目的来看，基本是以项目融资和收购其他资产为主， 比如吉电股份最新一次定增是为了安徽宿松九成等 6 个风电项目的开发建设。

充分利用政策红利，发行碳中和债加大项目建设。碳中和债是“3060”背景下金融 资源向碳中和领域倾斜的具体应用，碳中和债首次发行于 2021 年 2 月 7 日，发行主体多 为央企和地方国有企业，并以电力企业为主。从募集资金的用途来看，以支持风电和光 伏项目建设、置换自有资金出资和偿还有息债务等为主。

3 新能源装机奠定产能基础，仍需技术和市场手段来实现非化石能源的消费占比

3.1 加大特高压建设、提高输电利用效率，解决空间上的错配

我国风力发电和光伏发电所生产的电能在产销两端存在地理意义上的错配现象，需 要依靠特高压输电来解决。从国家电网的统计口径来看，国网公司已累计建成投运“14 交 12 直”特高压输电工程，在建“3 直”特高压输电工程，在运在建 29 项特高压输电工 程线路长度达到 4.1 万千米，变电（换流）容量超过 4.4 亿千伏安（千瓦），累计送电超 过 1.6 万亿千瓦时。2020 年 2 月，国家电网编制了《2020 年特高压和跨省 500 千伏及以 上交直流项目前期工作计划》，明确将加速南阳-荆门-长沙工程等 5 交 5 直特高压工程年 内核准以及前期预可研工作。根据能源局规划和实际开工情况统计，2018 年合计开工 6 条特高压，2019 年有 5 条特高压开工。2019-2020 年进入交付高峰，预计“十四五”期 间仍有 10-13 条特高压线路建设需求。

非水可再生能源消纳指标是“3060”目标下地方政府面临的直接考核压力，保障性 并网规模省际置换有利于提升特高压输送可再生能源的利用效率。如按照特高压输送风 电、光伏电量的合理比例 30%来计算，2019 年天中、鲁固、昭沂和祁韶四条线路的利用 效率是达标的，灵绍、吉泉和长南荆特高压三条路线的利用效率接近达标，但锡盟送山 东、皖电东送、浙福特高压、蒙西-天津南等线路输送可再生能源的占比均为零。

如果剔除水电的占比，特高压输送的非水可再生能源占比偏小。2019 年，20 条特高 压线路年输送电量4485亿千瓦时，其中可再生能源电量2352亿千瓦时，同比提高12.8%， 可再生能源电量占全部输送电量的 52.4%。但其中的复奉、锦苏、宾金、楚穗、普乔和 新东6条直流线路是专门输送水电的路线，其输送的可再生能源占比几乎全部达到100%。 因此如果剔除这 6 条直流路线的电量，仅从非水可再生能源的角度来分析，虽然特高压输送非水可再生能源电量占比在过去几年逐年提升，但到 2019 年也仅为 21.21%，如按 照特高压输送风电、光伏电量的合理比例 30%来计算，未来仍有一定提升空间。

3.2 政策推动光储和风储一体化，从源、网、荷端解决时间上的错配

与新能源发展初期类似，储能的发展目前主要依靠政策推动。从最新的政策内容来 看，主要是以国家发改委、国家能源局出台的《关于推进电力源网荷储一体化和多能互 补发展的指导意见》和《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》为主。

政策鼓励储能发展，2025 年累计新型储能装机将达到 30GW。4 月 21 日，国家发改 委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》中，明确 到 2025 年累计新型储能装机将达到 30GW，而截止 2020 年底，新型储能机组累计装机 仅为 3.8GW，这意味着未来五年的年均增幅高达 51.17%。

对电网侧和电源侧，探索合适的电价或投资补偿机制。我国风电和光伏才开始进入 到平价上网的过渡阶段，目前主动加装储能的积极性不高，政策鼓励或者强配储能虽然 可以在短期内带动储能的需求，但仅靠政策驱动难以为继。《关于加快推动新型储能发展 的指导意见（征求意见稿）》对电网侧和发电侧储能的投资收益方式进行了规定，要求建 立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展 创造更大空间。对于配套建设新型储能的新能源发电项目，虽然未明确电价机制，但政 策允许通过动态评估其系统价值和技术水平，在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时 序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。

地方政策鼓励配置储能，光储和风储一体化建成趋势。2020 年以来，我国多地出台 新能源强制加装储能政策，比如海南、湖南、新疆、贵州、山东、青海、宁夏等地，储 能配置的容量多为风、光装机容量的 5-20%，储能时长要求多为 2 小时。

国家电网加大对抽水蓄能电站的投资。3 月 19 日，国家电网有限公司发布服务碳达 峰碳中和、构建新型电力系统、加快抽水蓄能开发建设重要举措，国家电网将充分满足 新能源发展需要和区域、省级电网调峰需求，力争“十四五”期间在新能源集中开发地 区和负荷中心新增开工 2000 万千瓦以上装机、1000 亿元以上投资规模的抽水蓄能电站。 截止 2020 年底，我国在运抽水蓄能电站装机规模 3179 万千瓦，同比增长 4.9%，在建规 模 5463 万千瓦，预期到 2025 年，在运装机总规模将达到 6200 万千瓦。

3.3 电力市场化交易，通过交易手段解决新能源消纳

电力市场化交易电量占比逐年提升。2016 年，我国电力市场化交易电量首次突破 1 万亿 kwh，2017 年达到 16324 亿 kwh，同比增长 45%。2019 年 1-12 月，全国电力市场 中长期电力直接交易电量合计为 21771.4 亿 kwh，占全社会用电量比重为 30.1%。

市场化交易对新能源运营商的利好主要提供了市场化交易的方式来解决新能源的消 纳。2017 年 10 月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于开展分布式发电市场化交易 试点的通知》，提出分布式发电项目在全额上网自发自用、余量上网之外可参与市场化交 易，允许把电卖给配电网内就近的电力用户，即“隔墙售电”。2019 年 1 月，国家发改委、 国家能源局联合发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》， 将分布式市场化交易作为实现光伏、风电平价的重要途径之一，并要求降低就近直接交 易的输配电价及收费，对纳入国家有关试点示范中的分布式市场化交易试点项目，交易 电量仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未 涉及的上一电压等级的输电费，对纳入试点的就近直接交易可再生能源电量，政策性交 叉补贴予以减免。2019 年 5 月，国家发改委、能源局公布了第一批 26 个分布式发电市场 化交易试点名单，隔墙售电开始正式进入操作层面。2021 年 4 月，国家能源局在《2021 年能源工作指导意见》中指出，进一步推动电力交易机构独立规范运行和增量配电试点 项目落地，积极推进新能源“隔墙售电”就近交易。

3.4 碳交易为新能源运营商带来新价值

碳交易市场为新能源运营商创造新的盈利增长点。碳交易市场是由政府制定政策对 碳排放企业的碳排放额度进行强制控制从而形成的市场，初期由政府按照一定规则对企 业分配排放配额，且多为免费分配，但免费分配额度逐年递减，企业需要通过各种方式 确保自己当年的排放额度不超过配额的要求。对于有配额缺口的企业来说，可以通过节 能改造、购买其余企业的多余配额、购买新能源运营商生产的国家核证自愿减排量（即 CCER）三种方式来补足缺口，碳交易市场上的交易标的主要是配额和 CCER。1）配额。 政府分配的碳排放权额度可以用来交易，并且是市场初期交易的主要标的，配额交易的供给方是部分企业通过采用节能减排技术，最终碳排放低于其获得的配额，则多余的配 额可以进行交易。2）CCER。简单理解就是风电、光伏等企业生产的电量按照一定方式 折算为碳减排量，经过第三方碳排放核查机构的核证后，进入碳交易市场参与交易。生 产 CCER 的企业本身不是碳排放企业，因此不享有配额分配，但其生产的 CCER 价格与 配额市场密切相关。

我们测算了节能风电、太阳能、福能股份和吉电股份四家新能源运营商参与碳排放 权交易后对公司净利润的影响，其中节能风电、太阳能的发电量和净利润为披露的 2020 年数据，吉电股份和福能股份因为还存在部分火电装机，因此发电量数据仅统计风电和光伏发电量。按照配额均价 25 元/吨计算，参与碳排放权交易对上述四家新能源运营商的 净利润有 4.83%-40.51%的增幅。当然，由于前期的配额以免费分配为主，因此碳交易初 期不会为新能源运营商带来明显的收益，且 6 月份启动的全国性碳交易市场仅涵盖电力 行业，如考虑到钢铁、有色和运输等其他碳排放量较大的企业将被陆续纳入碳交易市场， 需求端的增加叠加免费配额的逐年递减，有望逐步增厚新能源运营商的盈利空间。

4 确定性叠加成长性，新能源运营商迎来价值重估

4.1 基本面逐年向好，2020 年业绩亮眼

2020 年，新能源运营商抢装效果显著。以港股龙源电力、大唐新能源和 A 股吉电股 份为代表的新能源运营商在 2020 年的抢装效果十分显著，2020 年分别新增新能源装机 2524、2468 和 2430MW，处于市场的第一梯队。其中吉电股份 2020 年风电和光伏新增 装机分别为 0.82 和 1.61GW，相比 2019 年的风电和光伏新增装机分别为 0 和 0.33GW， 2020 年的风电和光伏新增装机规模约为 2019 年的 7.5 倍。从过去五年的发展情况来看， 吉电股份在 2015-2019 年的风电累积新增装机 1.06GW，光伏累积新增装机 1.56GW，风 电和光伏共计累积新增装机 2.62GW，公司 2020 年的风电和光伏新增装机规模约为过去 五年累积新增装机规模的 93%，说明公司在 2020 年内的抢装效果非常显著。

吉电股份、节能风电、太阳能、福能股份和中闽能源等 A 股主要新能源运营商过去 五年的业绩逐年向好。从营收和归母净利润的情况来看，新能源运营商的营收和归母净 利润均呈现出向好的趋势，其中吉电股份在增速上处于领先地位，得益于公司新能源装 机规模的逐步扩大，公司营收从 2016 年的 44.05 亿元增至 2020 年的 100.6 亿元，增幅高 达 128.38%；归母净利润从 2016 年的 0.13 亿元增至 2020 年的 4.78 亿元，增幅高达 3576.14%。福能股份营收在 2020 年实现 95.57 亿元，略低于吉电股份，归母净利润在 2020 年实现 14.95 亿元，显著领先于其他新能源运营商。

从每股表现来看，福能股份的基本每股收益处于领先地位，主要是因为福能股份的 海风和陆风利用小时较高，且以热电联产机组为主的火电利用小时显著高于其他火电机 组，同时气电替代电量政策可以有效缓解燃气自发电量亏损的问题。此外，因为吉电股 份和福能股份均有部分火电业务，因此每股经营活动产生的现金流量净额相对领先，但 吉电股份的增速较快，福能股份较为稳定。

毛利率和净利率方面，节能风电和中闽能源处于领先地位，主要是因为两家公司的 业务更加纯粹，均以新能源发电尤其是风电业务为主，除此之外没有其他业务。而吉电 股份和福能股份受到火电业务的影响，虽然每股经营活动产生的现金流量净额相对领先， 但也因此拉低了公司整体的毛利率和净利率；太阳能因为受到组件业务的影响，毛利率 和净利率也低于中闽能源和节能风电。

应收账款方面，受到新能源电价补贴款项的影响，新能源运营商的应收账款占比均 逐年提升，尤其是太阳能和节能风电的应收账款占比均超过了 100%，应收款压力明显加 大。福能股份应收账款占比相对较小，主要是因为其新能源装机占比较小，营收仍以火 电和气电为主，但 2020 年应收账款占比增至 28.74%，同比大增 61.96 个百分点，主要是 除应收清洁能源电价补贴同比增加外，气电替代电量延后执行导致本期应收替代电费的 增加。

新能源运营商 ROE 逐年改善，但整体仍然偏低。从过去几年的情况来看，主要新能 源运营商的 ROE 水平整体呈现向好的趋势，2020 年新能源、火电、核电和水电板块主要 上市公司的 ROE 均值分别为 8.32%、6.49%、10.14%和 12.49%，新能源运营商的 ROE 水平高于火电上市公司，略低于核电，显著低于水电板块上市公司。在新能源运营商中， 中闽能源和福能股份 2020 年的 ROE 分别为 17.30%和 10.62%。考虑到电源属性问题，我 们认为随着装机规模的稳定提升，未来新能源运营商的 ROE 水平有望向水电板块靠拢。

4.2 新能源运营商迎来高速增长期，未来两年营收增速 20%+

新能源发电营收增速领先。从单季度营收增速情况来看，过去 9 个季度电力、水电、 火电、新能源发电板块的单季度平均营收增速分别为 9.11%、10.46%、7.23%和 16.53%， 新能源发电板块处于领先地位。

新能源运营商将迎来高确定性的高成长周期。从截止 2020 年 5 月 14 日 wind 给出的 申万电力板块中部分新能源发电、水电、核电和火电板块上市公司的营收一致预期来看， 新能源发电上市公司在2021和2022年的平均营收增速分别为25%和22.41%，远超火电、 核电和水电上市公司。

4.3 估值中枢抬升，行业迎来高景气度

新能源发电板块维持高景气度。从 2020 年以来的市场行情走势情况来看，新能源发电板块整体上呈现震荡上行的趋势，尤其是在 2020 年底开始拉升明显，我们认为主要是 与“3060”碳中和目标有关，这一时期国家能源局和相关部门密集出台了多项刺激新能 源发展的政策，同时也与 1 月份公布的用电量、新增装机容量等相关行业数据有关。2021 年 2 月中旬春节过后，新能源发电板块又迎来新一波的强势拉升，主要是受到业绩预增、 部分公司披露“十四五”发展规划等基本面利好的刺激。我们认为，作为未来增量电力 的主要来源，新能源发电在“十四五”规划期间将随着新能源装机规模扩大、平价上网 铺开、全国性碳排放权交易市场等利好因素，呈现出更加积极的走势。

新能源运营商估值得到抬升。受“3060”碳中和、行业利好政策不断出台以及相关 标的业绩向好等多重利好因素的叠加，市场对新能源运营商的估值中枢也相应得到抬升， 截止 2021 年 5 月 14 日，电力、火电、水电、燃机发电、热电、新能源发电的市盈率（TTM） 分别为 16.02 倍、12.26 倍、16.96 倍、75.61 倍、20.66 倍和 20.28 倍。

新能源运营商个股涨幅不一，但整体涨幅居前。从 2020 年 1 月 1 日至今申万电力板 块所有个股的股价涨跌幅情况来看，太阳能（78.84%）、节能风电（62.63%）、吉电股份 （50%）、中闽能源（27.75%）、福能股份（21.56%）和江苏新能（20.77%）等新能源运 营商的股价涨幅均位居前 25 位，分别位居第 5、7、10、16、20 和 21 位。考虑到排名居 前的长源电力、华银电力和深圳能源等均是在今年 2 月和 3 月因参股碳排放权交易所而 经历短期爆炒，如剔除相关个股的排名，可以认为新能源运营商的股价涨幅在过去一年 多时间内实际上是领涨了整个电力板块。

5 风险提示

1）电力市场化改革不及预期；

2）电力市场化交易价格大幅波动；

3）疫情反复等因 素导致全社会用电量下滑；

4）弃风弃光率提升；

5）特高压建设不及预期；

6）新能源运 营商装机延后。

（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。）

精选报告来源：【未来智库官网】。（报告出品方/作者：财信证券，何晨）

核心观点：

电力子板块中，新能源发电是具有确定性和高成长性的板块。“3060” 碳中和目标清晰，并有明确的时间节点和量化目标，未来十年风电和 光伏将迎来高速增长期，并为非化石能源消费占比达标奠定产能基础。

“技术+市场”双管齐下，确保在新能源装机的产能基础上实现非化 石能源消费占比达标。1）以特高压和储能作为技术手段确保大规模的 可再生能源接入，其中特高压解决空间上的错配问题，储能解决时间 上的错配问题；2）以电力市场化交易和碳交易作为市场手段实现可再 生能源的交易价值，其中电力市场化交易主要通过市场交易和价格机 制促进新能源的消纳，碳排放权交易为新能源提供额外的盈利增长点。

2020 年年报披露完毕，新能源运营商基本面向好。2020 年，新能源运 营商基本面逐年向好，营收和归母净利润稳定增长，毛利率和净利率 稳中有升，现金流和 ROE均有所改善。从市场表现来看，新能源发电 板块的市场行情走势领先于水电和火电，估值中枢也相应得到抬升； 从个股涨幅情况来看，A 股主要新能源运营商均位居 2020 年 1 月 1 日 至今申万电力板块个股涨幅前 25 位，基本上领涨了整个电力板块。

1 2030 年非化石能源消费占比 25%，新能源装机需进一步提速

1.1 划定时间表和量化指标，“3060”目标清晰

非化石能源占一次能源消费总量的比例是“2030 碳达峰、2060 碳中和”目标的关键控 制性指标。2030 年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比 2005 年下降 65%以上， 非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右，森林蓄积量将比 2005 年增加 60 亿立 方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。不仅提出了明确的量化目标， 也意味着非化石能源消费占比将成为“3060”碳中和目标的关键控制性指标。

从 20%到 25%，新能源装机需提速。在之前的多次官方表态和政策文件中，关于非 化石能源占一次能源消费比重的量化目标均为 2020 年达到 15%、2030 年达到 20%。比 如《可再生能源发展“十三五”规划》中的表述为“2020 年和 2030 年非化石能源分别占 一次能源消费比重 15%和 20%”；《能源生产和消费革命战略 2016-2030》中的表述为“到 2020 年，非化石能源占比 15%；2021-2030 年，非化石能源占能源消费总量比重达到 20% 左右”。从“十三五”的发展情况来看，非化石能源占一次能源消费比重从 2016 年的 13.3% 提升至 2020 年的 16%，已经提前一年完成 2020 年非化石能源占比 15%的目标，平均每 年增加 0.54 个百分点。而如果要从 2020 年的 16%进一步提升至 2030 年的 25%，意味着 未来十年新能源的发展必须要进一步提速，平均每年要增加 0.9 个百分点。

1.2 风光投资加大，新增装机提速

从各类电源的基本建设投资完成额情况来看，火电的基本建设投资额明显呈现出稳 定的下降趋势，风电的基本建设投资额在震荡中呈现上升的趋势，且在 2020 年出现爆发 式的增长，这主要是与 2020 年的大规模抢装有关。

从新增设备情况来看，火电的新增设备容量在震荡中呈现小幅的下降趋势，风电和 光伏的波动较大，但拉长时间周期来看，上升趋势仍然非常明显，尤其是 2020 年的抢装 浪潮，风电和光伏分别新增 71.67GW 和 48.2GW，较 2019 年增长 178.44%和 60.88%。

1.3 “十三五”风光累计新增装机 372GW，为“3060”目标奠定良好基础

非化石能源占一次能源消费比重的目标能够提前实现，关键在于风电和光伏“十三 五”期间装机规模的增加。2020 年，全国风电新增并网装机 71.67GW，其中陆上风电新 增装机 68.61GW、海上风电新增装机 3.06GW。2020 年，全国光伏新增装机 48.2GW，其 中集中式光伏电站 32.68GW、分布式光伏 15.52GW。2016-2020 年，全国光伏累计新增 装机 209.89GW，风电累计新增装机 161.58GW，风光累积新增装机约 371GW。

1.4 “十四五”风光装机再提速，奠定非化石能源消费占比的产能基础

在分母端的能源消费仍将维持低速增长的背景下，继续推动分子端的非化石能源装 机提速，才能为 2030 年实现非化石能源消费占比达到 25%奠定装机基础。假设我国“十 四五”期间 GDP 年均增速 5.5%、能源消费弹性系数 0.38，“十五五”期间 GDP 年均增速 5%、能源消费弹性系数 0.35，按照非化石能源消费占比 2025 和 2030 年分别为 20%和 25% 的目标，对应的非化石能源消费总量分别为 40696 亿 kwh 和 57915 亿 kwh。

参考各类电源过去几年的装机规模、增速和开发成熟度，假设火电、气电、水电、 核电、风电、光伏和生物质发电未来十年的年均增速分别为 0.25%、6%、4.12%，8%、 11%、15.5%和 7.35%，预计 2030 年，风电和光伏的装机将达到 801GW 和 1069GW，占 比分别为 20.67%和 27.59%。包括核电、风电、光伏和生物质发电在内的非化石能源发电 量为 58294 亿 kwh，可以满足非化石能源消费占比达到 25%的要求。

2 做大做强新能源上市平台，彰显电力央企集团“新能源雄心”

2.1 电力央企集团是绝对主力，“十四五”规划目标充分彰显“新能源雄心”

2020 年，电力央企集团的抢装效应明显。以清洁能源装机占比领先的国家电力投资 集团为例，2020 年新增 2186 万新能源装机，包含风电 1158 万千瓦，光伏 1028 万千瓦。 截至 2020 年末，集团公司清洁能源装机总量达到 9888 万千瓦，其中光伏发电装机 2961.2 万千瓦，继续稳居全球第一；风电装机 3087.9 万千瓦，居全球第二；风电、光伏新能源 装机达到 6049 万千瓦，跃居世界首位。

电力央企加速转型，十四五期间新能源发展提速。碳中和目标下，电力央企纷纷加 大新能源的投资力度，据不完全统计，九大电力央企“十四五”期间的风电和光伏装机目 标高达 517GW，其中风电为 334GW，光伏 183GW。与 2016-2019 年九大电力央企集团 的风电和光伏累计装机总量 80.97GW 相比，电力央企集团在“十四五”期间的风电和光伏 装机目标明显提高。

电力央企集团旗下传统火电上市公司的资本开支向新能源倾斜。我国的电力央企集 团基本上以燃煤发电为主，集团旗下各主要上市公司也基本上火电装机为主，但从华能 国际、华电国际和大唐发电等火电上市公司披露的资本开支情况来看，均减少了火电的 资本开支，加大了在风电和光伏的资本开支。华能国际的火电资本开支在 2019 年降至 55.77 亿元，2020 年回升至 82.88 亿元，但明显低于风电 259.09 亿元的资本开支。大唐发 电的火电资本开支从 2016 年的 78.6 亿元降至 2020 年的 12.61 亿元，风电的资本开支则 从 2016 年的 13.41 亿元增至 2020 年的 76.81 亿元。

2.2 做大做强旗下新能源上市公司，承载集团“新能源雄心”

电力央企集团做大做强旗下的新能源上市公司，作为肩负电力央企集团“新能源雄 心”的主要平台。以吉电股份为例，2020 年公司风电和光伏装机规模为 5.83GW，其中 风电 2.52GW，光伏 3.31GW。2020 年，国家电投集团风电和光伏装机规模为 60.49GW， 其中风电 30.88GW，光伏 29.61GW，吉电股份的风、光装机规模在国家电投集团内部的占比为 9.64%。按照吉电股份和国家电投的“十四五”发展规划，预计 2025 年吉电股份 的风、光装机规模将达到 18GW，占比将提升至 20%。

利用旗下新能源上市公司，整合集团内部新能源装机，是电力央企集团的共同选择。目前，国能集团、大唐集团和中广核集团已经分别在港股拥有新能源发电上市公司，分 别是龙源电力、大唐新能源和中广核新能源，其中龙源电力在去年底公布将发行 A 股股 票换股吸收国能集团旗下的*ST 平能（000780.SZ），而三峡集团旗下的三峡新能源也已 于 2020 年 12 月 17 日 A 股 IPO 首发过会。

2.3 频繁定增和利用碳中和债，满足装机扩张需要

频繁定增，彰显装机规模扩张需要。我们统计了申万电力板块自 2016 年以来至今的 定增情况，共计 35 家公司进行了 46 次定增。由于福能股份两次定增分别是为了发展海 上风电和收购宁德核电股权，且公司未来发展重点为海上风电，我们将福能股份统计为 新能源发电公司，因此自 2016 年以来共计 13 家新能源发电公司进行了 16 次定增，占全 部定增次数的约三分之一。从增发目的来看，基本是以项目融资和收购其他资产为主， 比如吉电股份最新一次定增是为了安徽宿松九成等 6 个风电项目的开发建设。

充分利用政策红利，发行碳中和债加大项目建设。碳中和债是“3060”背景下金融 资源向碳中和领域倾斜的具体应用，碳中和债首次发行于 2021 年 2 月 7 日，发行主体多 为央企和地方国有企业，并以电力企业为主。从募集资金的用途来看，以支持风电和光 伏项目建设、置换自有资金出资和偿还有息债务等为主。

3 新能源装机奠定产能基础，仍需技术和市场手段来实现非化石能源的消费占比

3.1 加大特高压建设、提高输电利用效率，解决空间上的错配

我国风力发电和光伏发电所生产的电能在产销两端存在地理意义上的错配现象，需 要依靠特高压输电来解决。从国家电网的统计口径来看，国网公司已累计建成投运“14 交 12 直”特高压输电工程，在建“3 直”特高压输电工程，在运在建 29 项特高压输电工 程线路长度达到 4.1 万千米，变电（换流）容量超过 4.4 亿千伏安（千瓦），累计送电超 过 1.6 万亿千瓦时。2020 年 2 月，国家电网编制了《2020 年特高压和跨省 500 千伏及以 上交直流项目前期工作计划》，明确将加速南阳-荆门-长沙工程等 5 交 5 直特高压工程年 内核准以及前期预可研工作。根据能源局规划和实际开工情况统计，2018 年合计开工 6 条特高压，2019 年有 5 条特高压开工。2019-2020 年进入交付高峰，预计“十四五”期 间仍有 10-13 条特高压线路建设需求。

非水可再生能源消纳指标是“3060”目标下地方政府面临的直接考核压力，保障性 并网规模省际置换有利于提升特高压输送可再生能源的利用效率。如按照特高压输送风 电、光伏电量的合理比例 30%来计算，2019 年天中、鲁固、昭沂和祁韶四条线路的利用 效率是达标的，灵绍、吉泉和长南荆特高压三条路线的利用效率接近达标，但锡盟送山 东、皖电东送、浙福特高压、蒙西-天津南等线路输送可再生能源的占比均为零。

如果剔除水电的占比，特高压输送的非水可再生能源占比偏小。2019 年，20 条特高 压线路年输送电量4485亿千瓦时，其中可再生能源电量2352亿千瓦时，同比提高12.8%， 可再生能源电量占全部输送电量的 52.4%。但其中的复奉、锦苏、宾金、楚穗、普乔和 新东6条直流线路是专门输送水电的路线，其输送的可再生能源占比几乎全部达到100%。 因此如果剔除这 6 条直流路线的电量，仅从非水可再生能源的角度来分析，虽然特高压输送非水可再生能源电量占比在过去几年逐年提升，但到 2019 年也仅为 21.21%，如按 照特高压输送风电、光伏电量的合理比例 30%来计算，未来仍有一定提升空间。

3.2 政策推动光储和风储一体化，从源、网、荷端解决时间上的错配

与新能源发展初期类似，储能的发展目前主要依靠政策推动。从最新的政策内容来 看，主要是以国家发改委、国家能源局出台的《关于推进电力源网荷储一体化和多能互 补发展的指导意见》和《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》为主。

政策鼓励储能发展，2025 年累计新型储能装机将达到 30GW。4 月 21 日，国家发改 委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》中，明确 到 2025 年累计新型储能装机将达到 30GW，而截止 2020 年底，新型储能机组累计装机 仅为 3.8GW，这意味着未来五年的年均增幅高达 51.17%。

对电网侧和电源侧，探索合适的电价或投资补偿机制。我国风电和光伏才开始进入 到平价上网的过渡阶段，目前主动加装储能的积极性不高，政策鼓励或者强配储能虽然 可以在短期内带动储能的需求，但仅靠政策驱动难以为继。《关于加快推动新型储能发展 的指导意见（征求意见稿）》对电网侧和发电侧储能的投资收益方式进行了规定，要求建 立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展 创造更大空间。对于配套建设新型储能的新能源发电项目，虽然未明确电价机制，但政 策允许通过动态评估其系统价值和技术水平，在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时 序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。

地方政策鼓励配置储能，光储和风储一体化建成趋势。2020 年以来，我国多地出台 新能源强制加装储能政策，比如海南、湖南、新疆、贵州、山东、青海、宁夏等地，储 能配置的容量多为风、光装机容量的 5-20%，储能时长要求多为 2 小时。

国家电网加大对抽水蓄能电站的投资。3 月 19 日，国家电网有限公司发布服务碳达 峰碳中和、构建新型电力系统、加快抽水蓄能开发建设重要举措，国家电网将充分满足 新能源发展需要和区域、省级电网调峰需求，力争“十四五”期间在新能源集中开发地 区和负荷中心新增开工 2000 万千瓦以上装机、1000 亿元以上投资规模的抽水蓄能电站。 截止 2020 年底，我国在运抽水蓄能电站装机规模 3179 万千瓦，同比增长 4.9%，在建规 模 5463 万千瓦，预期到 2025 年，在运装机总规模将达到 6200 万千瓦。

3.3 电力市场化交易，通过交易手段解决新能源消纳

电力市场化交易电量占比逐年提升。2016 年，我国电力市场化交易电量首次突破 1 万亿 kwh，2017 年达到 16324 亿 kwh，同比增长 45%。2019 年 1-12 月，全国电力市场 中长期电力直接交易电量合计为 21771.4 亿 kwh，占全社会用电量比重为 30.1%。

市场化交易对新能源运营商的利好主要提供了市场化交易的方式来解决新能源的消 纳。2017 年 10 月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于开展分布式发电市场化交易 试点的通知》，提出分布式发电项目在全额上网自发自用、余量上网之外可参与市场化交 易，允许把电卖给配电网内就近的电力用户，即“隔墙售电”。2019 年 1 月，国家发改委、 国家能源局联合发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》， 将分布式市场化交易作为实现光伏、风电平价的重要途径之一，并要求降低就近直接交 易的输配电价及收费，对纳入国家有关试点示范中的分布式市场化交易试点项目，交易 电量仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未 涉及的上一电压等级的输电费，对纳入试点的就近直接交易可再生能源电量，政策性交 叉补贴予以减免。2019 年 5 月，国家发改委、能源局公布了第一批 26 个分布式发电市场 化交易试点名单，隔墙售电开始正式进入操作层面。2021 年 4 月，国家能源局在《2021 年能源工作指导意见》中指出，进一步推动电力交易机构独立规范运行和增量配电试点 项目落地，积极推进新能源“隔墙售电”就近交易。

3.4 碳交易为新能源运营商带来新价值

碳交易市场为新能源运营商创造新的盈利增长点。碳交易市场是由政府制定政策对 碳排放企业的碳排放额度进行强制控制从而形成的市场，初期由政府按照一定规则对企 业分配排放配额，且多为免费分配，但免费分配额度逐年递减，企业需要通过各种方式 确保自己当年的排放额度不超过配额的要求。对于有配额缺口的企业来说，可以通过节 能改造、购买其余企业的多余配额、购买新能源运营商生产的国家核证自愿减排量（即 CCER）三种方式来补足缺口，碳交易市场上的交易标的主要是配额和 CCER。1）配额。 政府分配的碳排放权额度可以用来交易，并且是市场初期交易的主要标的，配额交易的供给方是部分企业通过采用节能减排技术，最终碳排放低于其获得的配额，则多余的配 额可以进行交易。2）CCER。简单理解就是风电、光伏等企业生产的电量按照一定方式 折算为碳减排量，经过第三方碳排放核查机构的核证后，进入碳交易市场参与交易。生 产 CCER 的企业本身不是碳排放企业，因此不享有配额分配，但其生产的 CCER 价格与 配额市场密切相关。

我们测算了节能风电、太阳能、福能股份和吉电股份四家新能源运营商参与碳排放 权交易后对公司净利润的影响，其中节能风电、太阳能的发电量和净利润为披露的 2020 年数据，吉电股份和福能股份因为还存在部分火电装机，因此发电量数据仅统计风电和光伏发电量。按照配额均价 25 元/吨计算，参与碳排放权交易对上述四家新能源运营商的 净利润有 4.83%-40.51%的增幅。当然，由于前期的配额以免费分配为主，因此碳交易初 期不会为新能源运营商带来明显的收益，且 6 月份启动的全国性碳交易市场仅涵盖电力 行业，如考虑到钢铁、有色和运输等其他碳排放量较大的企业将被陆续纳入碳交易市场， 需求端的增加叠加免费配额的逐年递减，有望逐步增厚新能源运营商的盈利空间。

4 确定性叠加成长性，新能源运营商迎来价值重估

4.1 基本面逐年向好，2020 年业绩亮眼

2020 年，新能源运营商抢装效果显著。以港股龙源电力、大唐新能源和 A 股吉电股 份为代表的新能源运营商在 2020 年的抢装效果十分显著，2020 年分别新增新能源装机 2524、2468 和 2430MW，处于市场的第一梯队。其中吉电股份 2020 年风电和光伏新增 装机分别为 0.82 和 1.61GW，相比 2019 年的风电和光伏新增装机分别为 0 和 0.33GW， 2020 年的风电和光伏新增装机规模约为 2019 年的 7.5 倍。从过去五年的发展情况来看， 吉电股份在 2015-2019 年的风电累积新增装机 1.06GW，光伏累积新增装机 1.56GW，风 电和光伏共计累积新增装机 2.62GW，公司 2020 年的风电和光伏新增装机规模约为过去 五年累积新增装机规模的 93%，说明公司在 2020 年内的抢装效果非常显著。

吉电股份、节能风电、太阳能、福能股份和中闽能源等 A 股主要新能源运营商过去 五年的业绩逐年向好。从营收和归母净利润的情况来看，新能源运营商的营收和归母净 利润均呈现出向好的趋势，其中吉电股份在增速上处于领先地位，得益于公司新能源装 机规模的逐步扩大，公司营收从 2016 年的 44.05 亿元增至 2020 年的 100.6 亿元，增幅高 达 128.38%；归母净利润从 2016 年的 0.13 亿元增至 2020 年的 4.78 亿元，增幅高达 3576.14%。福能股份营收在 2020 年实现 95.57 亿元，略低于吉电股份，归母净利润在 2020 年实现 14.95 亿元，显著领先于其他新能源运营商。

从每股表现来看，福能股份的基本每股收益处于领先地位，主要是因为福能股份的 海风和陆风利用小时较高，且以热电联产机组为主的火电利用小时显著高于其他火电机 组，同时气电替代电量政策可以有效缓解燃气自发电量亏损的问题。此外，因为吉电股 份和福能股份均有部分火电业务，因此每股经营活动产生的现金流量净额相对领先，但 吉电股份的增速较快，福能股份较为稳定。

毛利率和净利率方面，节能风电和中闽能源处于领先地位，主要是因为两家公司的 业务更加纯粹，均以新能源发电尤其是风电业务为主，除此之外没有其他业务。而吉电 股份和福能股份受到火电业务的影响，虽然每股经营活动产生的现金流量净额相对领先， 但也因此拉低了公司整体的毛利率和净利率；太阳能因为受到组件业务的影响，毛利率 和净利率也低于中闽能源和节能风电。

应收账款方面，受到新能源电价补贴款项的影响，新能源运营商的应收账款占比均 逐年提升，尤其是太阳能和节能风电的应收账款占比均超过了 100%，应收款压力明显加 大。福能股份应收账款占比相对较小，主要是因为其新能源装机占比较小，营收仍以火 电和气电为主，但 2020 年应收账款占比增至 28.74%，同比大增 61.96 个百分点，主要是 除应收清洁能源电价补贴同比增加外，气电替代电量延后执行导致本期应收替代电费的 增加。

新能源运营商 ROE 逐年改善，但整体仍然偏低。从过去几年的情况来看，主要新能 源运营商的 ROE 水平整体呈现向好的趋势，2020 年新能源、火电、核电和水电板块主要 上市公司的 ROE 均值分别为 8.32%、6.49%、10.14%和 12.49%，新能源运营商的 ROE 水平高于火电上市公司，略低于核电，显著低于水电板块上市公司。在新能源运营商中， 中闽能源和福能股份 2020 年的 ROE 分别为 17.30%和 10.62%。考虑到电源属性问题，我 们认为随着装机规模的稳定提升，未来新能源运营商的 ROE 水平有望向水电板块靠拢。

4.2 新能源运营商迎来高速增长期，未来两年营收增速 20%+

新能源发电营收增速领先。从单季度营收增速情况来看，过去 9 个季度电力、水电、 火电、新能源发电板块的单季度平均营收增速分别为 9.11%、10.46%、7.23%和 16.53%， 新能源发电板块处于领先地位。

新能源运营商将迎来高确定性的高成长周期。从截止 2020 年 5 月 14 日 wind 给出的 申万电力板块中部分新能源发电、水电、核电和火电板块上市公司的营收一致预期来看， 新能源发电上市公司在2021和2022年的平均营收增速分别为25%和22.41%，远超火电、 核电和水电上市公司。

4.3 估值中枢抬升，行业迎来高景气度

新能源发电板块维持高景气度。从 2020 年以来的市场行情走势情况来看，新能源发电板块整体上呈现震荡上行的趋势，尤其是在 2020 年底开始拉升明显，我们认为主要是 与“3060”碳中和目标有关，这一时期国家能源局和相关部门密集出台了多项刺激新能 源发展的政策，同时也与 1 月份公布的用电量、新增装机容量等相关行业数据有关。2021 年 2 月中旬春节过后，新能源发电板块又迎来新一波的强势拉升，主要是受到业绩预增、 部分公司披露“十四五”发展规划等基本面利好的刺激。我们认为，作为未来增量电力 的主要来源，新能源发电在“十四五”规划期间将随着新能源装机规模扩大、平价上网 铺开、全国性碳排放权交易市场等利好因素，呈现出更加积极的走势。

新能源运营商估值得到抬升。受“3060”碳中和、行业利好政策不断出台以及相关 标的业绩向好等多重利好因素的叠加，市场对新能源运营商的估值中枢也相应得到抬升， 截止 2021 年 5 月 14 日，电力、火电、水电、燃机发电、热电、新能源发电的市盈率（TTM） 分别为 16.02 倍、12.26 倍、16.96 倍、75.61 倍、20.66 倍和 20.28 倍。

新能源运营商个股涨幅不一，但整体涨幅居前。从 2020 年 1 月 1 日至今申万电力板 块所有个股的股价涨跌幅情况来看，太阳能（78.84%）、节能风电（62.63%）、吉电股份 （50%）、中闽能源（27.75%）、福能股份（21.56%）和江苏新能（20.77%）等新能源运 营商的股价涨幅均位居前 25 位，分别位居第 5、7、10、16、20 和 21 位。考虑到排名居 前的长源电力、华银电力和深圳能源等均是在今年 2 月和 3 月因参股碳排放权交易所而 经历短期爆炒，如剔除相关个股的排名，可以认为新能源运营商的股价涨幅在过去一年 多时间内实际上是领涨了整个电力板块。

5 风险提示

1）电力市场化改革不及预期；

2）电力市场化交易价格大幅波动；

3）疫情反复等因 素导致全社会用电量下滑；

4）弃风弃光率提升；

5）特高压建设不及预期；

6）新能源运 营商装机延后。

（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。）

精选报告来源：【未来智库官网】。