1.1、 “雙碳”目標(biāo)下，新能源運(yùn)營(yíng)商成長(zhǎng)性將提升

能源革命和全球定價(jià)權(quán)的爭(zhēng)奪是“碳中和”的核心，以光伏、風(fēng)電等清潔能源為主體的新型電力系統(tǒng)是未來發(fā)展的重點(diǎn)方向。從 2019 年到 2020 年，全球太陽(yáng)能裝機(jī)容量增長(zhǎng) 127GW，風(fēng)能裝機(jī)容量增長(zhǎng) 111GW，合計(jì)達(dá) 238 GW，可再生能源在發(fā)電量中的占比從 10.3%增長(zhǎng)至 11.7%；煤炭發(fā)電占比則下降 1.3 pct 至 35.1%。根據(jù)我國(guó)國(guó)家統(tǒng)計(jì)局，2020年我國(guó)全社會(huì)用電量 75110 億 kWh，同比增長(zhǎng) 3.1%，其中化石燃料來源約占65.7%，該占比較高是由我國(guó)能源資源稟賦所決定的，因此我國(guó)電力清潔化轉(zhuǎn)型的任務(wù)重、壓力大。

經(jīng)濟(jì)性、安全性和保護(hù)環(huán)境是典型能源矛盾三角。“雙碳”目標(biāo)是從保護(hù)環(huán)境角度出發(fā)而考慮的問題，目前已成確定的趨勢(shì)；“風(fēng)光”降本是從經(jīng)濟(jì)性角度考慮和評(píng)估清潔能源的可行性；儲(chǔ)能建設(shè)及電網(wǎng)改造是否能支撐高比例的風(fēng)光發(fā)電量時(shí)電網(wǎng)的安全性，是當(dāng)風(fēng)光發(fā)電量占比達(dá)到 15-20%以上時(shí)，需要重點(diǎn)考慮的問題（我們預(yù)計(jì)，2021 年我國(guó)風(fēng)光發(fā)電量占比為 11%）。

根據(jù)發(fā)改委能源所預(yù)測(cè)：

到 2025 年，光伏總裝機(jī)規(guī)模達(dá)到約 7.3 億千瓦，風(fēng)電約 4.5 億千瓦，光伏全年發(fā)電量約 0.88 萬億千瓦時(shí)、風(fēng)電約 0.90 萬億千瓦時(shí)，占當(dāng)年全社會(huì)用電量約18%；2035 年，光伏總裝機(jī)規(guī)模達(dá)到約 30 億千瓦（3000GW，相當(dāng)于 2020 年底的 11.9倍），風(fēng)電約 12 億千瓦，總發(fā)電量約 5.9 萬億千瓦時(shí)，占當(dāng)年全社會(huì)用電量約47.2%；

2050 年，光伏發(fā)電總裝機(jī)規(guī)模達(dá)到約 50 億千瓦（5000GW，相當(dāng)于 2020 年底的 19.8 倍），風(fēng)電約 18 億千瓦，總發(fā)電量約 9.6 萬億千瓦時(shí)，占當(dāng)年全社會(huì)用電量約 62.4%。

我們根據(jù)以上目標(biāo)，可以得到以下結(jié)論：

（1）2020 年光伏、風(fēng)電發(fā)電量為 7270 億千瓦時(shí)，占全社會(huì)用電量約 9.5%，若要實(shí)現(xiàn) 2025 年的目標(biāo)，2020-2025 年光伏、風(fēng)電發(fā)電量 5 年復(fù)合增速為 20%；

（2）火電為了保障供電安全性，在長(zhǎng)周期看并不會(huì)被完全淘汰，水電由于資源屬性較強(qiáng)也存在裝機(jī)天花板，核電主要關(guān)注技術(shù)進(jìn)步，當(dāng)前在測(cè)算中并未給予更高預(yù)期。

1.2、 “綠電”的需求驅(qū)動(dòng)和價(jià)格錨定因素有哪些

“綠電”交易平臺(tái)以電力市場(chǎng)化交易為基礎(chǔ)，提供了一種電力來源可追溯、認(rèn)證機(jī)制，有助于推動(dòng)清潔電力的使用。綠電是排碳水平較低、對(duì)環(huán)境影響較小的電力，主要來源是光伏、風(fēng)力、水電等。2021 年 9 月 7 日，我國(guó)綠色電力交易試點(diǎn)工作正式啟動(dòng)，以平價(jià)風(fēng)電和光伏為電源側(cè)，聯(lián)通 17 個(gè)省份共 259 家市場(chǎng)主體，首批交易量達(dá) 79.35 億 kWh，較當(dāng)?shù)仉娏χ虚L(zhǎng)期交易價(jià)格溢價(jià) 0.03-0.05元/kWh。在試點(diǎn)初期，綠電交易以年度或多月為周期組織開展，買賣雙方可通過雙倍協(xié)商和掛牌集中競(jìng)價(jià)等方式購(gòu)買。9 月 7 日當(dāng)天，綠電需求的大客戶主要是以外企或者外貿(mào)型企業(yè)為主，如寶馬、巴斯夫等公司，主要原因在于海外部分發(fā)達(dá)國(guó)家的碳排放權(quán)、排污權(quán)市場(chǎng)化交易機(jī)制、環(huán)境稅收機(jī)制相對(duì)成熟，這些企業(yè)可以通過綠電交易產(chǎn)生實(shí)際的經(jīng)濟(jì)效益。但目前，我國(guó)綠電的總交易量較少，其核心原因在于國(guó)內(nèi)綠電的供需機(jī)制尚未完全理順。

 （一）推動(dòng)與碳成本內(nèi)部化聯(lián)動(dòng)機(jī)制，可以使“綠電”需求量增加。

綠電的環(huán)境效益更為純粹。首批綠電成交量為 79.35 億 kWh，將減少標(biāo)煤燃燒243.6 萬噸，減排二氧化碳 607.18 萬噸，實(shí)際上碳減排是綠電最重要的作用之一。在綠電追溯認(rèn)證機(jī)制以及交易平臺(tái)建立后，相比于使用火電，綠電的使用者可以直接減少排碳量，同時(shí)減少未來潛在的碳成本。但目前，國(guó)家尚未完全建立起來碳成本全面內(nèi)部化的機(jī)制，碳交易市場(chǎng)作為碳成本內(nèi)部化的手段之一也尚處于起步階段。

因此，綠電交易與碳成本內(nèi)部化需要在未來建立起聯(lián)動(dòng)機(jī)制，具體而言：

（1）碳約束范圍越廣、碳成本內(nèi)部化機(jī)制越健全，綠電的交易量提升越快。碳約束產(chǎn)生碳成本，碳成本內(nèi)部化可以通過碳稅實(shí)現(xiàn)，也可以通過碳交易市場(chǎng)實(shí)現(xiàn)。這是綠電需求影響的核心因素之一，碳約束從相對(duì)寬松到偏緊，從免費(fèi)配額到拍賣配額，納入行業(yè)從少到多后，綠電的需求會(huì)提升。目前，我國(guó)碳交易市場(chǎng)也尚處于起步階段，單日成交額為幾十噸，交易均價(jià)為50 元/噸左右，也尚未起量，隨著雙碳工作的逐步深化，未來成交量也將逐步提升。

 （2）對(duì)于排碳企業(yè)或新能源企業(yè)，綠電和 CCER 可二選一。

1）排碳企業(yè)在實(shí)現(xiàn)碳減排的過程中，如果選擇購(gòu)買綠電，則核算排碳量直接降低；如果選擇購(gòu)買 CCER 則是實(shí)現(xiàn)相對(duì)高排碳后的對(duì)沖補(bǔ)償機(jī)制。即便碳交易市場(chǎng)（碳配額交易與 CCER 交易市場(chǎng)）沒有起到較強(qiáng)的減排作用，綠電同樣可以起到減排目的，預(yù)計(jì)企業(yè)端更傾向于前者。

2）對(duì)于新能源企業(yè)來說綠電和 CCER 同樣是二選一，或參與綠電交易出售具有環(huán)境屬性的綠電，或開發(fā) CCER 交易環(huán)境屬性，其中可交易量和價(jià)則是決策的核心，主要看政策支持力度。（報(bào)告來源：未來智庫(kù)）

（3）在綠電交易與碳成本聯(lián)動(dòng)機(jī)制下，綠電溢價(jià)的“錨”是多少？我們?cè)谔汲杀?30-80 元/噸的情況下，計(jì)算了買方愿意支付的綠電溢價(jià)，結(jié)果顯示，綠電溢價(jià)約 0.02-0.06 元/度，與當(dāng)前綠電交易市場(chǎng)數(shù)據(jù)吻合。

此外，在綠電交易與碳成本聯(lián)動(dòng)機(jī)制下，未來還有兩個(gè)問題需要考慮：

第一，碳成本的傳導(dǎo)機(jī)制如何，即非綠電的消費(fèi)者是否會(huì)完全承擔(dān)碳成本？我們認(rèn)為，這與體制特點(diǎn)和經(jīng)濟(jì)運(yùn)行規(guī)律有關(guān)，非綠電的消費(fèi)者碳成本承擔(dān)的比例越高，綠電的溢價(jià)和需求則越強(qiáng)。

 目前，我國(guó)正在推動(dòng)企業(yè)端高比例的能源、電力市場(chǎng)化交易機(jī)制和價(jià)格傳導(dǎo)機(jī)制，同時(shí)，政策也強(qiáng)調(diào)“雙碳”目標(biāo)要積極運(yùn)營(yíng)市場(chǎng)化手段，所以能源消費(fèi)者理應(yīng)承擔(dān)更多碳成本，這樣可以有效的推動(dòng)能源消費(fèi)者自身的節(jié)能措施和效率的提升。

第二，碳價(jià)如何錨定？

碳價(jià)過低，無法有效推動(dòng)碳減排，過高會(huì)影響中游、下游的盈利，導(dǎo)致經(jīng)濟(jì)不振。碳成本的本質(zhì)是社會(huì)減碳的綜合成本，也需要外部性成本內(nèi)部化這樣的過程，需要考慮由哪個(gè)環(huán)節(jié)承擔(dān)；全球碳價(jià)統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)較難，需要考慮社會(huì)成本、匯率等諸多因素，各國(guó)會(huì)爭(zhēng)奪定價(jià)權(quán)，但按何種程度制定標(biāo)準(zhǔn)很重要；中國(guó)的碳價(jià)一開始不宜過高，否則有損于制造業(yè)，能夠推動(dòng)成本要素轉(zhuǎn)移和低碳改革即可。

（二）“雙控”政策加碼，“綠電”獲差異化，有助于提升綠電需求。

“雙控”是實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的重要抓手，其約束是長(zhǎng)期性的。2021 年 8 月 12日，國(guó)家發(fā)展改革委印發(fā)的《2021 年上半年各地區(qū)能耗雙控目標(biāo)完成情況晴雨表》顯示，能耗強(qiáng)度降低進(jìn)度目標(biāo)中，有 9 個(gè)省為一級(jí)預(yù)警，10 個(gè)省為二級(jí)預(yù)警，一二級(jí)合計(jì)占比過半。

在“能耗雙控”的背景下，很多高耗能項(xiàng)目無法審批，能評(píng)指標(biāo)成為稀缺資源；短期甚至導(dǎo)致了地方為滿足年度或季度“雙控”指標(biāo)，采取限電等措施。

2021 年 9 月 11 日，國(guó)家發(fā)改委印發(fā)關(guān)于《完善能源消費(fèi)強(qiáng)度和總量雙控制度方案》的通知，鼓勵(lì)地方增加可再生能源消費(fèi)，對(duì)超額完成激勵(lì)性可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重的地區(qū)，超出最低可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重的消納量不納入該地區(qū)年度和五年規(guī)劃當(dāng)期能源消費(fèi)總量考核。

而根據(jù) 2019 年 5 月《國(guó)家發(fā)展改革委、國(guó)家能源局關(guān)于建立健全可再生能源電力消納保障機(jī)制的通知》，對(duì)于實(shí)際完成消納量超過本區(qū)域激勵(lì)性消納責(zé)任權(quán)重對(duì)應(yīng)消納量的省級(jí)行政區(qū)域，超出激勵(lì)性消納責(zé)任權(quán)重部分的消納量折算的能源消費(fèi)量不納入該區(qū)域能耗“雙控”考核。

也就是說，從最低值到激勵(lì)值中間的部分，被納入免于區(qū)域能耗“雙控”考核的范圍。這將進(jìn)一步加強(qiáng)地方使用可再生能源的動(dòng)力。

一方面，國(guó)家發(fā)改委和能源局確定的各地非水電消納責(zé)任權(quán)重最低值（以下簡(jiǎn)稱“最低值”）每年提升，促使各地不斷提升可再生能源比例；如 2021 年各地最低值普遍提升 0-5%，2022 年各地非水電消納責(zé)任權(quán)重最低預(yù)期值全部較 2021年提升 1.25%。

另一方面，在新版規(guī)定中，達(dá)到激勵(lì)值后，最低值以上的部分免于區(qū)域能耗“雙控”考核的范圍，這會(huì)推動(dòng)各地加大非水可再生能源的使用，推動(dòng)綠電的銷售。我們以 2020 年歷史數(shù)據(jù)進(jìn)行參考測(cè)算，共有 18 個(gè)省級(jí)區(qū)域達(dá)到激勵(lì)值，在新版規(guī)定下，共 2125 億千瓦時(shí)電力將免于能耗考核，較舊版提升 1041 億千瓦時(shí);較舊版多出的 1041 億千瓦時(shí)的電力可通過 65GW 風(fēng)光裝機(jī)來實(shí)現(xiàn)（以光伏1200h、風(fēng)電 2200h 利用小時(shí)數(shù)假設(shè)計(jì)算）。

進(jìn)一步分析，假設(shè) 1041 億千瓦時(shí)電力用于單個(gè)行業(yè)的能量消耗中，按行業(yè)平均值計(jì)算，對(duì)應(yīng)電解鋁/水泥/鋼產(chǎn)量分別為 758 萬噸/11.5 億噸/1.35 億噸。

 當(dāng)然需要指出的是，每年消納責(zé)任權(quán)重指標(biāo)都是在增長(zhǎng)的，可再生能源消納難度實(shí)際是在增加的，我們采用的是 2020 年的數(shù)據(jù)進(jìn)行測(cè)算僅作為參考，而且僅考慮能耗總量，未考慮能耗強(qiáng)度，后者也是非常重要的考核指標(biāo)，但不可否認(rèn)該政策有助于減輕能耗總量約束壓力，同時(shí)推動(dòng)可再生能源的裝機(jī)及消納。

因此，綠電不僅能緩解地方及企業(yè)的指標(biāo)壓力、有效降低能耗，同時(shí)為生產(chǎn)所需的電能帶來補(bǔ)充，故需求量大幅攀升。

（3）平價(jià)項(xiàng)目“證電合一”與“證電分離”尚存在分歧，需要突破物理限制。

綠電的好處是顯而易見的：兼顧分擔(dān)補(bǔ)貼壓力和促進(jìn)企業(yè)清潔用電，把清潔能源發(fā)電企業(yè)的發(fā)電額度轉(zhuǎn)化成綠電證明，清潔能源企業(yè)可以對(duì)外售賣，既可以保證清潔能源企業(yè)收回部分補(bǔ)貼，又能使得需要綠電的企業(yè)獲得綠電憑證，即補(bǔ)貼綠證。

2017 年綠證制度實(shí)施之初，核發(fā)對(duì)象主要包括獲得國(guó)家財(cái)政補(bǔ)貼資格的風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目，2021 年 5 月 25 日，信息中心正式啟動(dòng)了平價(jià)綠證核發(fā)工作。中國(guó)綠證實(shí)現(xiàn)了與 RE100 等國(guó)際機(jī)構(gòu)的互認(rèn)，近兩年，尤其是“30·60”碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)提出后，綠證需求量持續(xù)提升。比利時(shí)帶有綠證的電價(jià)比無綠證的電價(jià)高出 1-2 歐分/千瓦時(shí)，德國(guó)則為 0.5-0.8 歐分/千瓦時(shí)，挪威則約 0.2-0.3歐分/千瓦時(shí)。

平價(jià)項(xiàng)目綠電交易提出了“證電合一”，但尚需打破“物理限制”。本次綠電交易將提供的綠色電力消費(fèi)認(rèn)證，建立全國(guó)統(tǒng)一的綠證制度，國(guó)家能源局組織國(guó)家可再生能源信息管理中心，根據(jù)綠電交易試點(diǎn)需要，向北京電力交易中心、廣州電力交易中心批量核發(fā)綠證，電力交易中心依據(jù)綠電交易結(jié)算結(jié)果將綠證分配至電力用戶。“證電合一”，可激發(fā)綠電交易市場(chǎng)的積極性，提高溢價(jià)率；但西部地區(qū)綠證相對(duì)富裕多為綠證的供給方，但其電力外輸線路不足，存在物理限制。所以“證電合一”尚存在分歧。實(shí)際上，綠電交易本身也需要輸電線路充足，所以其綠電實(shí)際交割需要一定的基礎(chǔ)設(shè)施輔助。

過去綠證出售主要用于對(duì)沖補(bǔ)貼拖欠的風(fēng)險(xiǎn)，因此綠證成交價(jià)格的上限為補(bǔ)貼金額，考慮到一張綠證對(duì)應(yīng) 1MWh，即：?jiǎn)螐埦G證的成交價(jià)格上限=（項(xiàng)目的風(fēng)電/光伏的標(biāo)桿電價(jià)-當(dāng)?shù)孛摿蛎簶?biāo)桿電價(jià)）*1000。本次綠電的出售方主要以五大發(fā)電企業(yè)的平價(jià)項(xiàng)目為主，根據(jù)綠電交易發(fā)放綠電證書，按照平價(jià)綠證價(jià)格 50 元每張計(jì)算，綠電溢價(jià)對(duì)標(biāo)上限大概 5 分錢/度。

與傳統(tǒng)發(fā)電方式相比，新能源發(fā)電成本持續(xù)處于下降通道。隨著技術(shù)進(jìn)步等因素，綠電的成本優(yōu)勢(shì)將持續(xù)增強(qiáng)，加速對(duì)于傳統(tǒng)能源發(fā)電的替代。

2010-2020 年期間，風(fēng)光發(fā)電成本均大幅降低。其中光伏度電成本下降 85%，陸風(fēng)度電成本下降 56%，海風(fēng)度電成本下降 48%。根據(jù) IRENA 數(shù)據(jù)，2010-2020年，光伏的度電成本由 2010 年的 0.381 美元迅速降至 2020 年的 0.057 美元（注：以 2021 年 10 月 7 日匯率計(jì)算，為 0.37 元人民幣/度，下同），降幅高達(dá) 85%；陸風(fēng)的度電成本由 2010 年的 0.089 美元降至 2020 年的 0.039 美元（0.25 元人民幣/度），降幅達(dá)到 56%；海風(fēng)的度電成本由 2010 年的 0.162 美元降至 2020年的 0.084 美元（0.54 元人民幣/度），降幅達(dá)到 48%。

 風(fēng)電：機(jī)組大型化推動(dòng)風(fēng)機(jī)價(jià)格持續(xù)降低，未來若風(fēng)機(jī)（不含塔筒）價(jià)格下降到1800 元/kW，風(fēng)電項(xiàng)目總體投資將較 2021H1 繼續(xù)降低 15%。2019 年，搶裝拉動(dòng)了裝機(jī)需求，風(fēng)機(jī)價(jià)格有所攀升。但進(jìn)入 2020 年之后，補(bǔ)貼退出，需求下降，風(fēng)機(jī)價(jià)格進(jìn)入下行通道。但大基地項(xiàng)目開啟，風(fēng)電機(jī)組大型化的趨勢(shì)逐步建立，4、5MW 機(jī)組開始成為主力機(jī)型。根據(jù) IRENA 與金風(fēng)科技數(shù)據(jù)，我國(guó)風(fēng)機(jī)價(jià)格從 1998 年的 17308 元/kW 下降 84.89%至 2021 年 6 月份的 2616 元/kW，較2019 年 12 月價(jià)格下降 34.67%，當(dāng)前風(fēng)機(jī)招標(biāo)價(jià)格甚至下探到 2000 元/kW（不含塔筒）。整機(jī)價(jià)格的下降刺激了下游需求的釋放，補(bǔ)貼退坡后的平價(jià)將不再成為制約風(fēng)電項(xiàng)目建設(shè)的因素。

 當(dāng)前情況下（風(fēng)機(jī)價(jià)格 2.6 元/W），風(fēng)機(jī)與塔筒采購(gòu)成本合計(jì)占風(fēng)電項(xiàng)目總造價(jià)的 54%。假設(shè)其他條件不變，若風(fēng)機(jī)與塔筒價(jià)格分別下降至 1.8 元/W 和 0.6元/W，則風(fēng)電項(xiàng)目總造價(jià)較 2021H1 可進(jìn)一步下降 15.21%。

光伏：2022H1 硅料價(jià)格降低將推動(dòng)產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)格下降；若 2022 年底前硅料價(jià)格下降到 80 元/kg，光伏項(xiàng)目總體造價(jià)僅因此因素就將下降 13%，且技術(shù)進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)競(jìng)爭(zhēng)仍在持續(xù)中，共同推動(dòng)持續(xù)降本。

2021 年以來，硅料價(jià)格快速上漲。根據(jù) solarzoom 數(shù)據(jù)，與 2021 年 1 月相比，2021 年 9 月硅料價(jià)格上漲了 144%。2021 年 6 月以來，硅料價(jià)格穩(wěn)定在 200元/kg 以上，較高的原料價(jià)格一定程度上壓制了下游光伏需求；雖然過程中硅料及硅片價(jià)格呈現(xiàn)一定程度的緩跌，但是市場(chǎng)對(duì) Q4 下游需求的強(qiáng)預(yù)期、疊加原材料工業(yè)硅價(jià)格處于高位，2021 年“十一”后硅料價(jià)格跳漲至 260 元/kg 以上。

 假設(shè)硅料價(jià)格 212 元/kg，則硅成本占組件成本的 37%，占光伏項(xiàng)目總成本的16%。若硅料價(jià)格進(jìn)入下行通道，光伏項(xiàng)目總造價(jià)仍有較大的下降空間。

假設(shè)其他條件不變：若硅料下降至 180 元/kg，則光伏項(xiàng)目總造價(jià)較當(dāng)前情況將下降 3.06%；若硅料下降至 120 元/kg，則光伏項(xiàng)目總造價(jià)較當(dāng)前情況將下降 8.86%；若硅料下降至 80 元/kg，則光伏項(xiàng)目總造價(jià)較當(dāng)前情況將下降 12.73%。

當(dāng)前時(shí)點(diǎn)光伏制造端的產(chǎn)能相對(duì)過剩，推動(dòng)集中度提升和行業(yè)整體降本是未來主要趨勢(shì)，在這個(gè)過程中制造端一體化、某環(huán)節(jié)的技術(shù)進(jìn)步或推動(dòng)超額收益的產(chǎn)生，而整體降本會(huì)推動(dòng)制造端為下游讓利，使運(yùn)營(yíng)商階段性享受超額收益。從運(yùn)營(yíng)商層面，電力供應(yīng)安全性保障如儲(chǔ)能、電網(wǎng)改造等成本是否未來需要運(yùn)營(yíng)商承擔(dān)，也是需要中長(zhǎng)期需要考慮的問題。

但整體上來說，制造端的快速降本有利于中下游超額收益的產(chǎn)生，而運(yùn)營(yíng)端作為業(yè)主在保證合理 IRR 的水平下，對(duì)制造端仍有一定的議價(jià)權(quán)，進(jìn)而享受一定的降本收益。

 2、 選股策略：有質(zhì)量的成長(zhǎng)

2.1、 ROE：體現(xiàn)經(jīng)營(yíng)的差異性

為了整體呈現(xiàn)新能源運(yùn)營(yíng)公司的裝機(jī)、發(fā)電量情況，我們選取了 53 家 A 股及 H股典型的公用事業(yè)公司，包含風(fēng)光占比較多新能源運(yùn)營(yíng)公司，也包括火電、水電向新能源運(yùn)營(yíng)轉(zhuǎn)型的公司，根據(jù)公告披露情況，列舉了它們截至 2021H1 分類運(yùn)營(yíng)裝機(jī)及 2021H1 累計(jì)發(fā)電量。

風(fēng)電裝機(jī)量排名靠前的公司為：龍?jiān)措娏Α⑷A潤(rùn)電力、大唐新能源、三峽能源、華能國(guó)際；光伏裝機(jī)排名靠前的公司為：三峽能源、中國(guó)電力、太陽(yáng)能、中國(guó)核電、吉電股份。

（1）水電運(yùn)營(yíng)的盈利相對(duì)較好（長(zhǎng)江電力 2020 年 ROE 為 15.28%），風(fēng)光運(yùn)營(yíng)相對(duì)次之，主要原因在于水電長(zhǎng)期以來發(fā)電成本更依賴于資源、基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)、融資成本，整體成本相對(duì)較低，但其發(fā)展也有天花板（即資源約束）；

（2）風(fēng)電、光伏 10 年間制造成本下降較快，2020 年后的光伏、陸上風(fēng)電雖然發(fā)電側(cè)可以實(shí)現(xiàn)平價(jià)，但歷史項(xiàng)目依然需要補(bǔ)貼，同時(shí)資源情況、運(yùn)營(yíng)維護(hù)、項(xiàng)目邊界紅線談判條件，都會(huì)影響項(xiàng)目盈利；風(fēng)電為主的龍?jiān)措娏?2020 年 ROE為 8.19%，節(jié)能風(fēng)電為 6.29%，光伏為主的太陽(yáng)能為 7.32%，同樣業(yè)務(wù)不同公司體現(xiàn)的差異性較大，說明其項(xiàng)目質(zhì)量和運(yùn)營(yíng)管理的差異；此外，業(yè)務(wù)比較多樣的公司呈現(xiàn)的 ROE 亦各有差異。

2.2、 成長(zhǎng)：價(jià)值重估的核心

電力企業(yè)是“雙碳”目標(biāo)下，新能源裝機(jī)的核心力量。“十四五”期間風(fēng)光整體發(fā)電量 5 年復(fù)合增速有望達(dá)到 20%，從成長(zhǎng)角度行業(yè)已經(jīng)發(fā)生了深刻變化。2020年后，光伏和陸上風(fēng)電也已進(jìn)入平價(jià)階段，雖然未來仍需考慮電網(wǎng)安全因素，但是當(dāng)前節(jié)點(diǎn)，行業(yè)也已經(jīng)從之前的政策驅(qū)動(dòng)，進(jìn)入了市場(chǎng)化階段。為實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)，在“十四五”開局之年電力央企紛紛制定了風(fēng)電裝機(jī)容量目標(biāo)宏圖，因?yàn)檠雵?guó)企具備一定的融資成本、項(xiàng)目獲取優(yōu)勢(shì)，因此其指定的目標(biāo)大多數(shù)比行業(yè)整體均值要高，成長(zhǎng)要快。（報(bào)告來源：未來智庫(kù)）

2.3、 金融機(jī)構(gòu)：支持力度進(jìn)一步強(qiáng)化

金融機(jī)構(gòu)支持有望進(jìn)一步加強(qiáng)。為了更好的滿足新能源建設(shè)需求，金融機(jī)構(gòu)或?qū)?duì)新能源運(yùn)營(yíng)商加以支持，整體流動(dòng)性將達(dá)到空前的寬裕。

2021.3.25，發(fā)改委等五部門發(fā)布《關(guān)于引導(dǎo)加大金融支持力度 促進(jìn)風(fēng)電和光伏發(fā)電等行業(yè)健康有序發(fā)展的通知》，要求各銀行和有關(guān)金融機(jī)構(gòu)充分認(rèn)識(shí)可再生能源行業(yè)對(duì)我國(guó)生態(tài)文明建設(shè)和履行國(guó)際承諾的重要意義，樹立大局意識(shí)，增強(qiáng)責(zé)任感，幫助企業(yè)有效化解生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)和金融安全風(fēng)險(xiǎn)，促進(jìn)可再生能源行業(yè)健康有序發(fā)展。

2021.10.15，央行舉行第三季度金融統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)新聞發(fā)布會(huì)，指出：目前人民銀行正抓緊推進(jìn)碳減排支持工作設(shè)立工作。碳減排支持工具是為助推實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)而創(chuàng)設(shè)的一項(xiàng)結(jié)構(gòu)性貨幣政策工具，人民銀行提供低成本資金，支持金融機(jī)構(gòu)為具有顯著碳減排效應(yīng)的重點(diǎn)項(xiàng)目提供優(yōu)惠利率融資，為保證精準(zhǔn)性，碳減排支持工具支持清潔能源、節(jié)能環(huán)保、碳減排技術(shù)三個(gè)重點(diǎn)領(lǐng)域，為保證直達(dá)性，采取先貸后借的直達(dá)機(jī)制。人民銀行將以穩(wěn)步有序的方式推動(dòng)碳減排支持工具落地生效，注重發(fā)揮杠桿效應(yīng)，撬動(dòng)更多社會(huì)資金促進(jìn)碳減排。未來金融機(jī)構(gòu)對(duì)可再生能源運(yùn)營(yíng)項(xiàng)目的支持有望來自以下三個(gè)方面：

（1）對(duì)于拖欠的存量補(bǔ)貼，通過 ABS/ABN、REITS 對(duì)確權(quán)部分進(jìn)行低息再貸款；

（2）對(duì)于增量項(xiàng)目，提供更多綠色貸款支持進(jìn)行新平價(jià)項(xiàng)目建設(shè)；

（3）資本市場(chǎng)提供更多 IPO、定增、轉(zhuǎn)債的便利。

3、 重點(diǎn)公司分析

金開新能：定增落地，助力成長(zhǎng)加速

注資重組成功，打開融資通路。金開新能是國(guó)開新能源 2020 年注資津勸業(yè)完成重組后改名金開新能而來，專注于新能源發(fā)電及運(yùn)營(yíng)。國(guó)開新能源成立于 2014年 12 月，由國(guó)開金融（國(guó)家開發(fā)銀行經(jīng)國(guó)務(wù)院批準(zhǔn)設(shè)立的全資子公司）牽頭組建，多家全球知名投資機(jī)構(gòu)聯(lián)合參與投資的新能源投資與實(shí)業(yè)管理平臺(tái)。

布局優(yōu)質(zhì)資源區(qū)域，業(yè)績(jī)扭虧為盈。截止 2021 年 8 月底，公司在全國(guó) 20 個(gè)省市、自治區(qū)持有在運(yùn)及在建發(fā)電項(xiàng)目 64 個(gè)，核準(zhǔn)裝機(jī)容量 3570 兆瓦。公司計(jì)劃到 2025 年核準(zhǔn)裝機(jī)達(dá)到 13GW。電站項(xiàng)目主要分布在山東、河北、山西、寧夏、新疆等經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)或風(fēng)光資源優(yōu)良的區(qū)域。2021 年前三季度，公司實(shí)現(xiàn)營(yíng)業(yè)收入 13.68 億元，同比增長(zhǎng) 33.85%；實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤(rùn) 3.33 億元，同比增長(zhǎng)1087.1%。

 定增落地，股東實(shí)力強(qiáng)，投資收購(gòu)優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)。2021 年 7 月，公司完成非公開發(fā)行股票工作，募資 13.35 億元。新進(jìn)股東包括三峽資本、特變電工、華夏基金、財(cái)通基金、摩根大通等產(chǎn)業(yè)市場(chǎng)及專業(yè)投資機(jī)構(gòu)。借此公司逐步搭建起廣泛的間接融資渠道， 保障整體資金鏈暢通， 同時(shí)有效降低了融資成本。2021 年上半年，公司對(duì)外投資總額 21.16 億元，其中收購(gòu)子公司總對(duì)價(jià) 5.47 億元，其他對(duì)聯(lián)營(yíng)企業(yè)投資 0.99 億元，向子公司國(guó)開新能源增資 14.7 億元，資金均用于清潔能源投資。

管理層經(jīng)驗(yàn)豐富，精細(xì)化運(yùn)營(yíng)。截止 2021 年 8 月底，公司擁有博士 4 名、碩士 66 名，合計(jì)占員工總數(shù) 47.3%，大多高管及中層管理人員具有頭部金融機(jī)構(gòu)或電力央企履歷背景，熟悉新能源電力行業(yè)規(guī)律與業(yè)務(wù)模式。公司通過多年在新能源電力行業(yè)深耕細(xì)作，已培養(yǎng)出一批專業(yè)的業(yè)務(wù)開發(fā)團(tuán)隊(duì)。近兩年來，公司裝機(jī)規(guī)模已實(shí)現(xiàn)跨越式增長(zhǎng)。