本文来自格隆汇专栏：国君策略陈显顺，作者：陈显顺 喻雅彬
摘要
产业链结构：新能源电力运营产业链主要包括上游风光设备及零部件、中游电站运营以及下游电网输配售电环节。新能源电站成本中绝大部分为折旧，不受上游原材料价格波动影响，一经核准其生命周期现金流就基本确定。新能源电站单体项目可以看作类债券资产。
景气跟踪指标：可从量、价两个维度进行观测。量方面主要跟踪太阳能、风电月度装机规模以及发电量，全国电力交易电量/电价，全国弃风弃光率，绿色贷款增速以及运营商项目建设规划。价方面主要跟踪光伏全产业链价格变化以及月度风机招标价格。
盈利模式：装机容量、上网电价与度电成本三大核心变量均有改善趋势。新能源电站收入端主要影响因素是装机容量和上网电价，成本端主要受度电成本（电站初始投资成本）影响，以上三大要素均有改善趋势。平价时代开启叠加政策支持，风光已成为新增装机的主导力量。电力市场化改革推进，十四五期间电力供需紧平衡下电价易涨难跌。降本提效稳步推进，风光运营初始投资下降空间仍存。
边际变化：宏观和产业共振，回归现金流业务本质。电力行业逻辑发生两重变化：（一）电力投资是兼顾稳增长和调结构的最优解。12月中央经济工作会议释放稳增长信号，研究表明虽然单位电力投资对GDP的拉动作用比单位地产投资低30%（每1元电力投资带动1.22元GDP，每1元房地产投资带动1.70元GDP），但电力投资辐射行业的广度不逊于地产，特别是对机械、金属冶炼、零售、化工、金属制品行业产出拉动效应强；（二）新能源电力消纳能力增强，平价时代告别国补拖欠。补贴时代存量电站国补拖欠问题严峻，导致IRR只存在于纸面，实际现金流远小于报表利润。当前光伏风电已至平价上网的关键时期，行业将回归高现金流业务本质。未来行业竞争壁垒在于资金优势和资源优势，能实现快速扩张的企业更具竞争优势。
催化剂：新能源运营商业模式与水电类似，装机规模增长、硅片降价将是股价上涨催化剂。新能源电站属性类似的是装机规模仍在高速扩张期的水电，两者均为“一次性投入，回收现金流”。在2004~2015年水电装机扩张期，行业净利率稳步攀升，Capex增速是水电净利润增速的领先指标。新电站机组投产则成为行业龙头公司股价上涨的催化剂。当前新能源运营商也处于跑马圈地的扩张期，现阶段投资者关注重点是公司十四五新能源装机规划、配套融资安排（扩张的可行性）和新项目IRR（收益的稳定性），硅片降价、投资新建设风光项目的预期将是股价上涨的重要催化剂。
风险提示：市场化交易电价低于预期，行业新进入者快速扩张
碳中和深刻影响诸多产业投资底层逻辑，电力便是其中之一，过去电力被认为是低增长价值型行业。但能源转型对发电结构、电网消纳输送能力提出了新的挑战，也为资本市场带来新能源运营、电网智能化改造、储能等一系列投资机会。本篇是产业链比较基石系列第六篇，讨论新能源电站运营。与过去相比，新能源装机进入高速成长期，同时平价时代新增电站将告别补贴拖欠，回归高现金流业务本质。现阶段新能源运营商处于跑马圈地的扩张期，投资者关注重点是公司未来新能源装机规划、配套融资安排（扩张的可行性）和新项目IRR（收益的稳定性），硅片降价和电站投产预期将是股价上涨的重要催化剂。
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新能源电力运营产业链结构与商业模式
新能源电力运营产业链主要包括上游风光设备及零部件、中游电站运营以及下游电网输配售电环节。其中上游风光设备及零部件主要包括风电设备（叶片、齿轮箱、发电机、主轴、风塔等），光伏设备及原材料（硅料、硅片、电池片、组件、逆变器等）；中游是风电场、光伏电站投资运营商，以大型国有发电集团为代表，主要包括纯新能源运营商、火电转型新能源运营商以及部分由煤炭等高耗能行业转型新能源运营商；下游主要为发电上网以及向终端用户（工商业、农业、居民）输配售电。
新能源电站单体项目是类债券资产，项目拓展能力是公司的核心竞争优势。不同于传统火力发电，新能源电站运营没有燃料成本，成本中绝大部分为折旧，不受煤炭等上游原材料价格波动影响；利用小时数受风力、光照等自然条件影响较大，项目开发过程中需对其进行反复发评估与测算。同时随着我国高压电网、储能的建设与发展，2020年我国弃风、光率已下降至3%、2%，消纳能力提升助力利用小时数企稳；上网电价非市场化部分在项目核准时就已确定。因此单个新能源项目可以看作类债券资产，一经核准其生命周期现金流就基本确定。在此背景下，投资新项目成为了新能源电力运营公司增厚企业价值的主要方式，具备更强项目拓展能力的公司更具竞争优势。
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风光电站运营行业空间与影响因素分析
装机容量、上网电价与度电成本对新能源电站运营企业净利润影响较大。新能源电站运营收入端可拆解为发电量和上网电价，其中发电量由装机容量、利用小时数以及厂用电率共同决定，其中厂用电率不会产生太大波动，消纳能力提升后利用小时数趋于稳定，因此装机规模为发电量的主要影响因素。可再生能源上网电价由基准电价和可再生能源电价补贴共同决定，当前光伏、陆上风电已实现全面平价。新能源电站折旧占成本的主要部分，因此初始投资额的大小对电站盈利能力影响较大，此外电站生命周期内运营成本也会对企业盈利能力产生一定影响。
装机容量：平价时代开启叠加政策支持，风光装机步入加速期。当前应对全球气候变化已成为全人类共识，其中电力清洁化转型是实现“双碳”战略的重要抓手。当前光伏、风电已全面迈入平价时代，在越来越多的国家和地区成为最具竞争力的电力产品，我国也相继出台保障消纳、整县推进、风光大基地等多项政策推动风光发展，行业装机可持续性和可预见性大大提升。近年来我国风光新增装机量不断提升，2020年新增风电装机7167万千瓦，占比37.6%，光伏新增装机4820万千瓦，占比25.3%，风光已成为新增装机的主导力量。未来风光发电量有望随装机量增加而大幅增长，预计2025年我国风光合计发电量将达18232亿千瓦时，2021-2025年复合增速12.8%。
电价：电力市场化改革推进，供需紧平衡下电价易涨难跌。2021年10月，发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确燃煤发电电量全部进入电力市场，并有序推动工商业用户全部进入市场。同月国常会决定将市场交易电价由原来的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，且高耗能行业不设上浮限制，电价市场化规模与上浮空间大幅提升。10月以来各省市场化交易电价均接近顶格20%上浮，充分反应了我国电力供需趋紧的状态。展望十四五，“双碳”背景下各行业深度电气化预计将使全社会用电量快速扩容，同时考虑到煤电新增装机严格管控，水电优质资源有限，预计传统电源装机增速将明显下滑。当前新能源发电仍面临着发电效率低，稳定性差等诸多问题，预计十四五期间新能源难以完全弥补传统电源增速调档带来的供给缺口，电力供需紧平衡仍将延续。在此背景下，市场化电力价格大概率上涨，电站运营企业盈利能力有望抬升。
绿色电力交易试点启动，环境属性有望推动绿电价格上涨。2021年9月，我国绿电交易试点正式启动，旨在通过绿电单独交易，让具备电力需求的相关企业为绿电买单，使得绿电的环境价值得以变现。2021年12月，中央经济工作会议提出“新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，尽早实现能耗双控向碳排放总量和强度双控转变”，绿电交易与能耗双控政策相关联有望变下游“自愿性”需求为“制度性”需求，用户可能为获得能耗指标或阶梯电价优惠而购买绿色电力，绿色电力交易量与交易溢价有望双升。
度电成本：降本提效稳步推进，风光运营初始投资下降空间仍存。风光电站度电成本主要受初始投资、运维费用以及发电量影响，其中运维费用调整空间相对有限，初始投资额的大幅缩减与发电效率提升是风光电站度电成本下降的核心。风电成本下降主要体现在风机价格的下滑与单机装机容量的提升，当前我国风机核心零部件国产化替代已基本完成，风机价格已低于世界平均水平，但新增装机单机容量较世界平均水平仍有不小差距（2020年全球平均3.1MW，我国仅2.6MW）。据罗兰贝格测算，6MW风机代替3MW风机可以使风场LCOE下降约17%。，未来国产风机单机容量提升潜质较高，降本空间仍存。光伏成本下降主要体现在规模效应带动全产业链价格下降以及技术进步带来发电效率提升，当前我国光伏产业规模增速逐步放缓，降本空间受限，未来硅片大尺寸、薄片化，TOPCon、HJT等高效电池占比提升、逆变器功率密度提升等技术进步将成为行业度电成本下降的主要手段。
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新能源电力运营产业链景气跟踪方法
新能源电力运营产业链景气度可以从量、价两个维度进行观测。量方面主要跟踪太阳能、风电月度装机规模以及发电量，全国电力交易中心累计市场交易电量，风电、光伏产能利用率（弃风率、弃光率），主要金融机构绿色贷款月度同比以及主要新能源电力运营商项目建设规划。价方面主要跟踪广东、云南等全国重点城市市场化电价成交价，光伏全产业链（硅料/硅片/电池片/组件）价格变化以及月度风机招标价格。
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边际变化：宏观和产业共振，回归现金流业务本质
4.1.宏观层面：电力投资是兼顾稳增长和调结构的最优解
中央经济工作会议释放稳增长信号，电力投资是兼顾稳增长和调结构的最优解。12月中央经济工作会议释放稳增长信号，提出财政上“加快支出进度，适度超前开展基础设施投资”。要坚定不动摇中长期经济动能转型，同时缓解地产领域风险，那么电力投资将成为兼顾稳增长和调结构的最优解。新能源以及配套基础设施建设将迎来新时代的发展机遇，同时特高压与配电网工程等新一代兼具先进生产制造技术与逆周期调节功能的能源基础设施将成为电力建设投资的又一发力方向。
十三五期间大型电力企业投资3.94万亿，预期十四五可达5.2万亿。电力建设投资主要对应的产业部门有电力设备制造业、电力基建业、计算机、通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业、金属制品业以及专业技术服务业，十三五期间大型电力企业投资3.94万亿，预计拉动GDP 4.82万亿元，其中电力设备制造业贡献1.79万亿（占比37.23%）、电力基建业贡献1.71万亿（占比35.57%）。
单位电力投资对GDP的拉动作用比单位地产投资低30%。Rogoff, K. S. & Yang, Y. (2020) 测算，2016年每1元房地产投资带动1.70元GDP，其中地产设备器具购置对GDP拉动效应最强，每1元建安工程投资、设备器具购置投资分别带动2.12、2.51元GDP。而叶子菀 （2020）等对十三五期间电力投资研究结果显示，每1元电力投资带动1.22元GDP，其中每1元电力设备制造业、电力基建业、电力生产及供应业投资分别带动1.14、1.31、1.25元GDP。预计十四五期间我国大型电力企业投资完成额接近5.2万亿元，在投入产出结构不变的前提下，将拉动GDP 5.92万亿元。
电力投资辐射行业的广度不逊于地产，对单位电力投资对机械、金属冶炼、零售、化工、金属制品行业产出拉动效应强。波及效应通过影响力系数和感应度系数两个指标来反映产业对GDP的拉动能力和支撑作用。电力基建业、电力设备制造业影响力系数与建筑业持平，电力基建对科学研究和技术服务业的拉动作用显著。电力设备制造业技术含量高、辐射效应强，可扮演着引领与拉动角色，与高新技术产业部门一起发展为主导产业。分行业看，单位电力投资对机械、金属冶炼、零售、化工、金属制品行业产出拉动效应强。
4.2.产业层面：平价时代告别国补拖欠，回归高现金流业务
新能源电力消纳能力增强，平价时代告别国补拖欠。十三五期间，消纳问题成为新能源开发布局的关键约束性因素，2015年全国风电弃风率有15%，新疆、甘肃两省的弃光率高达30%。2018年起新能源利用率逐年提升，2020年全国光伏、风电平均利用率已达到98%和96.5%。新疆、甘肃、内蒙古、吉林等重点省区，先后解除了新能源投资红色预警。理论上，新能源电站运营是一种理想的商业模式，企业可以通过不断建设新能源电站，获得近似真正的永续增长。然而，补贴时代存量电站国补拖欠问题严峻，导致IRR只存在于纸面，实际现金流远小于报表利润，与电网结算电费还完贷款利息后所剩无几，致使新能源运营商业模式难以持续。当前光伏风电已至平价上网的关键时期，未来新能源电站再无补贴拖欠问题，清洁能源运营有望回归高现金流业务本质。
行业竞争壁垒在于资金优势和资源优势，能实现快速扩张的企业更具竞争优势。新能源运营商不存在特有经营模式，行业竞争壁垒在于资金优势和资源优势。风光运营商的竞争很大程度上是优质发电资源的竞争。优质风能、太阳能资源主要分布在有限的特定位置。此外，当地电网消纳能力以及输送容量也是制约发电和上网能力的主要因素。运营商企业之间对于风光资源优越，消纳能力充分，电力输送容量充足的优质风电或光伏发电项目的竞争非常激烈。此外，风光电站建设初期投资规模高，资金能力和融资成本也是市场竞争者重要优势之一。告别欠补时代后行业门槛降低，行业或进入到供需双扩张的阶段，此时能实现快速扩张、获得优质项目资源的企业更具竞争优势。
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催化剂：参考水电，机组投产是股价上涨催化剂
新能源运营商业模式与水电类似，参考水电，装机规模增长将是股价上涨催化剂。新能源电站单体项目是类债券型资产，A股中与新能源电站类似的是2015年以前装机规模仍在高速扩张期的水电，两者均为“一次性投入，回收现金流”，在电站正式投产之时大规模资本开支结束，运营阶段可变成本占比极低。复盘水电，2004~2015年水电处于建设高峰期，加上大型水电站开发实行“一库多级”模式，“库”级的水电站投产不仅有新电站自身盈利，还可以通过平滑来水波动，提振存量“多级”电站的发电效率。在水电装机扩张期，行业净利率稳步攀升。行业Capex增速是水电净利润增速的领先指标。新电站机组投产则是行业龙头股价上涨的催化剂。当前新能源运营商也处于跑马圈地的扩张期，现阶段投资者关注重点是公司十四五新能源装机规划、配套融资安排（扩张的可行性）和新项目IRR（收益的稳定性），投资新建设风光项目的预期将是股价上涨的重要催化剂。
2022年组件降价刺激装机扩张的预期，助推新能源运营指数上涨。2021Q4硅料持续高价开始反噬终端需求，部分电站选择延迟到来年装机，下游组件厂开工率下降和硅片去库存，两大因素叠加使得11月之后硅片龙头隆基、中环双双下调报价。电池组件成本下降、政策支持、储量项目雄厚，催化市场对2022年光伏装机乐观预期。光伏工业协会指出由于供应链价格高企，2021年光伏装机规模预测由原有的55-65GW下调至45-55GW，但统计14个省公布的保障性配置规模就接近90GW，再加上已公开的大基地项目超过60GW，2022年装机在巨大国内光伏发电项目储备量的推动量下，可能增至75GW以上，意味着新增装机增速在36%-66%。