1.1、 “雙碳”目標下，新能源運營商成長性將提升

能源革命和全球定價權的爭奪是“碳中和”的核心，以光伏、風電等清潔能源為主體的新型電力系統是未來發展的重點方向。從 2019 年到 2020 年，全球太陽能裝機容量增長 127GW，風能裝機容量增長 111GW，合計達 238 GW，可再生能源在發電量中的占比從 10.3%增長至 11.7%；煤炭發電占比則下降 1.3 pct 至 35.1%。根據我國國家統計局，2020年我國全社會用電量 75110 億 kWh，同比增長 3.1%，其中化石燃料來源約占65.7%，該占比較高是由我國能源資源稟賦所決定的，因此我國電力清潔化轉型的任務重、壓力大。

經濟性、安全性和保護環境是典型能源矛盾三角。“雙碳”目標是從保護環境角度出發而考慮的問題，目前已成確定的趨勢；“風光”降本是從經濟性角度考慮和評估清潔能源的可行性；儲能建設及電網改造是否能支撐高比例的風光發電量時電網的安全性，是當風光發電量占比達到 15-20%以上時，需要重點考慮的問題（我們預計，2021 年我國風光發電量占比為 11%）。

根據發改委能源所預測：

到 2025 年，光伏總裝機規模達到約 7.3 億千瓦，風電約 4.5 億千瓦，光伏全年發電量約 0.88 萬億千瓦時、風電約 0.90 萬億千瓦時，占當年全社會用電量約18%；2035 年，光伏總裝機規模達到約 30 億千瓦（3000GW，相當于 2020 年底的 11.9倍），風電約 12 億千瓦，總發電量約 5.9 萬億千瓦時，占當年全社會用電量約47.2%；

2050 年，光伏發電總裝機規模達到約 50 億千瓦（5000GW，相當于 2020 年底的 19.8 倍），風電約 18 億千瓦，總發電量約 9.6 萬億千瓦時，占當年全社會用電量約 62.4%。

我們根據以上目標，可以得到以下結論：

（1）2020 年光伏、風電發電量為 7270 億千瓦時，占全社會用電量約 9.5%，若要實現 2025 年的目標，2020-2025 年光伏、風電發電量 5 年復合增速為 20%；

（2）火電為了保障供電安全性，在長周期看并不會被完全淘汰，水電由于資源屬性較強也存在裝機天花板，核電主要關注技術進步，當前在測算中并未給予更高預期。

1.2、 “綠電”的需求驅動和價格錨定因素有哪些

“綠電”交易平臺以電力市場化交易為基礎，提供了一種電力來源可追溯、認證機制，有助于推動清潔電力的使用。綠電是排碳水平較低、對環境影響較小的電力，主要來源是光伏、風力、水電等。2021 年 9 月 7 日，我國綠色電力交易試點工作正式啟動，以平價風電和光伏為電源側，聯通 17 個省份共 259 家市場主體，首批交易量達 79.35 億 kWh，較當地電力中長期交易價格溢價 0.03-0.05元/kWh。在試點初期，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商和掛牌集中競價等方式購買。9 月 7 日當天，綠電需求的大客戶主要是以外企或者外貿型企業為主，如寶馬、巴斯夫等公司，主要原因在于海外部分發達國家的碳排放權、排污權市場化交易機制、環境稅收機制相對成熟，這些企業可以通過綠電交易產生實際的經濟效益。但目前，我國綠電的總交易量較少，其核心原因在于國內綠電的供需機制尚未完全理順。

 （一）推動與碳成本內部化聯動機制，可以使“綠電”需求量增加。

綠電的環境效益更為純粹。首批綠電成交量為 79.35 億 kWh，將減少標煤燃燒243.6 萬噸，減排二氧化碳 607.18 萬噸，實際上碳減排是綠電最重要的作用之一。在綠電追溯認證機制以及交易平臺建立后，相比于使用火電，綠電的使用者可以直接減少排碳量，同時減少未來潛在的碳成本。但目前，國家尚未完全建立起來碳成本全面內部化的機制，碳交易市場作為碳成本內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部化需要在未來建立起聯動機制，具體而言：

（1）碳約束范圍越廣、碳成本內部化機制越健全，綠電的交易量提升越快。碳約束產生碳成本，碳成本內部化可以通過碳稅實現，也可以通過碳交易市場實現。這是綠電需求影響的核心因素之一，碳約束從相對寬松到偏緊，從免費配額到拍賣配額，納入行業從少到多后，綠電的需求會提升。目前，我國碳交易市場也尚處于起步階段，單日成交額為幾十噸，交易均價為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）對于排碳企業或新能源企業，綠電和 CCER 可二選一。

1）排碳企業在實現碳減排的過程中，如果選擇購買綠電，則核算排碳量直接降低；如果選擇購買 CCER 則是實現相對高排碳后的對沖補償機制。即便碳交易市場（碳配額交易與 CCER 交易市場）沒有起到較強的減排作用，綠電同樣可以起到減排目的，預計企業端更傾向于前者。

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

（3）在綠電交易與碳成本聯動機制下，綠電溢價的“錨”是多少？我們在碳成本 30-80 元/噸的情況下，計算了買方愿意支付的綠電溢價，結果顯示，綠電溢價約 0.02-0.06 元/度，與當前綠電交易市場數據吻合。

此外，在綠電交易與碳成本聯動機制下，未來還有兩個問題需要考慮：

第一，碳成本的傳導機制如何，即非綠電的消費者是否會完全承擔碳成本？我們認為，這與體制特點和經濟運行規律有關，非綠電的消費者碳成本承擔的比例越高，綠電的溢價和需求則越強。

 目前，我國正在推動企業端高比例的能源、電力市場化交易機制和價格傳導機制，同時，政策也強調“雙碳”目標要積極運營市場化手段，所以能源消費者理應承擔更多碳成本，這樣可以有效的推動能源消費者自身的節能措施和效率的提升。

第二，碳價如何錨定？

碳價過低，無法有效推動碳減排，過高會影響中游、下游的盈利，導致經濟不振。碳成本的本質是社會減碳的綜合成本，也需要外部性成本內部化這樣的過程，需要考慮由哪個環節承擔；全球碳價統一標準較難，需要考慮社會成本、匯率等諸多因素，各國會爭奪定價權，但按何種程度制定標準很重要；中國的碳價一開始不宜過高，否則有損于制造業，能夠推動成本要素轉移和低碳改革即可。

（二）“雙控”政策加碼，“綠電”獲差異化，有助于提升綠電需求。

“雙控”是實現“雙碳”目標的重要抓手，其約束是長期性的。2021 年 8 月 12日，國家發展改革委印發的《2021 年上半年各地區能耗雙控目標完成情況晴雨表》顯示，能耗強度降低進度目標中，有 9 個省為一級預警，10 個省為二級預警，一二級合計占比過半。

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

2021 年 9 月 11 日，國家發改委印發關于《完善能源消費強度和總量雙控制度方案》的通知，鼓勵地方增加可再生能源消費，對超額完成激勵性可再生能源電力消納責任權重的地區，超出最低可再生能源電力消納責任權重的消納量不納入該地區年度和五年規劃當期能源消費總量考核。

而根據 2019 年 5 月《國家發展改革委、國家能源局關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，對于實際完成消納量超過本區域激勵性消納責任權重對應消納量的省級行政區域，超出激勵性消納責任權重部分的消納量折算的能源消費量不納入該區域能耗“雙控”考核。

也就是說，從最低值到激勵值中間的部分，被納入免于區域能耗“雙控”考核的范圍。這將進一步加強地方使用可再生能源的動力。

一方面，國家發改委和能源局確定的各地非水電消納責任權重最低值（以下簡稱“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任權重最低預期值全部較 2021年提升 1.25%。

另一方面，在新版規定中，達到激勵值后，最低值以上的部分免于區域能耗“雙控”考核的范圍，這會推動各地加大非水可再生能源的使用，推動綠電的銷售。我們以 2020 年歷史數據進行參考測算，共有 18 個省級區域達到激勵值，在新版規定下，共 2125 億千瓦時電力將免于能耗考核，較舊版提升 1041 億千瓦時;較舊版多出的 1041 億千瓦時的電力可通過 65GW 風光裝機來實現（以光伏1200h、風電 2200h 利用小時數假設計算）。

進一步分析，假設 1041 億千瓦時電力用于單個行業的能量消耗中，按行業平均值計算，對應電解鋁/水泥/鋼產量分別為 758 萬噸/11.5 億噸/1.35 億噸。

 當然需要指出的是，每年消納責任權重指標都是在增長的，可再生能源消納難度實際是在增加的，我們采用的是 2020 年的數據進行測算僅作為參考，而且僅考慮能耗總量，未考慮能耗強度，后者也是非常重要的考核指標，但不可否認該政策有助于減輕能耗總量約束壓力，同時推動可再生能源的裝機及消納。

因此，綠電不僅能緩解地方及企業的指標壓力、有效降低能耗，同時為生產所需的電能帶來補充，故需求量大幅攀升。

（3）平價項目“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：兼顧分擔補貼壓力和促進企業清潔用電，把清潔能源發電企業的發電額度轉化成綠電證明，清潔能源企業可以對外售賣，既可以保證清潔能源企業收回部分補貼，又能使得需要綠電的企業獲得綠電憑證，即補貼綠證。

2017 年綠證制度實施之初，核發對象主要包括獲得國家財政補貼資格的風電、光伏發電項目，2021 年 5 月 25 日，信息中心正式啟動了平價綠證核發工作。中國綠證實現了與 RE100 等國際機構的互認，近兩年，尤其是“30·60”碳達峰、碳中和目標提出后，綠證需求量持續提升。比利時帶有綠證的電價比無綠證的電價高出 1-2 歐分/千瓦時，德國則為 0.5-0.8 歐分/千瓦時，挪威則約 0.2-0.3歐分/千瓦時。

平價項目綠電交易提出了“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認證，建立全國統一的綠證制度，國家能源局組織國家可再生能源信息管理中心，根據綠電交易試點需要，向北京電力交易中心、廣州電力交易中心批量核發綠證，電力交易中心依據綠電交易結算結果將綠證分配至電力用戶。“證電合一”，可激發綠電交易市場的積極性，提高溢價率；但西部地區綠證相對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。實際上，綠電交易本身也需要輸電線路充足，所以其綠電實際交割需要一定的基礎設施輔助。

過去綠證出售主要用于對沖補貼拖欠的風險，因此綠證成交價格的上限為補貼金額，考慮到一張綠證對應 1MWh，即：單張綠證的成交價格上限=（項目的風電/光伏的標桿電價-當地脫硫煤標桿電價）*1000。本次綠電的出售方主要以五大發電企業的平價項目為主，根據綠電交易發放綠電證書，按照平價綠證價格 50 元每張計算，綠電溢價對標上限大概 5 分錢/度。

與傳統發電方式相比，新能源發電成本持續處于下降通道。隨著技術進步等因素，綠電的成本優勢將持續增強，加速對于傳統能源發電的替代。

2010-2020 年期間，風光發電成本均大幅降低。其中光伏度電成本下降 85%，陸風度電成本下降 56%，海風度電成本下降 48%。根據 IRENA 數據，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 日匯率計算，為 0.37 元人民幣/度，下同），降幅高達 85%；陸風的度電成本由 2010 年的 0.089 美元降至 2020 年的 0.039 美元（0.25 元人民幣/度），降幅達到 56%；海風的度電成本由 2010 年的 0.162 美元降至 2020年的 0.084 美元（0.54 元人民幣/度），降幅達到 48%。

 風電：機組大型化推動風機價格持續降低，未來若風機（不含塔筒）價格下降到1800 元/kW，風電項目總體投資將較 2021H1 繼續降低 15%。2019 年，搶裝拉動了裝機需求，風機價格有所攀升。但進入 2020 年之后，補貼退出，需求下降，風機價格進入下行通道。但大基地項目開啟，風電機組大型化的趨勢逐步建立，4、5MW 機組開始成為主力機型。根據 IRENA 與金風科技數據，我國風機價格從 1998 年的 17308 元/kW 下降 84.89%至 2021 年 6 月份的 2616 元/kW，較2019 年 12 月價格下降 34.67%，當前風機招標價格甚至下探到 2000 元/kW（不含塔筒）。整機價格的下降刺激了下游需求的釋放，補貼退坡后的平價將不再成為制約風電項目建設的因素。

 當前情況下（風機價格 2.6 元/W），風機與塔筒采購成本合計占風電項目總造價的 54%。假設其他條件不變，若風機與塔筒價格分別下降至 1.8 元/W 和 0.6元/W，則風電項目總造價較 2021H1 可進一步下降 15.21%。

光伏：2022H1 硅料價格降低將推動產業鏈價格下降；若 2022 年底前硅料價格下降到 80 元/kg，光伏項目總體造價僅因此因素就將下降 13%，且技術進步和產業競爭仍在持續中，共同推動持續降本。

2021 年以來，硅料價格快速上漲。根據 solarzoom 數據，與 2021 年 1 月相比，2021 年 9 月硅料價格上漲了 144%。2021 年 6 月以來，硅料價格穩定在 200元/kg 以上，較高的原料價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格呈現一定程度的緩跌，但是市場對 Q4 下游需求的強預期、疊加原材料工業硅價格處于高位，2021 年“十一”后硅料價格跳漲至 260 元/kg 以上。

 假設硅料價格 212 元/kg，則硅成本占組件成本的 37%，占光伏項目總成本的16%。若硅料價格進入下行通道，光伏項目總造價仍有較大的下降空間。

假設其他條件不變：若硅料下降至 180 元/kg，則光伏項目總造價較當前情況將下降 3.06%；若硅料下降至 120 元/kg，則光伏項目總造價較當前情況將下降 8.86%；若硅料下降至 80 元/kg，則光伏項目總造價較當前情況將下降 12.73%。

當前時點光伏制造端的產能相對過剩，推動集中度提升和行業整體降本是未來主要趨勢，在這個過程中制造端一體化、某環節的技術進步或推動超額收益的產生，而整體降本會推動制造端為下游讓利，使運營商階段性享受超額收益。從運營商層面，電力供應安全性保障如儲能、電網改造等成本是否未來需要運營商承擔，也是需要中長期需要考慮的問題。

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生，而運營端作為業主在保證合理 IRR 的水平下，對制造端仍有一定的議價權，進而享受一定的降本收益。

 2、 選股策略：有質量的成長

2.1、 ROE：體現經營的差異性

為了整體呈現新能源運營公司的裝機、發電量情況，我們選取了 53 家 A 股及 H股典型的公用事業公司，包含風光占比較多新能源運營公司，也包括火電、水電向新能源運營轉型的公司，根據公告披露情況，列舉了它們截至 2021H1 分類運營裝機及 2021H1 累計發電量。

風電裝機量排名靠前的公司為：龍源電力、華潤電力、大唐新能源、三峽能源、華能國際；光伏裝機排名靠前的公司為：三峽能源、中國電力、太陽能、中國核電、吉電股份。

（1）水電運營的盈利相對較好（長江電力 2020 年 ROE 為 15.28%），風光運營相對次之，主要原因在于水電長期以來發電成本更依賴于資源、基礎設施建設、融資成本，整體成本相對較低，但其發展也有天花板（即資源約束）；

（2）風電、光伏 10 年間制造成本下降較快，2020 年后的光伏、陸上風電雖然發電側可以實現平價，但歷史項目依然需要補貼，同時資源情況、運營維護、項目邊界紅線談判條件，都會影響項目盈利；風電為主的龍源電力 2020 年 ROE為 8.19%，節能風電為 6.29%，光伏為主的太陽能為 7.32%，同樣業務不同公司體現的差異性較大，說明其項目質量和運營管理的差異；此外，業務比較多樣的公司呈現的 ROE 亦各有差異。

2.2、 成長：價值重估的核心

電力企業是“雙碳”目標下，新能源裝機的核心力量。“十四五”期間風光整體發電量 5 年復合增速有望達到 20%，從成長角度行業已經發生了深刻變化。2020年后，光伏和陸上風電也已進入平價階段，雖然未來仍需考慮電網安全因素，但是當前節點，行業也已經從之前的政策驅動，進入了市場化階段。為實現“雙碳”目標，在“十四五”開局之年電力央企紛紛制定了風電裝機容量目標宏圖，因為央國企具備一定的融資成本、項目獲取優勢，因此其指定的目標大多數比行業整體均值要高，成長要快。（報告來源：未來智庫）

2.3、 金融機構：支持力度進一步強化

金融機構支持有望進一步加強。為了更好的滿足新能源建設需求，金融機構或將對新能源運營商加以支持，整體流動性將達到空前的寬裕。

2021.3.25，發改委等五部門發布《關于引導加大金融支持力度 促進風電和光伏發電等行業健康有序發展的通知》，要求各銀行和有關金融機構充分認識可再生能源行業對我國生態文明建設和履行國際承諾的重要意義，樹立大局意識，增強責任感，幫助企業有效化解生產經營和金融安全風險，促進可再生能源行業健康有序發展。

2021.10.15，央行舉行第三季度金融統計數據新聞發布會，指出：目前人民銀行正抓緊推進碳減排支持工作設立工作。碳減排支持工具是為助推實現碳達峰、碳中和目標而創設的一項結構性貨幣政策工具，人民銀行提供低成本資金，支持金融機構為具有顯著碳減排效應的重點項目提供優惠利率融資，為保證精準性，碳減排支持工具支持清潔能源、節能環保、碳減排技術三個重點領域，為保證直達性，采取先貸后借的直達機制。人民銀行將以穩步有序的方式推動碳減排支持工具落地生效，注重發揮杠桿效應，撬動更多社會資金促進碳減排。未來金融機構對可再生能源運營項目的支持有望來自以下三個方面：

（1）對于拖欠的存量補貼，通過 ABS/ABN、REITS 對確權部分進行低息再貸款；

（2）對于增量項目，提供更多綠色貸款支持進行新平價項目建設；

（3）資本市場提供更多 IPO、定增、轉債的便利。

3、 重點公司分析

金開新能：定增落地，助力成長加速

注資重組成功，打開融資通路。金開新能是國開新能源 2020 年注資津勸業完成重組后改名金開新能而來，專注于新能源發電及運營。國開新能源成立于 2014年 12 月，由國開金融（國家開發銀行經國務院批準設立的全資子公司）牽頭組建，多家全球知名投資機構聯合參與投資的新能源投資與實業管理平臺。

布局優質資源區域，業績扭虧為盈。截止 2021 年 8 月底，公司在全國 20 個省市、自治區持有在運及在建發電項目 64 個，核準裝機容量 3570 兆瓦。公司計劃到 2025 年核準裝機達到 13GW。電站項目主要分布在山東、河北、山西、寧夏、新疆等經濟發達或風光資源優良的區域。2021 年前三季度，公司實現營業收入 13.68 億元，同比增長 33.85%；實現歸母凈利潤 3.33 億元，同比增長1087.1%。

 定增落地，股東實力強，投資收購優質資產。2021 年 7 月，公司完成非公開發行股票工作，募資 13.35 億元。新進股東包括三峽資本、特變電工、華夏基金、財通基金、摩根大通等產業市場及專業投資機構。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， 同時有效降低了融資成本。2021 年上半年，公司對外投資總額 21.16 億元，其中收購子公司總對價 5.47 億元，其他對聯營企業投資 0.99 億元，向子公司國開新能源增資 14.7 億元，資金均用于清潔能源投資。

管理層經驗豐富，精細化運營。截止 2021 年 8 月底，公司擁有博士 4 名、碩士 66 名，合計占員工總數 47.3%，大多高管及中層管理人員具有頭部金融機構或電力央企履歷背景，熟悉新能源電力行業規律與業務模式。公司通過多年在新能源電力行業深耕細作，已培養出一批專業的業務開發團隊。近兩年來，公司裝機規模已實現跨越式增長。