本文來自格隆匯專欄：國君策略陳顯順，作者：陳顯順 喻雅彬
摘要
產業鏈結構：新能源電力運營產業鏈主要包括上游風光設備及零部件、中游電站運營以及下游電網輸配售電環節。新能源電站成本中絕大部分為折舊，不受上游原材料價格波動影響，一經核准其生命週期現金流就基本確定。新能源電站單體項目可以看作類債券資產。
景氣跟蹤指標：可從量、價兩個維度進行觀測。量方面主要跟蹤太陽能、風電月度裝機規模以及發電量，全國電力交易電量/電價，全國棄風棄光率，綠色貸款增速以及運營商項目建設規劃。價方面主要跟蹤光伏全產業鏈價格變化以及月度風機招標價格。
盈利模式：裝機容量、上網電價與度電成本三大核心變量均有改善趨勢。新能源電站收入端主要影響因素是裝機容量和上網電價，成本端主要受度電成本（電站初始投資成本）影響，以上三大要素均有改善趨勢。平價時代開啟疊加政策支持，風光已成為新增裝機的主導力量。電力市場化改革推進，十四五期間電力供需緊平衡下電價易漲難跌。降本提效穩步推進，風光運營初始投資下降空間仍存。
邊際變化：宏觀和產業共振，迴歸現金流業務本質。電力行業邏輯發生兩重變化：（一）電力投資是兼顧穩增長和調結構的最優解。12月中央經濟工作會議釋放穩增長信號，研究表明雖然單位電力投資對GDP的拉動作用比單位地產投資低30%（每1元電力投資帶動1.22元GDP，每1元房地產投資帶動1.70元GDP），但電力投資輻射行業的廣度不遜於地產，特別是對機械、金屬冶煉、零售、化工、金屬製品行業產出拉動效應強；（二）新能源電力消納能力增強，平價時代吿別國補拖欠。補貼時代存量電站國補拖欠問題嚴峻，導致IRR只存在於紙面，實際現金流遠小於報表利潤。當前光伏風電已至平價上網的關鍵時期，行業將回歸高現金流業務本質。未來行業競爭壁壘在於資金優勢和資源優勢，能實現快速擴張的企業更具競爭優勢。
催化劑：新能源運營商業模式與水電類似，裝機規模增長、硅片降價將是股價上漲催化劑。新能源電站屬性類似的是裝機規模仍在高速擴張期的水電，兩者均為“一次性投入，回收現金流”。在2004~2015年水電裝機擴張期，行業淨利率穩步攀升，Capex增速是水電淨利潤增速的領先指標。新電站機組投產則成為行業龍頭公司股價上漲的催化劑。當前新能源運營商也處於跑馬圈地的擴張期，現階段投資者關注重點是公司十四五新能源裝機規劃、配套融資安排（擴張的可行性）和新項目IRR（收益的穩定性），硅片降價、投資新建設風光項目的預期將是股價上漲的重要催化劑。
風險提示：市場化交易電價低於預期，行業新進入者快速擴張
碳中和深刻影響諸多產業投資底層邏輯，電力便是其中之一，過去電力被認為是低增長價值型行業。但能源轉型對發電結構、電網消納輸送能力提出了新的挑戰，也為資本市場帶來新能源運營、電網智能化改造、儲能等一系列投資機會。本篇是產業鏈比較基石系列第六篇，討論新能源電站運營。與過去相比，新能源裝機進入高速成長期，同時平價時代新增電站將吿別補貼拖欠，迴歸高現金流業務本質。現階段新能源運營商處於跑馬圈地的擴張期，投資者關注重點是公司未來新能源裝機規劃、配套融資安排（擴張的可行性）和新項目IRR（收益的穩定性），硅片降價和電站投產預期將是股價上漲的重要催化劑。
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新能源電力運營產業鏈結構與商業模式
新能源電力運營產業鏈主要包括上游風光設備及零部件、中游電站運營以及下游電網輸配售電環節。其中上游風光設備及零部件主要包括風電設備（葉片、齒輪箱、發電機、主軸、風塔等），光伏設備及原材料（硅料、硅片、電池片、組件、逆變器等）；中游是風電場、光伏電站投資運營商，以大型國有發電集團為代表，主要包括純新能源運營商、火電轉型新能源運營商以及部分由煤炭等高耗能行業轉型新能源運營商；下游主要為發電上網以及向終端用户（工商業、農業、居民）輸配售電。
新能源電站單體項目是類債券資產，項目拓展能力是公司的核心競爭優勢。不同於傳統火力發電，新能源電站運營沒有燃料成本，成本中絕大部分為折舊，不受煤炭等上游原材料價格波動影響；利用小時數受風力、光照等自然條件影響較大，項目開發過程中需對其進行反覆發評估與測算。同時隨着我國高壓電網、儲能的建設與發展，2020年我國棄風、光率已下降至3%、2%，消納能力提升助力利用小時數企穩；上網電價非市場化部分在項目核准時就已確定。因此單個新能源項目可以看作類債券資產，一經核准其生命週期現金流就基本確定。在此背景下，投資新項目成為了新能源電力運營公司增厚企業價值的主要方式，具備更強項目拓展能力的公司更具競爭優勢。
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風光電站運營行業空間與影響因素分析
裝機容量、上網電價與度電成本對新能源電站運營企業淨利潤影響較大。新能源電站運營收入端可拆解為發電量和上網電價，其中發電量由裝機容量、利用小時數以及廠用電率共同決定，其中廠用電率不會產生太大波動，消納能力提升後利用小時數趨於穩定，因此裝機規模為發電量的主要影響因素。可再生能源上網電價由基準電價和可再生能源電價補貼共同決定，當前光伏、陸上風電已實現全面平價。新能源電站折舊佔成本的主要部分，因此初始投資額的大小對電站盈利能力影響較大，此外電站生命週期內運營成本也會對企業盈利能力產生一定影響。
裝機容量：平價時代開啟疊加政策支持，風光裝機步入加速期。當前應對全球氣候變化已成為全人類共識，其中電力清潔化轉型是實現“雙碳”戰略的重要抓手。當前光伏、風電已全面邁入平價時代，在越來越多的國家和地區成為最具競爭力的電力產品，我國也相繼出台保障消納、整縣推進、風光大基地等多項政策推動風光發展，行業裝機可持續性和可預見性大大提升。近年來我國風光新增裝機量不斷提升，2020年新增風電裝機7167萬千瓦，佔比37.6%，光伏新增裝機4820萬千瓦，佔比25.3%，風光已成為新增裝機的主導力量。未來風光發電量有望隨裝機量增加而大幅增長，預計2025年我國風光合計發電量將達18232億千瓦時，2021-2025年複合增速12.8%。
電價：電力市場化改革推進，供需緊平衡下電價易漲難跌。2021年10月，發改委發佈《關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，明確燃煤發電電量全部進入電力市場，並有序推動工商業用户全部進入市場。同月國常會決定將市場交易電價由原來的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，且高耗能行業不設上浮限制，電價市場化規模與上浮空間大幅提升。10月以來各省市場化交易電價均接近頂格20%上浮，充分反應了我國電力供需趨緊的狀態。展望十四五，“雙碳”背景下各行業深度電氣化預計將使全社會用電量快速擴容，同時考慮到煤電新增裝機嚴格管控，水電優質資源有限，預計傳統電源裝機增速將明顯下滑。當前新能源發電仍面臨着發電效率低，穩定性差等諸多問題，預計十四五期間新能源難以完全彌補傳統電源增速調檔帶來的供給缺口，電力供需緊平衡仍將延續。在此背景下，市場化電力價格大概率上漲，電站運營企業盈利能力有望抬升。
綠色電力交易試點啟動，環境屬性有望推動綠電價格上漲。2021年9月，我國綠電交易試點正式啟動，旨在通過綠電單獨交易，讓具備電力需求的相關企業為綠電買單，使得綠電的環境價值得以變現。2021年12月，中央經濟工作會議提出“新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制，儘早實現能耗雙控向碳排放總量和強度雙控轉變”，綠電交易與能耗雙控政策相關聯有望變下游“自願性”需求為“制度性”需求，用户可能為獲得能耗指標或階梯電價優惠而購買綠色電力，綠色電力交易量與交易溢價有望雙升。
度電成本：降本提效穩步推進，風光運營初始投資下降空間仍存。風光電站度電成本主要受初始投資、運維費用以及發電量影響，其中運維費用調整空間相對有限，初始投資額的大幅縮減與發電效率提升是風光電站度電成本下降的核心。風電成本下降主要體現在風機價格的下滑與單機裝機容量的提升，當前我國風機核心零部件國產化替代已基本完成，風機價格已低於世界平均水平，但新增裝機單機容量較世界平均水平仍有不小差距（2020年全球平均3.1MW，我國僅2.6MW）。據羅蘭貝格測算，6MW風機代替3MW風機可以使風場LCOE下降約17%。，未來國產風機單機容量提升潛質較高，降本空間仍存。光伏成本下降主要體現在規模效應帶動全產業鏈價格下降以及技術進步帶來發電效率提升，當前我國光伏產業規模增速逐步放緩，降本空間受限，未來硅片大尺寸、薄片化，TOPCon、HJT等高效電池佔比提升、逆變器功率密度提升等技術進步將成為行業度電成本下降的主要手段。
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新能源電力運營產業鏈景氣跟蹤方法
新能源電力運營產業鏈景氣度可以從量、價兩個維度進行觀測。量方面主要跟蹤太陽能、風電月度裝機規模以及發電量，全國電力交易中心累計市場交易電量，風電、光伏產能利用率（棄風率、棄光率），主要金融機構綠色貸款月度同比以及主要新能源電力運營商項目建設規劃。價方面主要跟蹤廣東、雲南等全國重點城市市場化電價成交價，光伏全產業鏈（硅料/硅片/電池片/組件）價格變化以及月度風機招標價格。
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邊際變化：宏觀和產業共振，迴歸現金流業務本質
4.1.宏觀層面：電力投資是兼顧穩增長和調結構的最優解
中央經濟工作會議釋放穩增長信號，電力投資是兼顧穩增長和調結構的最優解。12月中央經濟工作會議釋放穩增長信號，提出財政上“加快支出進度，適度超前開展基礎設施投資”。要堅定不動搖中長期經濟動能轉型，同時緩解地產領域風險，那麼電力投資將成為兼顧穩增長和調結構的最優解。新能源以及配套基礎設施建設將迎來新時代的發展機遇，同時特高壓與配電網工程等新一代兼具先進生產製造技術與逆週期調節功能的能源基礎設施將成為電力建設投資的又一發力方向。
十三五期間大型電力企業投資3.94萬億，預期十四五可達5.2萬億。電力建設投資主要對應的產業部門有電力設備製造業、電力基建業、計算機、通信和其他電子設備製造業、儀器儀表製造業、金屬製品業以及專業技術服務業，十三五期間大型電力企業投資3.94萬億，預計拉動GDP 4.82萬億元，其中電力設備製造業貢獻1.79萬億（佔比37.23%）、電力基建業貢獻1.71萬億（佔比35.57%）。
單位電力投資對GDP的拉動作用比單位地產投資低30%。Rogoff, K. S. & Yang, Y. (2020) 測算，2016年每1元房地產投資帶動1.70元GDP，其中地產設備器具購置對GDP拉動效應最強，每1元建安工程投資、設備器具購置投資分別帶動2.12、2.51元GDP。而葉子菀 （2020）等對十三五期間電力投資研究結果顯示，每1元電力投資帶動1.22元GDP，其中每1元電力設備製造業、電力基建業、電力生產及供應業投資分別帶動1.14、1.31、1.25元GDP。預計十四五期間我國大型電力企業投資完成額接近5.2萬億元，在投入產出結構不變的前提下，將拉動GDP 5.92萬億元。
電力投資輻射行業的廣度不遜於地產，對單位電力投資對機械、金屬冶煉、零售、化工、金屬製品行業產出拉動效應強。波及效應通過影響力系數和感應度係數兩個指標來反映產業對GDP的拉動能力和支撐作用。電力基建業、電力設備製造業影響力系數與建築業持平，電力基建對科學研究和技術服務業的拉動作用顯著。電力設備製造業技術含量高、輻射效應強，可扮演着引領與拉動角色，與高新技術產業部門一起發展為主導產業。分行業看，單位電力投資對機械、金屬冶煉、零售、化工、金屬製品行業產出拉動效應強。
4.2.產業層面：平價時代吿別國補拖欠，迴歸高現金流業務
新能源電力消納能力增強，平價時代吿別國補拖欠。十三五期間，消納問題成為新能源開發佈局的關鍵約束性因素，2015年全國風電棄風率有15%，新疆、甘肅兩省的棄光率高達30%。2018年起新能源利用率逐年提升，2020年全國光伏、風電平均利用率已達到98%和96.5%。新疆、甘肅、內蒙古、吉林等重點省區，先後解除了新能源投資紅色預警。理論上，新能源電站運營是一種理想的商業模式，企業可以通過不斷建設新能源電站，獲得近似真正的永續增長。然而，補貼時代存量電站國補拖欠問題嚴峻，導致IRR只存在於紙面，實際現金流遠小於報表利潤，與電網結算電費還完貸款利息後所剩無幾，致使新能源運營商業模式難以持續。當前光伏風電已至平價上網的關鍵時期，未來新能源電站再無補貼拖欠問題，清潔能源運營有望迴歸高現金流業務本質。
行業競爭壁壘在於資金優勢和資源優勢，能實現快速擴張的企業更具競爭優勢。新能源運營商不存在特有經營模式，行業競爭壁壘在於資金優勢和資源優勢。風光運營商的競爭很大程度上是優質發電資源的競爭。優質風能、太陽能資源主要分佈在有限的特定位置。此外，當地電網消納能力以及輸送容量也是制約發電和上網能力的主要因素。運營商企業之間對於風光資源優越，消納能力充分，電力輸送容量充足的優質風電或光伏發電項目的競爭非常激烈。此外，風光電站建設初期投資規模高，資金能力和融資成本也是市場競爭者重要優勢之一。吿別欠補時代後行業門檻降低，行業或進入到供需雙擴張的階段，此時能實現快速擴張、獲得優質項目資源的企業更具競爭優勢。
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催化劑：參考水電，機組投產是股價上漲催化劑
新能源運營商業模式與水電類似，參考水電，裝機規模增長將是股價上漲催化劑。新能源電站單體項目是類債券型資產，A股中與新能源電站類似的是2015年以前裝機規模仍在高速擴張期的水電，兩者均為“一次性投入，回收現金流”，在電站正式投產之時大規模資本開支結束，運營階段可變成本佔比極低。覆盤水電，2004~2015年水電處於建設高峯期，加上大型水電站開發實行“一庫多級”模式，“庫”級的水電站投產不僅有新電站自身盈利，還可以通過平滑來水波動，提振存量“多級”電站的發電效率。在水電裝機擴張期，行業淨利率穩步攀升。行業Capex增速是水電淨利潤增速的領先指標。新電站機組投產則是行業龍頭股價上漲的催化劑。當前新能源運營商也處於跑馬圈地的擴張期，現階段投資者關注重點是公司十四五新能源裝機規劃、配套融資安排（擴張的可行性）和新項目IRR（收益的穩定性），投資新建設風光項目的預期將是股價上漲的重要催化劑。
2022年組件降價刺激裝機擴張的預期，助推新能源運營指數上漲。2021Q4硅料持續高價開始反噬終端需求，部分電站選擇延遲到來年裝機，下游組件廠開工率下降和硅片去庫存，兩大因素疊加使得11月之後硅片龍頭隆基、中環雙雙下調報價。電池組件成本下降、政策支持、儲量項目雄厚，催化市場對2022年光伏裝機樂觀預期。光伏工業協會指出由於供應鏈價格高企，2021年光伏裝機規模預測由原有的55-65GW下調至45-55GW，但統計14個省公佈的保障性配置規模就接近90GW，再加上已公開的大基地項目超過60GW，2022年裝機在巨大國內光伏發電項目儲備量的推動量下，可能增至75GW以上，意味着新增裝機增速在36%-66%。
