（报告出品方/作者：兴业证券，余小丽）
1、碳中和打开行业空间，风光发电引领能源革命
1.1、能源转型任务重，电力脱碳迫在眉睫
由于经济增长对能源需求的不断提升，我国二氧化碳排放量位于世界前列，占全球碳排放的比重接近30%，减排任务较重。我国的能源结构仍然以化石能源为主，能源行业碳排放占全国总量的80%以上，电力行业碳排放在能源行业中的占比超过40%。实现“双碳”目标，能源是主战场，电力是主力*，大力发展风光发电是关键。
1.2、存量替代和增量空间双轮驱动行业发展
我国电力低碳转型进展顺利，新能源对煤电将进一步提速。截至年底，全国全口径发电装机容量接近GW，“十三五”期间年均增长7.7%。其中，新能源装机占比从年底的11.4%升至24.4%，五年累计提高13个百分点；煤电装机容量占比从年的59%下降至年的49.1%，比重首次降至50%以下。截至年底，全国全口径发电量76,亿千瓦时，“十三五”期间年均增长5.9%，非化石能源发电量年均增速达10.2%，高出同期煤电发电量增速6.0个百分点。
新能源发电量占比从年底的3.9%提高到年底的9.5%，五年累计提高4.4个百分点，风电发电量占比从年底的3.2%提高到年底的6.1%，光伏发电量占比从年底的0.7%提高到3.4%。根据国务院关于引发年前碳达峰行动方案的通知，“十四五”时期我国将严格控制新增煤电，有序淘汰煤电落后产能，加快现役机组节能升级和灵活性改造，积极推进供改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。严控跨区外送可再能源电力配套煤电规模，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。可以预见，“双碳”背景下新能源对煤电的存量替代将持续加速。
目前我国新能源发电占比仍处于较低水平，我们认为，新能源发电量的提升不仅局限于对煤电的存量替代，还体现在当前电气化和低碳化趋势下全社会用电量带来的增量空间。根据我们初步测算，、-年我国电力需求的年均增速分别为8%和4%，电力需求量或将从年的7.5万亿度电提高至年的9.49万亿度电，“十四五”期间新增1.98万亿度电，年均增速达到5%。
年，我国风电和光伏合计发电占总发电量的比重为9.5%，与部分可再生能源发展理念较为先进的国家（如德国40.6%、英国40.9%、澳大利亚18.8%、美国12.9%）相比，仍有较大的提升空间。根据我们保守测算，“十四五”期间，我国火电、电和核电新增装机空间有限，预测其将分别新增、40和20GW，风电、光伏是装机增长的主要驱动力，或将分别新增、GW，合计GW，风光新增发电量的CAGR增速或将达到13.6%和20.8%，预计占新增电力需求的46.9%。“十四五”期末，风光发电占总电量的比重或将从年9.5%提高至16.5%。
1.3、技术迭代推动降本增效，行业步入平价时代
光伏成本持续下降带动装机量迅速提升，组件价格显著下降是驱动光伏成本下降的核心驱动力。-年，全球光伏的度电成本从0.美元/KWh降至0.美元/KWh，降幅高达82%，是降本速度最快的可再生能源。在此期间，中国光伏累计装机从年2GW增长至年的GW，占全球的比重从4%增长到36%。根据CPIA的数据统计，年至年，我国地面光伏系统的初始投资成本从25.0元/W下降至4.0元/W，累计降幅为84.0%；其中，组件端的初始投资成本从13.0元/W下降至1.6元/W，累计降幅高达87.9%，占总投资成本的比重也从52.0%下降至年的39.3%。
各环节积极扩产，技术迭代和需求扩容的正向循环将为光伏行业创造更大的增量空间。目前，光伏产业链各环节积极扩产，以硅片环节为例，根据硅业分会的统计，预计年底我国硅片产能将达到GW、年底达GW，分别同比增长51%和41%。我们认为，随着设备国产化和生产销量的提升，降本增效将一直是光伏行业发展的主旋律，我国光伏产业链由于成本下降和制造优势将持续创造巨大的增量空间，有望成长为未来的主力能源。
当前光伏产业链价格波动造成各环节博弈激烈，中短期内将重回理性，继续分享行业景气度提升的红利。由于光伏下游装机需求的高增长预期叠加光伏上游硅料环节供给的短缺，导致今年以来硅料价格创历史新高，涨价压力顺延至产业链其他环节。年年初至11月10日，单晶硅致密料、M2单晶硅片、M2单晶电池片、组件产品价格分别上涨%、82%、21%、22%。年，预计硅料环节实际新增供给量将达到16-17万吨，能满足的新增光伏需求量为50GW左右。随着大量新产能的投入，供不应求的状态有望逐步缓解，产业链各环节将重回理性，继续分享行业景气度提升的红利。
尽管风电技术进步效果没有光伏发电明显，但是近年来也呈现下行态势。-年，我国陆上风电发电成本从0.美元/kWh下降至0.美元/kWh，期间降幅达到32%；累计装机则从年30GW增长至年的GW，占全球的比重从16%增长到45%。目前，风电行业的投资成本已降至-元/kW，部分北方地区或已低于元/kw。
风电行业降本主要通过风机大型化提升发电效率实现，风机大型化有望继续大幅降低风电发电成本。根据国际能源网统计，年央企风电机组招标的约23GW项目中，平均单机功率已经达到3.2MW，其中3.0MW及以上功率机型占比已经超过70%。风机大型化意味着塔筒增高、叶片加长、基础扩大和发电机功率增大。伴随陆上风电抢装接近尾声，国内陆上风机价格自今年年初元/千瓦的高位大幅回落，我们认为，风机大型化有望继续降低风电发电成本，技术进步也将持续推动风电建造成本下降，风力发电由于能量密度高的特性有望在大规模发电上发挥更大作用。（报告来源：未来智库）
以新能源为主体的新型电力系统对我国电网构成挑战，新能源发电对储能需求较高。新能源本质上是一种波动性、间歇性的不可控电源，而储能系统可以跟踪新能源发电出力计划，在出力低谷时输出功率，在出力尖峰时吸收功率，平抑新能源发电的波动性。年8月，国家发改委出台《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业通过自建购买的方式配置储能，规定保障性并网以外的新能源规模按15%功率+4小时配置，按20%以上配置的优先并网。
储能是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术，“十四五”期间水蓄能或将迎来翻倍空间，新型储能或将迎来十倍的增长空间。截至年底，全球已投运储能项目累计装机规模.06GW，其中，抽水蓄能累计装机规模.54GW，占比超过90%；电化学储能累计装机规模14.25GW，占比7.5%左右。在电化学储能中，锂离子电池占比90%，为主流装机分类且未来有望持续替代存量铅酸电池。
从中国来看，我国已投运储能项目累计装机规模35.6GW，占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%。其中，抽水蓄能的累计装机规模为32.49GW；电化学储能的累计装机规模位列第二，约为3.2GW。预计“十四五”期间，我国抽水蓄能储能装机容量或将达到62GW，同比增长一倍；新型储能或将达到30GW以上，同比增长十倍。随着储能电池性能提升与成本下降，储能配置比例将会升，新能源发电也将逐步成为主要电力供给形式。
新能源发电的消纳问题正在逐步缓解，保障其及时并网和消纳的电网技术正在不断完善。由于适宜新能源发电的地区多为西北等经济不发达地区，远离全国电力负荷区域，空间上的不匹配使得弃风弃光等现象一度较为严重。而随着多条特高压线路的建设和储能技术的不断发展，新能源消纳问题正在持续改善。
目前，全建成投运“十四交十六直”30项特高压工程，在运线路总长度达4.1万公里，为水电和新能源基地电量大范围消纳提供了重要支撑。我国弃风率已经从年的12%下降至年的2%，弃光率从年的6%下降至2%，光伏、风能发电的全国平均利用小时数也呈现持续提升态势，发电利用小时数为小时，风力发电利用小时数为小时。未来，我国将继续构建相适应的电力产供储销体系，提升电力系统灵活调节能力，推动源网荷储互动融合，提系统运行效率；加大新型电力系统关键技术的推广应用，推进电力市场建设和体制机制创新，完善清洁能源消纳长效机制，建设坚强智能电网，保障新能源及时并网和消纳。
2、平价时代下，风光发电回归健康商业模式
2.1、新能源发电项目收益稳定、运营成本低
新能源发电项目收益稳定，商业模式优秀，资产可用期长。新能源电力运营公司与电网企业为每个项目签订长期固定电价收购合约，合约时长一般不少于20年。新能源发电项目所在地区的利用小时数也相对稳定，所以项目的发电量和发电收益比较稳定，基本不受宏观环境影响。另外，平价时代下，随着各类技术不断地迭代和降本增效，以及智慧化技术的应用推广，一方面，新能源发电项目的质量将继续提升，另一方面，运营商对资产的要求和相互竞争的意识正在提高，公司更加注重电站运营的品质建设和资产质量，无论是自建项目还是收购其他项目，新能源电站的品质都在不断提高，资产可用期更有保障。
我们以典型风电平价项目为例，假设基本参数为：初始投资成本元/千瓦，年利用小时数小时，含税上网电价0.元/千瓦时，运营期20年，运维费用50元/（千瓦·年），资本金比例30%，贷款成本4.0%，还款方式为等额本息，还款期限15年，所得税率25%且投产后三免三减半，增值税50%即征即退。由此，可以测算得到该项目年均上网电量为千瓦时，营业收入为元/（千瓦·年），前十五年需偿还本息元/（千瓦·年），年均利息支出为86元/（千瓦·年）,税金及附加34元/（千瓦·年），折旧元/（千瓦·年），扣除税金及附加、运维支出、折旧、利息、所得税等后，可以得到该项目每年的税后净利润。根据我们测算，企业为该项目投资自有资金元/千瓦，在该项目20年生命周期中，年均净利润可以达到元/（千瓦·年）；如用5%的折现率计算，该项目的净现值为元。
我们以典型光伏平价项目为例，假设基本参数为：初始投资成本元/千瓦，年利用小时数小时，含税上网电价0.元/千瓦时，运营期20年，运维费用30元/（千瓦·年），资本金比例30%，贷款成本4.0%，还款方式为等额本息，还款期限15年，所得税率25%。由此，可以测算得到该项目年均上网电量为千瓦时，营业收入为元/（千瓦·年），前十五年需偿还本息元/（千瓦·年），年均利息支出为49元/（千瓦·年）,税金及附加21元/（千瓦·年），折旧元/（千瓦·年），扣除税金及附加、运维支出、折旧、利息、所得税等后，可以得到该项目每年的税后净利润。根据我们测算，企业为该项目投资自有资金1元/千瓦，在该项目20年生命周期中，年均净利润可以达到元/（千瓦·年）；如用5%的折现率计算，该项目的净现值为元。
新能源发电项目无燃料成本波动风险，营运及维护开支一般较传统能源低。对于燃煤、燃气等非可再生能源来说，燃料成本通常为发电成本的最主要可变部分，传统能源发电项目存在巨大的盈利波动性，属于周期性行业。而新能源发电并无燃料成本波动风险，主要成本为折旧，其次是财务成本，雇员福利开支等，发电量取决于风力、光照等自然条件，其商业模式类似水电，盈利的稳定性优于火电。随着智能监测系统、无人机监控等技术的普及和应用，我们预计新能源发电项目的营运及维护成本将一直维持低位，且有进一步压缩的空间。
我们以典型风光平价项目和火电平价项目为例，风电和光伏项目的基本参数假设参考前文，风电项目折旧为元/（千瓦·年），运维支出为50元/（千瓦·年），年均利息支出为86元/（千瓦·年），叠加其他税金等，其全成本为元/（千瓦·年）；光伏项目折旧为元/（千瓦·年），运维支出为30元/（千瓦·年），年均利息支出为49元/（千瓦·年），叠加其他税金等，其全成本为元/（千瓦·年）。
根据行业情况，假设火电的初始投资成本元/千瓦，年利用小时数小时，度电煤耗为克/千瓦时，仅对项目的煤炭成本进行敏感性分析，可以发现煤价为元/吨时，火电项目年均燃料成本或将达到元/（千瓦·年）。当煤价从元/吨上涨至、、元/吨时，火电项目的年均燃料成本或将达到0、和元/（千瓦·），存在巨大的波动性，且高于风电项目全成本元/（千瓦·年）和光伏项目全成本元/（千瓦·年）。
2.2、存量项目补贴拖欠收口，增量项目现金流大幅改善
我国新能源行业发展初期为典型的产业*策驱动，通过在终端销售电价中征收可再生能源电价附加，给与新能源高于煤电的上网电价。补贴时代下，新能源发电项目的上网电价包括两个部分，按基本电价费率销售电力和电价调整。按基本电价费率的销售电力相等于当地燃煤电厂的上网基准电价费率，收益按月基准由国家电网的当地附属公司结清，而电价调整指上网电价与按基本电价费率销售电力之间的差额，其由国家电网当地附属公司通过由财*部动用再生能源基金收入提供的拨款按照相关部门确定的优先顺序发放。年进入平价时代之前，新能源电力运营项目多为带补贴项目，超出当地火电标杆上网电价部分需等待进入国家补贴目录后才会陆续发放。
新能源发电项目的补贴拖欠问题由来已久，目前国家已明确补贴总额和期限。年6月，财*部、国家发展改革委、国家能源局发布了第一批可再生能源补助目录，随后的六年中，一共下发了七批可再生能源电价补助目录，其中，前四批项目申报时间较为正常，未出现明显滞后；第五批开始出现滞后，从第六批可再生能源电价附加资金补助目录开始,可再生能源发电项目从并网到确定进入目录普遍滞后一年半以上。年，根据相关文件，国家后续不再发布可再生能源电价附加补助目录，由电网企业确定并定期公布符合条件的可再生能源发电补贴项目清单，此前第一批至第七批补助目录内的项目直接纳入补贴清单。
据不完全统计，截止年底，纳入补助目录以及未纳入补助目录的补贴拖欠额已超过0亿元。年9月，、国家发改委、国家能源局三部门联合下发文件，明确风电、光伏、生物质发电项目全生命周期的合理利用小时数，确定财*补贴，超过部分可核发交易绿证，该*策减轻了*府的整体补贴负担，并有望降低补贴缺口峰值，更早完成填补补贴缺口。
补贴拖欠问题导致企业形成大量应收账款，同时还要按报表利润缴纳所得税，使得其现金流雪上加霜。我们统计了年底部分港股上市电力企业应收账款及票据的余额、净资产和总市值，可以发现应收账款及票据对企业运营的拖累严重，对于较为纯粹的新能源运营商（如龙源电力、信义能源、中广核新能源、大唐新能源、新天绿色能源和三峡能源）来说，其应收账款及票据占经营性现金流的比重均超过%，甚至高达-%。
平价时代下增量项目不存在补贴拖欠问题，现金流与净利润可以互相匹配。新能源行业于年真正进入平价时代，考虑限电、交易等因素，部分项目已经进入低价时代。平价时代下，电网企业负责收购新能源发电项目产生的电力，并与相关发电公司根据项目获批时的当地煤电基准价格或者更低的竞价价格订立长期固定电价收购合约，结付款项的时间一般在30日内。平价后新能源运营商的增量新项目不存在补贴拖欠问题，新增装机的盈利能力不再依赖补贴，现金流与净利润互相匹配，可以实现全产业链的内生循环。
市场对运营商补贴拖欠的担忧正在逐步弱化。截止年底，除龙源电力、信义能源外，其他运营商（中广核新能源、大型唐新能源、新天绿色能源、三峡能源、华润电力、中国电力、华能国际电力股份）在年12月31日的市值均低于其净资产减去账面应收电价补贴款后的数值，这意味着市场对其的估值不仅充分反映了电价补贴的拖欠问题，且比预想中更低。而截止年10月31日，我们发现，我们统计的大部分运营商，如龙源电力、华润电力、信义能源、新天绿色能源、中广核新能源、大唐新能源，其市值均已高于其净资产减去账面应收电价补贴款后的数值，完成了一定程度的估值修复，这也反映出，市场对其补贴的担忧正在逐步消除。
随着新增项目的规模上量，补贴收口对电力运营商的影响将继续收窄，企业现金流情况也将得到大幅改善。“十四五”期间，新能源运营商雄心勃勃，新增项目计划饱满，新增项目占比的提高有助于提振和改善公司整体的现金流情况。未来，增量项目不再需要补贴，存量项目补贴将在全生命周期利用小时数补完后陆续退出；另外，国家每年新征收的可再生能源电价附加的金额将随着“十四五”期间全社会用电量持续增长而继续增长，补贴资金的收入和支出将在某个时点发生一个正向逆转。补贴收口对电力运营商的影响将持续收窄，随着补贴拖欠问题逐步解决，公司新开发项目资本金、提前还债的灵活度、分红比例等均有望得到提升，其估值或将继续提振
市场或认为平价项目的盈利能力一般，我们认为企业现金流得到大幅改善的意义不容小觑，此外，仅