一、景气度高企：实际装机量有望超出1200GW

风电：2011-2020年，全球风电装机容量从220GW增长至733GW，CAGR为14.31%；其中，2011-2020年，中国风电装机容量从46GW增长至282GW，CAGR为22.22%,2020年中国风电装机容量已经占到全球的38.46%。

风电：2011-2020年，全球光伏装机容量从71GW增长至760GW，CAGR为30.14%；其中，2011-2020年，中国光伏装机容量从4GW增长至253GW，CAGR为60.90%，2020年中国光伏装机容量已经占到全球的33.29%。

未来展望：

2021年12月12日，国家最高领导在气候雄心峰会上通过视频发表题为《继往开来，开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话，明确提出：到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

2022年6月1日，国家发改委等9部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，提出目标要求：

1）到2030年，风电、光伏总装机容量达到12亿千瓦以上；

1）到2025年，可再生能源、非水可再生能源消纳比重分别达到33%、18%。

根据国家能源局数据，2021年可再生能源、非水可再生能源消纳比重分别29.4%、13.7%，假设全社会用电量保持每年5%的增长，则对应到2025年可再生能源、非水可再生能源分别为3.33、1.82亿千瓦时，CAGR分别为8.08%、12.42%。

按照2021年年底风电装机328GW、光伏装机306GW测算，2022-2025年风光加总要新增装机超过400GW，其中风电新增49GW/年、光伏新增46GW/年。（GW吉瓦，1GW等于1百万度电）

同时，需要注意到，12亿千瓦以上的目标装机总量虽然与此前保持一致，但是参考历史上我们国家重大战略目标完成程度均大幅超过初始规划，因此东吴证券判断12亿千瓦更多是下限目标，真实装机容量可能远远超出，因此，绿电运营商将迎来发展大时代。

二、盈利能力强：商业模式清晰、业绩确定性强，补贴拖欠影响现金流

新能源电站具有商业模式清晰、业绩确定性强的特点，且由于并网后锁定20年电价不变、光伏、风电产业链逐年降本等原因，新能源电站的盈利能力很强。

1）同样的运营资产中，选取太阳能、林洋能源、正泰电器的电站运营业务作比较：

2018-2021年，太阳能电站运营业务的毛利率分别为63.86%、63.68%、64.15%、65.20%；

林洋能源电站运营业务的毛利率分别为70.35%、69.36%、71.13%、71.13%；正泰电器电站运营业务的毛利率分别为58.00%、57.42%、54.45%、52.44%。

2）在不同的运营资产中，只有水电才能和光伏电站的毛利率相提并论。

2018-2021年，长江电力的毛利率分别为62.89%、62.52%、66.39%、66.02%，与太阳能基本相符，核电、火电毛利率均严重低于光伏运营

（2018-2021年，中国核电的毛利率分别为41.36%、41.77%、44.87%、44.15%；受制于煤价高企，华能国际的毛利率仅为10.52%、12.86%、15.58%、-2.79%）。

3）典型项目方面，选取太阳能（000591）定增某投项目“中节能滨海太平镇300兆瓦光伏复合发电项目”为例，假设固定资产20年折旧期、运维服务费为每年固定资产价值的0.1%-0.5%、人工为160万/年（15个工人、7万工资/年、3.5万福利/年）、税费按照三免三减半征收，按照东吴的测算，如果财务费用中只包含利息费用，那么光伏电站运营业务的销售净利率可以高达30%，高于核电、火电，低于水电。

1、可再生能源补贴发放拖欠，拖累行业现金流和估值表现。

1）自2006年《可再生能源法》实施以来，国内开始对可再生能源发电实行基于固定电价的补贴政策。

2）2011年底，可再生能源发展基金设立，用于可再生能源补贴，金额来源主要为国家财政公共预算安排的专项资金，以及向电力用户征收的可再生能源电价附加费。进入可再生能源电价补贴目录的新能源项目，有资格申请补贴，按时全容量并网后，补贴由电网企业进行转付。

3）2015年前，可再生能源行业处于发展初期，补贴发放紧张有序。4）2016年以来，新能源行业发展进入爆发阶段，电价附加标准虽进行过提升，但难以赶上新增装机速度，所获资金低于补贴实际需求。此外，电价附加费全部征收的难度较大，自备电厂、地方电网用电等常年征收率不足85%，造成可再生能源补贴缺口不断扩大。

5）2017年-2019年，补贴缺口分别达1500亿元、2331亿元、3000亿元以上。

6）2020年“抢装潮”后的大量补贴兑现，给财政资金带来更大压力，当年年底可再生能源补贴缺口突破3000亿元。据风能专委会综合各项因素测算，截至2021年底，可再生能源发电补贴拖欠累计约4000亿元，预计2028年电价补贴缺口达到峰值。

7）因可再生能源补贴拖欠，部分新能源开发商背负大量应收账款，影响现金流，严重导致资金链断裂，出现金融违约风险。

发电企业、设备企业、零部件企业间的三角债现象也屡见不鲜，影响企业正常经营，且抬升了可再生能源发电成本。

拖欠发放的可再生能源补贴一方面影响了运营资产的现金流，从而限制企业的扩大再生产，另一方面更重要的是压制了行业、公司和项目的估值，2018-2021年每年年末太阳能的PB分别为0.71、0.83、1.56、2.27倍，而长江电力的PB分别为2.54、2.79、2.62、2.94倍，截至2022年6月13日太阳能PB为1.62倍，而长江电力PB为2.87倍。

2、拖欠的再生能源补贴发放在即，行业和公司有望迎来价值重估。

1）2021年6月，发改委出台《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，明确自2021年起新核准的陆上风电项目和光伏项目全面实现平价上网，国家不再补贴；2022年起，新核准海上风电项目国家不再补贴。

2）此外，单个项目补贴资金也采取了收口办法：根据《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，依法依规纳入补贴目录的可再生能源发电项目，按国家发改委制定电价政策时依据的“合理利用小时数”核定中央财政补贴额度，同时明确了总补贴资金额度是“合理利用小时数”乘以运行年限20年。这意味着，每年需要的补贴资金和未来项目寿命周期内所需要的全部补贴资金量基本明确，不再存在所谓的“无底洞”。

3）2022年3月，财政部《关于2021年中央和地方预算执行情况与2022年中央和地方预算草案的报告》中提出：推动解决可再生能源发电补贴资金缺口。同时，2022年中央政府性基金预算支出8071.34亿元，较2021年预算数4059.97亿元和执行数4003.31亿元，增加4000多亿元政府性基金预算。

4）3月24日，财政部网站发布《2022年中央政府性基金支出预算表》，其中“其他政府性基金支出”中“中央本级支出”从2021年的928亿元增加至4528亿元，预算数为上年执行数的487.8%。

综合各方判断，大概率用来解决长久以来新能源补贴拖欠问题，行业和公司有望迎来价值重估。

三、集中度提升：行业竞争格局分散，资源+资金优势下央企市占率提升

就光伏电站装机量来看，截至2020年年底，第一至四名分别为国电投（占比11.7%）、华能集团（占比2.5%）、正泰新能源（占比2.2%）、中广核（占比2.1%）。

太阳能和华电集团的装机总量为5.04GW，占比当年全国装机总量2.0%，并列第五名。

总体来看，光伏运营行业目前的竞争格局较为分散，CR10占比仅为29.4%。类比风电行业竞争格局经历了“集中-分散-再集中”的过程：1）“十一五”期间，央企、国企为主。龙源电力是中国最早从事新能源技术研究、开发与运营的央企，1993年就开始从事对风电领域的

投资。“十一五”期间，以《中华人民共和国可再生能源法》的颁布为契机，五大发电集团集中进入新能源运营领域。

2）2011-2020年，民企大量进入。“十二五”期间，除了五大四小发电集团以外，以金风科技为代表的部分设备龙头厂商也选择进入新能源运营领域，市场竞争格局由集中变得分散。“十三五”期间，光伏行业迎来快速发展，以晶科科技、信义能源为代表的民营企业大举进入新能源运营领域，市场竞争格局进一步分散。

3）“十四五”期间，双碳目标的提出，使得央企和国企承担了更多发展责任，另一方面，融资约束、资源约束、补贴拖欠等因素使得民营企业逐步退出风电领域，因此，整个行业的市场竞争格局经历了“集中-分散-再集中”的过程。考虑到：

1）项目层面：五大发电集团纷纷制定了较为激进的新能源发展规划。华能集团“十四五”期间新增新能源装机8000万千瓦以上，确保清洁能源装机占比50%以上；国电投集团到2025年电力装机将达到2.2亿千瓦，清洁能源装机比重提升到60％；大唐集团到2025年非化石能源装机超过50%；华电集团“十四五”期间力争新增新能源装机7500万千瓦，清洁装机占比接近60%；国家能源集团力争到“十四五”末，可再生能源新增装机达到7000-8000万千瓦。

2）资金层面：光伏电站作为长期稳定的运营资产，前期资本开支较大、投资回收期均为10年以上，因此对于开发主体的资金规模、融资渠道、贷款利率、信用评级等均有较高的要求。

央企本身资金实力较强、信用评级稳定、融资渠道通畅，贷款利率一般为LPR下浮，因此相比民企和一般国企具有较强的竞争优势。

因此，资源获取+资金壁垒的竞争优势下，预计光伏运营行业集中度将会逐步提升，优质央企在其中市占率会显著提升。

四、绿电运营商多维梳理

1、从装机增长率看短期基本面

为何关注装机增长率这一指标？

由于风光新能源建设周期一般在0.5-1年左右，因而当年新增的装机规模主要影响后一年的收入和业绩。

因而，对于风光新能源发电企业而言，当年的新增装机规模会对后一年发电量增长率产生较大的影响，进而对其收入和业绩产生影响。

装机总规模居前：华国际（118.7GW）、国电电力（99.8GW）、大唐发电（68.8GW）、中国电力（52.0GW）、华润电力（48.0GW）。n

风电装机规模居前：龙源电力（23.7GW）、三峡能源（14.3GW）、华润电力（14.3GW）、大唐新能源（12.0GW）、华能国际（10.5GW）。n

光伏装机规模居前：三峡能源（8.4GW）、中国电力（7.5GW）、中国核电（6.2GW）、吉电股份（4.3GW）、上海电力（3.9GW）。

纯绿电运营商风光新能源装机增长几何？

风光新能源装机增幅较大的公司：桂冠电力（+154%）、北京能源国际（+101%）、金开新能（+63%）、三峡能源（+47%）、浙江新能（+41%）、节能风电（+36%）、江苏新能（+31%）。

风电装机增幅较大的公司：浙江新能（+179%）、金开新能（+143%）、桂冠电力（+138%）、三峡能源（+61%）、节能风电（+36%）、江苏新能（+34%）、北控清洁能源集团（+34%）。

光伏装机增幅较大的公司：龙源电力（+148%）、协合新能源（+142%）、北京能源国际（+86%）、金开新能（+45%）、三峡能源（+29%）。

2、从在建工程看中期业绩增长确定性

2022Q1在建工程（合计）减少的绿电运营商：三峡能源、华能国际、大唐发电、上海电力、龙源电力、新天绿能、国投电力、节能风电、吉电股份等，以上公司可能有风光新能源项目投运。

2022Q1在建工程（合计）增加的绿电运营商：国电电力、粤电力A、广州发展、晶科科技、太阳能等，以上公司在2022年一季度可能有新德风光新能源发电项目开始建设。

投资性净现金流是风光新能源项目开工、建设在现金流量表的体现，可对在建工程科目进行验证。

从投资性净现金流来看，2021年投资较大的公司有：华能国际、三峡能源、中国核电、国电电力、龙源电力、上海电力、大唐发电等；

2022年Q1，投资较大的公司有华能国际、三峡能源、中国核电、大唐发电、国投电力、龙源电力、浙江新能、吉电股份。

纯绿电运营公司主要推进风光新能源发电项目建设，因而其在建工程（合计）多以风光新能源项目建设为主。

从在建工程/市值指标来看，截至2022年Q1，三峡能源（30%）、新天绿能（28%）、节能风电（19%）、晶科科技（8%）、龙源电力（8%）等公司在建工程/市值占比较高，反映出以上公司未来业绩增长的确定性相对更高。

对转型绿电运营商在建工程中关于风光新能源项目在建工程余额进行梳理。

从在建工程/市值指标来看，2021年风光新能源项目的在建工程余额与市值相比的数值较高的转型绿电运营商有：上海电力（35%）、福能股份（29%）、粤电力A（23%）、华能国际（19%）、大唐发电（16%）、吉电股份（12%）、国电电力（8%）。

以上公司在建工程中风光新能源项目的余额较大，未来风光新能源发电业务业绩增长的确定性相对较高。

3、从资源储备及规划看长期成长性

1）纯绿电

在资源储备方面，三峡能源、龙源电力、节能风电、中闽能源、新

天绿能等运营商资源储备，相较于其已投产的项目装机具有较大增长空间。

在未来风光新能源发展规划方面，三峡能源、金开新能、广宇发展等对未来风光新能源发展具有较为明确的发展规划，未来风光新能源增长空间较大。

2）转型发力绿电的运营商资源储备及规划情况

在资源储备方面，华润电力、福能股份、华能国际、国电电力、大唐发电、中国电力等运营商的资源储备，相较于其已投产的项目装机

具有较大增长空间，未来风光新能源装机规模增长确定性较高。

在未来风光新能源发展规划方面，华润电力、华能国际、吉电股份、粤电力A、国电电力等对未来风光新能源发展具有较为明确的发展规划，未来风光新能源增长空间较大。

4、从财务指标看经营发展质量

毛利率和净利率是衡量风光新能源运营商风光资产禀赋和运营质量的重要指标。

1）纯绿电

从毛利率来看，中闽能源、三峡能源、节能风电、浙江新能、金开新能等运营商毛利率居前。2022年Q1，龙源电力、三峡能源、节能风电、中闽能源、太阳能、江苏新能等运营商较2021年的毛利率有所提升。

从净利率来看，中闽能源、三峡能源、节能风电、龙源电力、浙江新能等运营商净利率水平相对较好。2022年Q1，龙源电力、三峡能源、节能风电、江苏新能、中闽能源等运营商较2021年的净利率有所提升。

风电毛利率较高的绿电运营商：金开新能（69.2%%）、江苏新能（67.1%）、中闽能源（65.7%）、龙源电力（62.4%）、浙江新能（62.0%）、三峡能源（60.4%）。

光伏毛利率较高的绿电运营商：太阳能（65.2%）。

风光新能源项目毛利率较高的绿电运营商：江苏新能（65.9%）、中闽能源（65.5%）、太阳能（65.2%）、金开新能（62.0%）、龙 源电力（62.4%）

2)转型绿电

风电毛利率较高的转型绿电运营商：上海电力（71.62%）、广州发展（67.37%）、内蒙华电（66.39%）、福能股份（65.96%）、湖北能源（62.76%）、华能国际（61.53%）。

光伏毛利率较高的转型绿电运营商：内蒙华电（73.33%）、上海电力（64.94%）、中国核电（61.55%）、华能国际（59.69%）。n

风光新能源项目毛利率较高的转型绿电运营商：上海电力（69.02%）、内蒙华电（66.87%）、福能股份（65.78%）、广州发展（64.77%）、华能国际（61.23%）。

资产负债率高低可在很大程度上衡量各绿电运营商未来加杠杆的空间大小。

2022年第一季度，资产负债率较低的绿电运营商：申能股份（55.8%）、内蒙华电（51.5%）、湖北能源（49.9%）、福能股份 （ 49.8% ） 、 广州发展 （ 55.1% ） 、 广 宇 发 展（55.0%）、晶科科技（59.9%）、江苏新能（58.6%）、中闽能源（52.7%）。

2022年第一季度，资产负债率较高的绿电运营商：金开新能（80.9%）、吉电股份（79.0%）、上海电力（75.8%）、华能国际 （ 74.8% ） 、 粤电力 A （ 72.0% ） 、 大唐发电（73.9%）、国电电力（71.6%）、中广核新能源（83.5%，2021年数据）。

2019年以来，资产负债率持续处于高位的绿电运营商：华能国际、上海电力、吉电股份、金开新能、中广核新能源。

2019年以来，资产负债率持续处于低位的绿电运营商：申能股份、湖北能源、福能股份、广州发展、江苏新能、中闽能源。

2019年以来，资产负债率大幅提升的绿电运营商：江苏新能、粤电力A、申能股份、三峡能源、湖北能源。

2019年以来，资产负债率有所下降的绿电运营商：内蒙华电、中国核电、国投电力、晶科科技、新天绿能。

从21年利率情况来看，利率水平较低的绿电运营商：华能国际（3.74%）、国投电力（3.81%）、中国核电（3.73%）、三 峡 能 源 （ 3.40% ） 、 粤电力 A （ 3.32% ） 、 福 能 股 份（3.18%）、新天绿能（3.96%）、节能风电（3.94%）、浙江新能 （ 3.66% ） 、 金开新能 （ 3.81% ） 、 华 润 电 力（3.52%）。

从21年利率情况来看，利率水平较高的绿电运营商：晶科科技、广宇发展、广州发展。

5、券商建议

估值水平亦是在选择绿电运营商时需考虑的重要因素，估值相对偏低，则具有一定的安全边际，投资持有体验可能会相对更佳。n

从PE（TTM）角度来看，广州发展、华润电力、吉电股份、江苏新能、浙江新能、国投电力、龙源电力、申能股份、内蒙华电等运营商估值偏高；大唐新能源、中广核新能源、中闽能源、太阳能、福能股份、湖北能源、中国核电等估值偏低。n

从PB（LF）角度来看，华能国际、龙源电力、三峡能源、新天绿能、浙江新能、中闽能源等估值偏高，而粤电力A、申能股份、湖北能源、中国电力、华润电力、国电电力、福能股份、晶科科技等估值偏低。

从2022年预测PE情况来看，华能国际、国电电力、国投电力、中国核电、粤电力A、上海电力、申能股份、内蒙华电、福能股份、太阳能、广宇发展、金开新能、晶科科技、江苏新能、中闽能源、中国电力、华润电力、大唐新能源、中广核新能源等运营商估值均较低，而龙源电力、三峡能源的估值则相对较高。

原标题：绿电运营商：景气度高+盈利能力强+集中度提升