（报告出品方/作者：安信证券，邵琳琳、周喆）
1.年：绿电投资的元年
1.1.复盘：绿电表现亮眼，投资价值被市场挖掘
年电力板块跑赢大盘，其中新能源运营表现亮眼。从年1月4日至年1月4日，公用事业指数涨幅为29.48%，在申万一级指数31个行业中排名第六。从细分子行业看，新能源发电板块表现突出，风力发电和光伏发电两板块年涨幅分别为80.6%和32.02%，火电板块全年涨幅也达到39.3%，主要由于火电企业积极向新能源发电转型，新能源装机目标规模大、动力足，从而带动板块估值修复。年电力板块各细分子行业均跑赢沪深指数。
年估值提升明显，绿电投资元年开启。通过比较过去5年电力板块与沪深指数涨跌幅，-年电力板块经历较大幅度下跌，-年表现平稳，年随着“双碳”*策的提出，新能源装机容量的大幅增长，新能源发电成长性、确定性得到印证，电力板块估值提升明显，电力板块PE（ttm）在过去一年从17.15倍提升至29.3倍，体现了市场对于新能源发电行业未来发展信心。
1.2.产业趋势叠加*策刺激，绿电投产高峰到来
风光产业链发展趋于成熟，平价时代下*策补贴不确定性基本消除，电力运营商投资绿电意愿增强。陆上风电和光伏已进入平价时代，年新增项目已取消补贴。陆上风电方面，技术成熟叠加风机大型化趋势，过去几年单位成本下行趋势明显，从风电机组平均单机容量来看，单机容量正逐步扩大。据CWEA披露，年中国新增装机的风电机组平均单机容量为kW，同比增长12.4%，主流的单机容量已完成从2MW级到3.XMW级的转变。随着单机容量持续提升，我国风电LCOE呈明显下降趋势，据IRENA统计的数据，-年间，我国陆上风电LCOE由0.元/kWh下降至0.元/kWh（按当年期末美元兑人民币汇率进行换算），对应我国燃煤标杆上网电价已实现平价。
风电建造成本中风机成本占比达到近50%，风机价格趋势对风电LCOE存在较大影响。年由于补贴取消导致风机采购量有所下滑，设备端市场竞争加剧，全年风机价格下降趋势明显，有望带来风电项目盈利能力增厚。据金风科技披露的数据，3MW级风机单价已从年9月的元/kW降至年9月的元/kW；4MW级风机单价已从元/kW降至元/kW。在年以来风机价格大幅下降的大背景下，叠加风电公开招标量回升，预计未来短期内风机价格继续大幅下降的可能性较小，但长期来看下行趋势不减。
海上风电方面，年为海上风电补贴最后一年，成本端下降趋势明显，实现平价指日可待。据北极星电力网，海上风电场成本主要包括设备购臵费、建安费用、其他费用、利息。海上风电造价由年的元/kW左右逐步下降至年的元/kW左右，十年间降幅达到33.76%。同时根据不同海域的海况、风速、利用小时数等方面的差异，我国不同地区海上风电单位造价和度电成本差异较大，福建省海域虽由于海况条件较差，单位造价相对较高，但其风速大幅领先于全国其他海域，具备高利用小时数，度电成本大幅低于其他地区，有望率先实现平价。
根据IRENA数据统计，我国海上风电LCOE从年的1.元/kWh下降到年的0.元/kWh（按当年期末美元兑人民币汇率进行换算），十年间度电成本下降53%，年均降幅7.23%。
参考年下半年海上风电风机投标价格，我们认为海上风电单位投资下降幅度有望超预期：根据北极星风力发电网，年10月中广核象山涂茨海上风机采购、华润电力苍南1#海上风机(含塔架)采购项目分别开标。其中，中广核项目平均报价约元/kW；华润项目（含塔筒）平均报价约元/kW。上述两项目均处浙江省，此前浙江省平均初始投资工程造价约为-元/kW，若风机价格降至元/kW，则单位成本有望下行至-元/kW。同时参考三峡能源于12月发布的海上风电项目投资决策公告，三峡阳江五、六、七海上风电场项目规划装机容量各1GW，动态投资金额分别为.53亿元、.61亿元、.56亿元，单位装机建造成本已实现较大幅度下降。未来海上风电风机价格有望加速下降，单位投资下降幅度有望超预期。
光伏方面，受益于产业链上游各环节成本下降+效率提升，我国近十年光伏发电LCOE持续快速下降。根据可再生能源署IRENA披露，-年期间，用户侧光伏发电LCOE由1.02元/kWh下降至0.47元/kWh，工商业侧光伏发电LCOE由0.92元/kWh下降至0.45元/kWh（按当年期末美元兑人民币汇率进行换算）。光伏发电经济性明显提升，竞争力持续向好。根据《中国光伏产业发展路线图（年版）》全投资模型下的估算，我国地面光伏电站在小时等效利用小时数的LCOE为0.24元/kWh；目前分布式光伏主要集中在山东、河北、河南等省份，大部分拥有在小时左右的等效利用小时数，年估算的LCOE为0.31元/kWh；同时根据《中国光伏产业发展路线图（年版）》估算，长期来看两种光伏电站的LCOE都有望持续下降，尤其利用小时数较低的电站降本空间更大。
年底光伏组件价格呈下降趋势，有望迎来大规模投产。年由于上游供需紧张导致硅料价格出现大幅上涨，下游光伏项目收益率受到挤压，从年11月起上游和组件价格出现小幅回落并保持，我们预计随着年产能逐步释放，光伏上游组件价格有望回落，集中式光伏投产将加速，在年低基数以及*策推动背景下有望迎来高速增长，同时项目收益率有望回归正常水平。
*策催化下增量空间广阔，进一步驱动电力企业新能源投资意愿。根据国家能源局发布的《关于年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》，要求到年，全国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右，到年达到16.5%左右。从装机容量规划来看，国务院印发了《年前碳达峰行动方案通知》，要求到年，风电、太阳能装机容量达到12亿kW以上（年底仅5.3亿千瓦）。
在产业降本趋势叠加*策驱动影响下，我国风电光伏累计装机容量稳步增长。从-年，我国风电、光伏装机容量年复合增速分别达到16.4%和42.2%。受补贴*策影响，年为陆上风电和光伏新增项目补贴最后一年，风电光伏迎来抢装潮，从历史新能源发电累计装机增长来看，年风电装机容量实现大幅增长，增速达到34%，年1-11月风电光伏分别投产23.9GW和34.5GW。
海上风电四季度大规模投产将带动风电年全年装机容量提升。由于年是海上风电补贴最后一年，四季度迎来海上风电抢装潮，据我们统计，年我国共建设海上风电项目20.1GW，其中明确于年年底投产的项目达到16.3GW，其中大部分于11、12月并网发电，海上风电的大规模并网为年全年风电装机规模增长带来较大贡献。
1.3.市场化电价上浮以及绿电交易为新能源运营带来“价升”空间
绿电交易正式开启，为平价风光项目带来高溢价。早在年，国家能源局《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》中提出，不断完善促进可再生能源开发利用的体制机制，建立可再生能源电力绿色证书交易机制，自此配额及绿证交易制度开始发展。年9月7日，发改委正式批复《绿色电力交易试点工作方案》，绿色电力交易正式开市，由风电、光伏发电产生的绿电正式单独计价上线交易。
据中国能源报披露，首批绿色电力交易有17个省份的家市场主体参与，共达成交易电量79.35亿kWh。首批绿色电力成交价格较当地电力中长期交易价格增加0.03-0.05元/kWh，溢价幅度较大。参与交易的主体近期以风电和光伏为主，未来有望逐步扩大到水电等其他可再生能源。年11月11日，在浙江电力交易中心的促成下，象山大唐新能源有限公司与浙江银泰百货有限公司达成了绿电交易。这是浙江自今年9月份成功完成全国首次绿电交易试点任务以来，首度开启绿电交易“日常模式”，未来绿电交易有望实现常态化。
绿电交易有望提升新能源运营项目收益。绿电交易价格完全由发电企业与用户双边协商、集中撮合等方式形成，完全市场化绿电产生的附加收益归发电企业所有，向电网企业购买且享有补贴的绿电，产生的附加收益用于对冲*府补贴，发电企业如自愿退出补贴参与绿电交易，产生的附加收益归发电企业。因此，对于平价风电光伏项目，绿电交易机制下带来的溢价有望增厚项目收益。
根据江苏、广东出具的年电力年度交易结果，绿电交易价格随火电有所上浮，其中江苏省年绿电交易成交9.24亿千瓦时，成交均价达到0.元/kWh，相比于当地燃煤发电上网基准价的0.元/kWh上涨18.4%，广东年绿电交易成交6.79亿kWh，成交均价0.元/kWh，相比于当地燃煤发电上网基准价的0.元/kWh上涨13.5%。参考上述两省份交易结果，预计年各省市绿电电价均会随火电电价出现一定上浮，有望为新能源运营企业带来更高盈利空间。（报告来源：未来智库）
电力市场改革带来风光存量带补贴项目市场化电价提升空间。年在煤价高涨背景下火电成本端承压，业绩大幅亏损，在火电承压背景下电力市场化改革实现重大突破。年10月11日，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》，电力体制改革迈出重要一步。本次*策出台一方面推动火电%市场化交易，另一方面拉大煤电交易价格浮动范围，在一定程度上缓解火电企业经营压力：
1）*策推动火电发电量实现%市场化交易：从发电端看，燃煤发电量将实现%市场化交易，通过市场交易在“基准价+上下浮动”的范围内形成上网电价。从用户端看，除居民、农业、公益性事业外全部进入电力市场化交易，推动工商业全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价，工商业用户直接和发、售电企业购电成为必然选择，用户与电网之间的关系从购售电关系转变为代理购电关系，真正实现市场化交易。由于我国电力系统错综复杂，电网结构庞大相互制约，多年来电改进程较为缓慢。此次煤电交易市场化的完全放开推动我国电改迈出重要一步，电价机制实现根本性变革。火电市场化改革有望成为新的定价之“锚”，为未来核电、水电等其他电源放开市场化交易打下基础。
2）煤电交易价格浮动范围扩大：*策提出将燃煤发电市场交易价格浮动范围从上浮不超过10%，下浮不超过15%，扩大至上下浮动范围均不超过20%，高耗能行业不受20%限制，电力现货价格不受限制。
带补贴的风电和光伏项目在保障性电量以外的市场化交易部分有明显的折价，包括：一是以扶持特定行业为目的的专场交易。扶持特定行业为目的的专场交易在可再生能源富集省区较为普遍，要求可再生能源大幅降低电价与新兴产业用户进行交易，是各地可再生能源降价幅度最大的交易。
二是以降低电价为目的的打捆交易。打捆交易是可再生电源与火电等调节电源按照既定比例进行打捆，普遍在可再生能源外送交易中使用，也在甘肃等省内电力中长期交易中使用。
三是调峰辅助服务市场交易。可再生能源的波动性和逆调峰特性，引发了部分调峰辅助服务需求，东北等地区的风光机组承担部分辅助服务费用。
在火电电价上浮背景下，其他电源类型市场化电价同样随火电电价出现上浮。对于新能源存量带补贴项目，根据绿电交易*策，存量带补贴项目如若参与绿电交易，则需通过产生的附加收益用于对冲*府补贴，因此存量项目参与绿电交易较少。而存量项目主要通过市场化交易电量部分电价上浮，折价缩窄，从而带动项目盈利能力的提升。
1.4.展望，绿电行情如何演绎？
“双碳”背景下持续看好年绿电板块投资行情，业绩高增标的有望更获市场青睐。年作为“十四五”规划开局之年，绿电行业迎来板块性投资行情，随着进入“十四五”时期的第二年，市场对于各电力企业判断和预期可能出现分化，公司长期发展前景以及中短期业绩兑现能力将作为判断企业未来投资价值的核心要素，具备更高业绩成长性和确定性的绿电企业有望更受市场青睐。
我们提出绿电板块投资框架：1）从企业规模、企业盈利能力、资金实力三方面评估新能源运营商质地；2）从“项目规划”、“项目竞配”以及“在建工程”三方面分析各电力企业未来长中短期业绩成长性和确定性，筛选出兼具长期投资价值和短期业绩兑现能力强的绿电标的。
2.立足当下，新能源运营商质地如何评估？
2.1.从装机容量看先发优势
从目前电力企业装机规模来看，截至年上半年，排名前20的企业基本以“五大四小”发电集团下属电力上市平台为主，以华能国际领先，总装机容量达GW。
从新能源装机容量看，龙源电力（H）是目前国内新能源运营绝对龙头，据公司公告，截至年上半年装机容量已达到23GW，其次，据各公司半年报，三峡能源、华润电力（H）、大唐新能源（H）、华能国际累计装机容量均已超过10GW。此外，部分大型发电集团下属未上市电力企业同样拥有较大规模新能源装机容量，根据各企业