未来对新能源运营项目的支持力度有望进一步加大。另外，随着技术进步等因素，绿电的成本优势将持续增强，加速对于传统能源发电的替代，绿电运营商绿色交易机制试点开启、国家及各企业均加快发展新能源发电、叠加金融机构将长期享受盈利溢价。
“双碳”目标下，新能源运营商成长性将提升
能源革命和全球定价权的争夺是“碳中和”的核心，以光伏、风电等清洁能源为主体的新型电力系统是未来发展的重点方向。根据《BP世界能源统计年鉴》第70版，从2019年到2020年，全球太阳能装机容量增长127GW，从2019年到2020年，全球太阳能装机容量增长127GW，风能装机容量增长111GW，合计达238GW，可再生能源在发电量中的占比从10.3%增长至11.7%；煤炭发电占比则下降1.3pct至35.1%。根据我国国家统计局，2020年我国全社会用电量75110亿kWh，同比增长3.1%，其中化石燃料来源约占65.7%，该占比较高是由我国能源资源禀赋所决定的，因此我国电力清洁化转型的任务重、压力大。
根据发改委能源所预测：
2025年，光伏总装机规模达到约7.3亿千瓦，风电约4.5亿千瓦，光伏全年发电量约0.88万亿千瓦时、风电约0.90万亿千瓦时，占当年全社会用电量约18%；
2035年，光伏总装机规模达到约30亿千瓦（3000GW，相当于2020年底的11.9倍），风电约12亿千瓦，总发电量约5.9万亿千瓦时，占当年全社会用电量约47.2%；
2050年，光伏发电总装机规模达到约50亿千瓦（5000GW，相当于2020年底的19.8倍），风电约18亿千瓦，总发电量约9.6万亿千瓦时，占当年全社会用电量约62.4%。
“绿电”获差异化，有助于提升绿电需求“双控”政策加码，“双控”是实现“双碳”目标的重要抓手，其约束是长期性的。2021年8月12日，国家发展改革委印发的《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》显示，能耗强度降低进度目标中，有9个省为一级预警，10个省为二级预警，一二级合计占比过半。
2021年9月11日，国家发改委印发关于《完善能源消费强度和总量双控制源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量度方案》的通知，鼓励地方增加可再生能源消费，对超额完成激励性可再生能不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。
而根据2019年5月《国家发展改革委、国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，对于实际完成消纳量超过本区域激励性消纳责任权重对应消纳量的省级行政区域，超出激励性消纳责任权重部分的消纳量折算的能源消费量不纳入该区域能耗“双控”考核。也就是说，从最低值到激励值中间的部分，被纳入免于区域能耗“双控”考核的范围。这将进一步加强地方使用可再生能源的动力。
制造成本持续降低，运营商享受盈利溢价
2010-2020年，光伏的度电成本由2010年的0.381美元迅速降至2020年的85%，陆风度电成本下降56%，海风度电成本下降48%。根据IRENA数据，20102020年期间，风光发电成本均大幅降低。其中光伏度电成本下降0.057美元，降幅高达85%；陆风的度电成本由2010年的0.089美元降至2020年的0.039美元，降幅达到56%；海风的度电成本由2010年的0.162美元降至2020年的0.084美元（0.54元人民币/度），降幅达到48%。
风电：机组大型化推动风机价格持续降低
2019年，抢装拉动了装机需求，风机价格有所攀升。但进入2020年之后，补贴退出，需求下降，风机价格进入下行通道。但大基地项目开启，风电机组大型化的趋势逐步建立，4、5MW机组开始成为主力机型。根据IRENA与金风科技数据，我国风机价格从1998年的17308元/kW下降84.89%至2021年6月份的2616元/kW，较2019年12月价格下降34.67%，当前风机招标价格甚至下探到2000元/kW（不含塔筒）。整机价格的下降刺激了下游需求的释放，补贴退坡后的平价将不再成为制约风电项目建设的因素。
当前情况下（风机价格2.6元/W），风机与塔筒采购成本合计占风电项目总造价的54%。假设其他条件不变，若风机与塔筒价格分别下降至1.8元/W和0.6元/W，则风电项目总造价较2021H1可进一步下降15.21%。
2022H1 硅料价格降低将推动产业链价格下降
2021年以来，硅料价格快速上涨。根据solarzoom数据，与2021年1月相比，2021年9月硅料价格上涨了144%。2021年6月以来，硅料价格稳定在200元/kg以上，较高的原料价格一定程度上压制了下游光伏需求；虽然过程中硅料及硅片价格呈现一定程度的缓跌，但是市场对Q4下游需求的强预期、叠加原材料工业硅价格处于高位，2021年“十一”后硅料价格跳涨至260元/kg以上。
假设硅料价格212元/kg，则硅成本占组件成本的37%，占光伏项目总成本的3.06%；若硅料下降至120元/kg，则光伏项目总造价较当前情况将下降16%。若硅料价格进入下行通道，光伏项目总造价仍有较大的下降空间。假设其他条件不变：若硅料下降至180元/kg，则光伏项目总造价较当前情况将下降8.86%；若硅料下降至80元/kg，则光伏项目总造价较当前情况将下降12.73%。
当前时点光伏制造端的产能相对过剩，推动集中度提升和行业整体降本是未来主要趋势，在这个过程中制造端一体化、某环节的技术进步或推动超额收益的营商承担，也是需要中长期需要考虑的问题。从运营商层面，电力供应安全性保障如储能、电网改造等成本是否未来需要运产生，而整体降本会推动制造端为下游让利，使运营商阶段性享受超额收益。
整体上来说，制造端的快速降本有利于中下游超额收益的产生，而运营端作为业主在保证合理IRR的水平下，对制造端仍有一定的议价权，进而享受一定的降本收益。
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装机容量的快速扩张。我们预计公司新能源发电装机有望实现快速增长，行业领先。公司持续通过自主开发及对外收购光伏、风电项目，实现了并网公司为天津市国资委下新能源运营商，近年来装机规模加速提升且经营效率2021-2023年的新能源装机规模有望达到4GW、6GW和8GW，或将带动业绩持续增长。
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中国国内装机容量最大的光伏企业，已在甘肃、青海、宁夏、新疆、内蒙、江苏、安徽、江西、上海等十多个省市，建有光伏电站项目。公司在投资光伏电站的同时，积极推进综合能源服务业务如储能示范项目、能源互联网业务的实施，并筹备开展电站效能服务业务，在现有光伏电站投资运营、太阳能电池组件生产销售业务基础上积极探索发展轻资产、服务型业务。
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公司是国内领先的光伏电站投资运营商和光伏电站EPC承包商，公司主要产品有大型地面电站、山地光伏电站、渔光互补电站、农光互补电站、屋顶分布式电站、林光互补电站。2021年1月份，公司拟88亿元投资丰城2GW光伏电站项目，2025年前全容量竣工投产后，年发电约20亿千瓦时，年电费收益约8.28亿元。
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公司作为国内最早布局海上风电的企业之一，先发优势明显，截至2021年上半年，公司已投运海上发电项目149万kW，在建规模294万kW，排名行业第一，占全国全部风电在建规模约20%。在拥有强大企业实力的基础上，公司仍然坚持探索海上风电技术创新，仅2021年上半年即实现单艘施工船吊装10台6.45兆瓦大容量风机、研制并下线我国首个漂浮式抗台风型浮式海上风电机组等技术突破。
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福能股份600483
分别是长乐外滩49.8万kw、莆田石城20万kw、平海湾20万kw。按照工程进度，石城和平海湾项目预计在2021年中并网，长乐外滩项目预计在公司未来的增长以海上风电为主，目前在建工程主要是三个海上风电项目，2021年底并网。此外，2019年福建省风电平均利用小时数2639小时，位居全国第二。
部分参考（20211104光大证券《新能源运营商：绿电加持，重塑成长》，作者：殷中枢、郝骞、黄帅斌）
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