核心观点
电价补贴阶段，运营商收益率基本维持稳定。
随着风电和光伏装机成本下行，2009-2020年，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类资源区风电标杆电价分别下降下降43%、37%、34%、23%；Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区光伏标杆电价分别下降61%、58%、51%。三峡能源ROE保持在8%-10%，太阳能公司ROE保持在7%-8%。
从全球经验看，绿电市场交易机制是大势所趋。
全球主要国家促进绿色电力制度的发展，基本经历了财政补贴→到配额制&绿证→再到市场化绿电交易。在此过程中PPA协议成为重要交易方式，是双方共赢的选择。
市场化阶段，绿电收益率或取决于电力供需匹配和碳排放控制强度。
市场化交易阶段，我们认为绿电价值=电能价值+环境价值-非自身支出辅助服务成本。绿电运营公司收益率或取决于电力供需匹配和碳排放控制强度。随着我国碳排放控制强度不断加大，对应环境价值不断提升，而辅助服务成本不断下降，新能源运营商充分受益绿电价值提升。
2011-2021年，美国新纪元能源(NEE)ROE总体呈先降后升，基本保持在10%以上。前期主要由于市场化电价，特别是PPA价格下降较快，导致资产周转率从0.28降至0.15，带动ROE下降；2021年，由于全球碳排放控制趋严，PPA价格上涨，公司ROE触底回升。西班牙伊维尔德罗拉(IBE)ROE同样呈先降后升，2011-2015年,由于净利率和负债率下降，带动ROE从9%下降至7%；2016年以来，随着电力交易价格回升，公司ROE从7%提升至2020年9.9%。
绿电的稳定收益率和增长高确定性，带动海外公司估值提升。
2011-2021年，NEE公司股价叠加股息率收益约994%，年化收益率约27%，远高于同期道琼斯工业指数年化11.4%的收益率。对其收益率进行拆分，盈利增长(EPS增长)贡献约26%，分红贡献约13%，估值提升(PE提升)贡献约61%。IBE公司PE约18倍，PB约1.8倍，较西班牙IBEX35指数高约50%。
投资建议
短期看，上游产能不断扩张，成本将有望下降；长期看，新能源运营商受益绿电价值提升，将维持合理收益率，并保持高增速。我们推荐有较大抽水蓄能和新能源规划，估值处于底部的湖北能源；有抽水蓄能、化学储能资产注入预期的文山电力；推荐“核电与新能源”双轮驱动的中国核电；推荐现金流充沛的火转绿龙头华能国际、华润电力、中国电力、吉电股份等；推荐有资金成本、资源优势的新能源运营龙头三峡能源、龙源电力。
风险提示
行业政策不及预期；电价下调；上游成本上涨；行业竞争加剧。
初衷：剖析绿电价值，探索运营商收益率演变
2020年9月22日，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上向世界庄严承诺，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。
电力是碳排放的最大来源，电力是碳排放的最大来源。因此，绿电板块备受关注，但是总有些疑问萦绕在脑海：何种交易机制能促进绿电合理发展？在竞价配置和市场化推进过程中，绿电盈利能力将如何演变？绿电板块估值怎么给？我们写这篇报告的初衷是想通过国内外对比，拨云见日，为绿电的投资发展贡献一份力量。
风力和光伏发电成本持续下行。2011-2020年，我国陆上风电平均装机成本由1459美元/kW下降为1264美元/kW，下降13.4%；LCOE(平准化度电成本)由0.066美元/kWh下降至0.033美元/kWh，下降50%。2011-2020年，我国光伏发电平均装机成本由3458美元/kW下降为651美元/kW，下降81%；LCOE(平准化度电成本)由0.248美元/kWh下降至0.0438美元/kWh，下降82%。
补贴阶段，风电和光伏电价随成本下行，运营商收益率基本维持稳定。2009-2020年，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类资源区风电标杆电价分别下降下降43%、37%、34%、23%；Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区光伏标杆电价分别下降61%、58%、51%。由于装机成本下降，新能源运营商的收益率保持稳定。三峡能源ROE保持在8%-10%，太阳能公司ROE保持在7%-8%。
作为未来的主体能源，市场化交易有助于新能源消纳。2021年全年看弃风率仍有改善，但从逐月数据看，弃风弃光在个别月份有加重迹象。特别是在冬季风电利用率有所下降，夏季光伏利用率有所下降。参与市场化交易可以引导用电侧据“风”据“光”生产，解决新能源消纳问题。
市场化交易将充分反映电力的供需、成本和品质。我们认为，绿电价值=电能价值+环境价值-非自身支出辅助服务成本，绿电价格需要综合考虑电力供需匹配、碳排放控制强度等因素。以山东现货市场的数据为例，光伏发电出力较大时间段，电力供大于求，电价将大幅降低。随着新能源项目竞价配置和市场化交易推进，绿电电价、收益率将如何演变？我们接下来的篇幅，将对此研究分析。
回望：我国绿电交易发展步步为营
从“补贴”到“绿证+配额制”，政策支持促进绿电快速发展
探索“绿证”补偿代替补贴。2006年,《可再生能源法》实施以来，在可再生能源电价补贴、保障性收购等政策支持下，我国可再生能源电力市场规模迅速增加。随着装机不断扩大,补贴规模和缺口也在加大，如何解决补贴缺口成了首要问题。新能源装机成本不断降低，自2016年起行业补贴逐渐退坡。为促进可再生能源消纳，引导市场化绿电溢价补偿，缓解补贴压力。2017年我国在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购，建立了绿色证书核发和认购平台及交易体系，并于当年7月正式启动交易认购。
绿色证书交易体系基本建立以来，市场交易推进较缓慢。截至2021年9月末，风电核发证书约2775万个，挂牌486万个，交易7.9万个；光伏发电核发证书约715万个，挂牌86万个，交易7500个。
由于绿色证书出售收益替代国家电价补贴的定位，最初只有国家电价补贴目录的项目可申请绿证，对应发电量不再享受国补，这些项目建成时间相对早，成本、价格和补贴水平相对高，造成核发和挂牌的绿色证书价格始终偏高，影响了个人、用电企业采购积极性。随着政策进一步拓展至平价项目亦可申请绿证，2021年后绿证价格逐渐走低，同时提升了交易活跃性。风电、光伏绿色证书价格基本降至50-100元/个。
为促进绿证交易，可再生能源电力消纳责任权重机制应运而生。2019年5月，国家发展改革委、国家能源局印发的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》下达了2018—2020年各地区可再生能源电力消纳责任权重指标。要求2018年消纳责任权重开展自我核查，2019年模拟运行并对市场主体进行试考核。自2020年1月1日起，全面进行监测评价和正式考核。
消纳保障机制中采用“可再生能源消纳责任权重”替代了在2018年下达的“可再生能源电力配额”。以体现各类承担消纳责任的市场主体及所有电力消费者履行可再生能源电力消纳责任的义务和政策初衷。无法实现目标的消纳责任主体有两种履约渠道：自愿认购绿证；或向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额消纳量。以达到消纳量市场和绿证市场的动态平衡，同时新能源发电企发电取得绿证，通过交易形成收入，以替代国家新能源补贴。
2021年进一步下达《2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，逐步提升，明确2021年可再生电力以及非水可再生电力的消纳责任权重目标以及2022年的预期目标。
配套“双控”政策予以支持，鼓励各省通过可再生能源电力消纳和绿色电力证书交易，对超额完成激励性可再生能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不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。有望通过整体能源消费的政策约束，加强对可再生能源电力消纳的促进力度。
启动“绿电”交易试点，市场化交易促进绿电健康发展
2021年9月7日，绿色电力交易试点启动。首批绿色电力交易共17个省份259家市场主体参与，交易电量79.35亿千瓦时。其中，国家电网公司经营区域成交电量68.98亿千瓦时，南方电网公司经营区域成交电量10.37亿千瓦时(均价提高2.7分/千瓦时)。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/千瓦时。本次交易预计将减少标煤燃烧243.60万吨，减排二氧化碳607万吨。
随着全国绿色电力交易试点范围扩大，江西电力交易中心于2021年9月30日至10月15日开展2021年10-12月江西电力市场绿色电力交易，按照平稳起步的原则，本次绿色电力交易价格设置上限价格为0.4643元/千瓦时；下限价格为0.4243元/千瓦时，高于江西煤电基准电价(0.4143元/千瓦时)0.01-0.05元。广州电力交易所则于9月下旬开展第二批绿色电力交易试点。
发改委表示，绿色电力交易是电力中长期交易市场框架下，设立的交易品种，给予绿色电力优先权，优先结算、调度、安排。初期以风电、光伏等绿色电力为交易标的，逐步扩大到水电等其他可再生能源。主要制度安排包括以下几方面。
总体来看，平价新能源装机规模有限的省份，省内绿电供应不足，电网可以出售其收购的绿电，之后仍有缺口将由电网公司省外调配交易。具体来看，交易绿色电力来源按照次序：
(1)完全市场化上网的风电、光伏电量，绿电产生的附加收益归发电企业，将成为积极出售绿电的主体。如果部分省份在市场初期完全市场化绿色电力规模有限，可考虑向电网企业购买保障收购或政府补贴的绿色电力。
(2)其次是无补贴、电网保障收购的风电、光伏电量，这类是保障利用小时数内、但不享受补贴电价的新能源电量。
(3)最后是带补贴的项目，风电、光伏电量，发电企业退出补贴参与绿电交易，产生的附加收益归发电企业。
绿电交易不消耗保障性收购小时。2021年11月19日，江苏省公布《关于开展2022年电力市场交易工作通知》，明确风、光发电可以按照不超过1800、900小时参与年度市场交易，若为补贴项目则该部分不领取补贴和绿证，同时不计入全寿命周期保障收购小时。
新能源发电企业自主选择，参与保障性收购消耗保障收购小时，或参与市场化不消耗保障利用小时。可合理分配保障利用小时，在市场化交易价格溢价时多参与市场化交易，提升全寿命周期项目收益率。
绿电价值需要综合考虑“控碳”强度和辅助服务成本
绿电交易市场实现了绿色证明和交易电量的“证电合一”，绿电和绿证同步交易给电力用户，同时为一次性为新能源发电企业提供绿电的环境属性收益和电能价值收益。在此过程中，国家电网及交易中心依托区块链系统，可以对绿电交易全环节数据进行记录，确保绿电生产、交易和消费的全环节溯源。实现绿电收益、碳市场CCER收益、绿证收益的相互匹配和唯一性。
目前，绿电的用户主要包括国内外重视ESG责任的企业，承诺100%使用可再生能源电力的企业、国内出口企业，以及国内承诺碳达峰碳中和目标的企业或自愿承诺购买绿电的企业。整体来看未来，这类工商业企业作为电力交易市场需求主体，绿电交易“证电合一”将成为主要形式。而一些具有灵活绿电需求的中小企业，或不定期绿证需求的主体，将通过绿证交易得到满足，通过“证电分离”形成适当补充。
绿电价值=电能价值+环境价值-非自身支出辅助服务成本。环境价值通过绿证、CCER等体现，电能价值、非自身支出辅助服务成本需要考虑电力供需匹配等因素。市场化交易阶段，碳排放控制越强，辅助服务成本越低，绿电运营商收益率越高；碳排放控制越弱，辅助服务成本越高，绿电运营商收益率越低。
放眼全球：强制配额+自愿交易推动绿电发展
全球范围来看，主要采取配额+自愿交易的形式推动绿色电力发展。美国多个州实施了可再生能源配额制(RPS)，有以可再生能源绿色电力证书(REC)为典型代表的绿证交易。欧洲通过电力来源担保机制(GO，Guarantee of Origin)鼓励绿色电力使用，欧洲各国亦有本国政策。
同时在电力市场及电力交易较为完善的国家，绿色电力自愿交易方式发展迅速，如采取购电协议模式(PPA，Power Purchase Agreement)满足企业或售电公司长期绿电需求，锁定长期用电成本。绿色电力的自愿交易随着市场需求的增长，其交易机制也在不断演变发展。
美国：推行“RPS”配额制+市场交易市场
美国的绿色电力市场兴起于20世纪90年代，历经了二十余年的探索与实践，通过各州政府的推动及各类市场主体的积极参与，已形成了强制市场与自愿交易并存的市场格局。
美国绿电市场主要有两种类型：一是基于可再生能源配额制(简称“配额制”或“RPS”)的强制市场，二是自愿交易市场(简称“自愿市场”)。强制市场是各州政府依据配额制相关法律法规建立的，目的是帮助承担配额义务的责任主体实现可再生能源配额目标，是可再生能源消费的最低限度。自愿市场则是消费者出于自身绿电消费意愿而采购可再生能源的市场，帮助企业履行可持续发展的社会责任，实现绿色发展的目标。总体而言，强制市场的绿证价格要高于自愿市场。
“RPS”配额制推动美国可再生能源发展
美国没有联邦全国性的强制绿色电力或可再生能源的要求，各州基于各自电力市场配额制(RPS，Renewables Portfolio Standard)制定强制目标，供电或售电企业在特定时间段内，向电力用户供电中绿色电力供应量需要达到一定比例，不能按时履约的责任主体会受到相应惩罚。绿色发电企业在发电获得绿色证书(REC，Renewable electricity certificate)，供电或售电企业可通过向发电商购买绿色电力后获得相应绿色证书，或在绿色证书交易市场通过证书交易满足绿色电力配额指标。
到2020年，美国有30个州和华盛顿特区及3个附属地区推行了RPS政策，覆盖了美国零售电力销售总额的58%。自最初采提出RPS配额以来，超过一半的州已经提高了总体RPS目标，或制定了随时间推移持续提升的目标。如2019年以来，亚利桑那州在2025年可再生能源15%的配额基础上，提出到2050年达到100%零碳电力目标。华盛顿特区提升配额目标，到2032年达到100%，2041年太阳能发电达到10%。
从最终实现目标水平来看，2020至2025年部分州制定RPS配额目标约为15-25%，以2030年为目标节点的，RPS配额则基本提升至50%以上，以2045年为节点的目标RPS配额基本达到80%以上。其中加利福尼亚州、纽约州和弗吉尼亚州在RPS配额目标比例和电量绝对值要求水平相对领先。
配额制的实施大力推动了美国可再生能源的发展。根据Lawrence Berkeley National Laboratory统计，2000年至2019年，美国的非水可再生能源发电量总量增长了402TWh，RPS配额指标增长了189TWh，约45%非水可再生能源发电量增长由RPS配额制驱动实现。与此同时，RPS政策亦有助于促进可再生能源发电的成本降低和行业发展，促进指标之外的可再生能源发电量的增长。指标外的其他部分则主要包括自愿绿色电力市场交易增加约150TWh，经济公用事业机构采购以及自用光伏等。预计到2030年RPS配额指标推动下非水可再生能源发电量较2019年将增加250TWh。
自2000年以来，美国新增174GW可再生能源装机，其中82GW可再生能源装机由RPS的合规需求推动下实现。但近年来，RPS对新建装机相对贡献有所在下降，从2008至2014年约60%下降到2019年的23%。预计2020至2030年RPS配额指标推动下可再生能源装机将增加90GW。
配套绿色证书市场体系。绿色证书(REC，Renewable Energy Certificate)是随着可再生能源电力生产而产生的、随电力销售而转让，并可以交易的有价凭证。REC持有者与承担指定配额义务的市场主体通过进行证书交易，实现绿色电力环境价值，REC的价格则由市场决定。
REC价格主要受履约罚金和REC供需情况的影响。2012-2015年，REC市场价格不断提升，REC价格达到20-60美元/MWh；2016-2018年，REC市场价格大幅下跌，主要是由于可再生电力供应在逐步增加，且发电成本不断下降，REC价格降幅超过50%。2019年以来，受各州配额指标和履约罚金的提升、合格REC供给数量变化等影响，REC价格开始回升。新英格兰电力市场所属的新罕布什尔州等地REC价格涨幅较大，达到40美元/MWh；PJM电力市场REC价格随着区域RPS目标的增长缓慢上涨，达到10美元/MWh。
履约成本的计算方式在统一管制市场和自由交易市场有所不同。统一管制市场的履约成本主要由配额制总采购成本得出，自由交易市场的履约成本主要由REC价格和履约罚金(ACP)得出。履约成本占美国电力零售收入比例逐年提升，趋势并没有受到REC价格波动的影响。2015年，美国配额制的履约成本为30亿美元，占美国电力零售收入的2.1%；2019年，配额制履约成本占美国电力零售收入达到2.6%。
各州的履约成本因实际情况而有所不同，各州设立了履约成本上限，目前只有少数州的实际成本高于成本上限，拥有较高配额制目标和履约成本的州往往有较高的成本上限。
绿电市场化交易推动新能源健康发展
自愿绿色电力交易市场，满足了企业和个人使用超出可再生能源配额指标要求范围之外的绿色电力，为有意愿采购绿电的消费者提供灵活多样的采购渠道，帮助企业履行ESG责任，实现绿色发展的目标。未来亦将推动美国可再生能源发电项目发展，成为平价市场的重要推动力。
目前,已经形成规模的自愿绿电交易方式主要有八种：在统一管制市场，绿电采购方主要通过公用事业绿色定价和公用事业可再生能源合同两种途径采购绿电；在集中交易的半管制市场，绿电采购方主要通过竞价市场采购绿电；在自由交易市场，双方通过自愿购电协议(PPA)实现绿电交易；此外还有社区集中采购、自愿非捆绑可再生能源证书购电、社区太阳能等采购模式。
2019年，自愿绿色电力交易中，自愿非捆绑可再生能源证书购电方式占比最大，达687亿kWh占比42%，其次为自愿购电协议(PPA)达423亿kWh占比26%，这两类亦是增长最快的交易方式。
PPA有两种基本形式：一种是实体自愿购电协议，发电商与采购方必须在同一个绿电市场，以便实现实体电力输送。发电商与采购方签订绿电(包括绿证)购电协议，合同期限通常长达十至二十年；合同对项目开始的时间、电力输送时间计划、输电不足的罚款、支付方式，以及合作终止期等条款作了明确的规定。另一种自愿购电协议是虚拟自愿购电协议(VPPA)，类似于差价合约。该协议下，发电商向批发市场出售电力，用户仍从原电力或电网企业购买电力并支付电费。当批发市场的电价低于虚拟协议中约定的价格时，购电方需要向发电商支付差价；反之，当批发市场的电价高于虚拟协议中约定的价格时，发电商需要向购电方支付差价。这种方式可以有效避免市场价格的波动，而且由于不涉及实体电力的输送，采购方不需要与发电商位于同一个绿电市场。
此外，自愿绿电交易市场长期运行过程中，交易主体之间逐渐形成一定体系，由一些企业或非政府组织发起的组织或机构，包括绿色电力伙伴项目(GPP)、可再生能源买家联盟(REBA)和100%可再生能源项目(RE100)等，也在积极组织各类主体，参与绿电交易，推动清洁能源形利用成更广泛的社会共识。
新能源发电优惠政策延期，美国新能源政策充分利好行业发展
美国PTC(产品税赋减免，Production Tax Credit)及ITC(太阳能投资税减免，Investment Tax Credit)措施将延期，激励风电及光伏等发展。PTC依据可再生能源项目正式投运后十年内所发电量进行税收政策优惠，当前风电适用的PTC税收政策主要来自于2015年设立的《Consolidated Appropriations Act 2016》，2019年设立的《Further Consolidated Appropriations Act of 2020》以及2020年最新基于2019年法案额外延长一年，主要补贴风电、地热能发电，补贴额为$0.025/kWh，其中$0.015/kWh会基于通胀率进行调整。按照以上三个法案，2016年内开建的风电项目享受100%补贴，2017-2019年逐年递减20%，2020年内60%，2021年内60%。在开工年限基础上，允许建设周期为4年(Safe Harbor)，由于2020为疫情年份，因此2016年内开建项目的允许建设周期延长至5年。
除PTC政策外，新能源发电投资还可以选择ITC政策，按项目投资额一定比例进行税收抵免。2021年11月美国通过《重建更好法案》(Build Back Better Framework)，其中计划4500亿美元支持清洁能源发展， ITC税收抵免政策将继续延期十年，对太阳能、电池和先进材料等清洁能源技术投资进行激励。
欧洲：欧盟整体“GO”绿色证书+各国独立政策
欧洲大部分国家能源短缺，能源尤其是油气资源、煤炭资源对外依存度相对较高，为保障能源安全，应对气候变化，欧洲对可再生能源发展开始重视较早，发展程度较高。2020年欧盟发电量达2760TWh，其中1054TWh来自可再生能源，可再生能源发电占比为38.2%。部分主要国家中，英国(40.9%)、德国(40.6%)等可再生能源发电达到较高水平，丹麦更是高达80%以上，法国为12.3%，主要由于核电发电量达70%以上属于清洁能源但未计入可再生能源。
从政策角度来看，从2001年首次欧盟首次发布《欧洲议会和理事会关于促进内部电力市场可再生能源发电的第2001/77/EC号指令》后，又于2009及2018年分别发布可再生能源指令，提升可再生能源目标，各国亦通过本国法律制度提出发展目标。目前欧洲以欧盟为主形成“GO”绿色证书自愿市场，各国亦有自主制定的配额、电价或溢价政策并行，基本相互独立运行。
欧洲绿证政策于2002年开始实施，正式名称为来源担保证证书(GO，guarantee of origin)，GO证书由各个欧盟成员国的国家签发机构发行和登记，并联合组建了签发机构协会(AIB)，共同建立“欧洲能源证书系统(EECS)”。到2020年底，AIB总共涵盖26个国家，包括大多数欧盟成员国以及挪威、瑞士等加入实施GO制度的国家。
GO证书是自愿交易，证书来源于所有欧盟境内的电力项目，每发一兆瓦时的电量，就可以获得一份GO证书，包括核能及化石燃料在内的所有类型的能源均可获得有关部门签发的来源保证证书。
2020年，AIB成员单位签发870TWh的GO证书，其中740TWh为可再生能源电力来源担保证书，基于签发机构协会AIB统计，2020年签发的GO证书的来源包括，水电52%、风电21%、生物质7%、化石燃料10%、核能5%、太阳能5%和地热能1%。签发国主要包括有挪威(17%)、西班牙(13%)、意大利(11%)、荷兰(11%)和法国(9%)。
根据中德能源合作机构统计，2020年GO证书价格低于0.5欧元/兆瓦时，低价的原因是供大于求。而德国是GO证书的最大净进口国，2020年进口了大约98TWh的来源担保证书，主要由于德国禁止取得《可再生能源法案》补贴上网电价或上网溢价的电力的绿色电力销售GO证书，以避免重复补贴，补贴价格相对GO证书更具吸引力。
在欧盟整体制度外，欧洲各国新绿色电力的发展同样离不开本国的电价支持或配额限制，包括配额制与绿证，固定上网电价、差价合约、溢价机制等形式，在可再生能源发展的不同阶段，分别采取不同的补贴政策，大方向是逐步向市场化演变。主要国家对可再生能源在不同阶段采取了相应的配套政策，以德国和英国为例。
德国：从固定上网电价到市场化竞争
德国2000年颁布的《可再生能源法》，针对各类可再生能源发电处于发展初期，推行了FiT(Feed-in Tariffs)政策。针对各类电源发电成本(LCOE)制定上网电价，并通过长期合同(15-25年)确保上网电价保持不变，发电量由区域输电系统运营商按固定上网电价收购，保证并网。该政策极大的促进了可再生能源发电的增长，政策实施当年(2000年)德国可再生能源发电量占比仅为2.5%，2012年增加至19.3%，在可再生能源发展的早期，有效的激励了行业发展。
截至2019年，相似的上网电价政策在50多个国家或地区实施，包括中国，澳大利亚，加拿大，丹麦，法国，德国，意大利，韩国，英国等。其中德国、英国、西班牙等一些国家已停止新项目申请。
随着电力市场交易的成熟，2012年德国《可再生能源法》进一步以市场竞争为基础，开始推行溢价补贴政策。可再生能源电力与其他电源竞价上网，政府为可再生能源提供电力市场电价外的市场溢价补贴。
随着可再生能源的规模增大，补贴资金连年上涨，以及风电光伏等技术日益成熟，成本下降自身竞争力不断提高。2017年德国正式结束新项目的固定上网电价及溢价补贴，2017年《可再生能源法》引入招标补贴制度，要求750千瓦以上的可再生能源发电项目参加政府招标，中标项目将享有20年竞标电价补贴费率，法定补贴率变为竞争补贴。发电成本低的发电商在招标拍卖中更容易中标，通过招标规模调整，使得可再生能源发电进一步实现技术创新，降低补贴和用电成本。
2021《可再生能源法》则继续延续了招标制度，计划2021年起每年招标至少8GW的可再生能源项目，实现2030年光伏装机提升至100GW，陆上风电达到71GW，海上风电达到20GW，生物质能发电装机增加到8.4GW，可再生能源占发电比预计将达到65%。
电费包含可再生能源附加费是可再生能源补贴重要来源
德国用户侧电价高于其他主要欧洲国家，根据年消费量采取阶梯电价，平均达达0.3欧元/KWh以上。德国电价较高的主要原因是，电价中包含了较高昂的各类税费(20%以上)及可再生能源附加费(约20%)，用于税收调节、电力建设以及可再生能源补贴及支持。
英国：“RO”配额政策作用有限，转向差价合约
为促进可再生能源发电规模扩大，提高可再生能源开发及使用效率、降低成本，英国《可再生能源义务法令》要求2002年开始实施可再生能源义务制度(RO，Renewables Obligation)，是可再生能源配额制在英国的具体应用，并配套可再生能源义务证书(ROC，Renewable Obligation Certificate)，与美国RPS类似，都是一种基于市场机制的配额政策。该制度在行业发展早期对可再生能源发电的推动有限，英国可再生能源发电量占比提升在2000至2010年期间慢于采用固定电价政策的德国。
从2010年起，政府开始对小型发电项目支付补偿费用，2011年发布《电力市场化改革白皮书(2011)》，提出引入差价合约机制，随后可再生能源占比提升加速明显。至2017年，英国可再生能源义务制度正式取消，作为其配套措施的可再生能源绿色证书制度也相应取消，英国完全进入以招标确定价格、依据市场价格灵活调整电价补贴的差价合约(Contract for Difference，CfD)政策。
CfD政策下，可再生能源发电企业通过竞价参与电力市场，并与政府成立的低碳合同公司(LCCC)签订购电协议(12-15年)，确定执行电价(Strike price)。合同期内运营商稳定收到执行电价，合同通过低价竞标拍卖授予，从而提高效率并降低了成本。
根据CfD执行政策，政府保证当市场参考电价低于执行电价时，向发电商补贴与CfD执行价的差价，而当市场参考电价高于执行电价时，运营商需要返还补贴部分。
CfD调整机制：CfD的执行电价可以每年进行调整，而调整依据的要素有三点
(1)CPI指数(CPI Indexation)，参考CPI指数每年4月1日调整一次CfD
(2)系统平衡支出(Balancing System Charges)，实际系统平衡支出和CfD合同预设的支出存在差异，根据实际系统平衡支出调整执行电价。
(3)输电损耗(Transmission Losses)，每年根据LCCC计算的传输损耗乘数(Transmission Loss Multiplier，TLM)调整执行电价。
三轮可再生能源CfD配置情况
英国在2015年2月、2017年9月、2019年10月完成前三轮配置招标，目前正在推进第四轮配置招标。公布随着陆上风电和光伏技术成熟，英国一度排除其在CfD竞标之外，第一轮项目中风电光伏1949MW包含海上风电、陆上风电和光伏等，第二轮和第三轮中风电光伏项目招标配置则全部是海上风电，其中第二轮3196MW，第三轮5741MW，随着机制不断成熟规模逐步扩大。每轮配置除了风电光伏还包含部分热电联产、生物质等其他项目。
为了避免影响可再生能源开发和2050年“净零排放”目标的实现，英国宣布2021年允许已建陆上风电和太阳能光伏发电项目参与CfD竞标。
从CfD执行电价来看，相较CfD竞标配置时达成的初试执行价格，当前执行价格在调整后出现一定上涨。光伏、陆上风电、海上风电价格分别上涨11.9%、16.6%、18.2%，目前约合人民币763.8元/MWh、823.0元/MWh、838.8元/MWh。
从整体电力批发市场来看，英国电价出现大幅上涨，2021年9月已达到200英镑/MWh以上。主要原因是欧洲天然气价格大幅上涨，天然气价格推动电价上涨。此外在英国碳配额价格自 2020 年以来上涨，碳价格上涨增加了非可再生发电的成本，2021年海上风力发电与往年相比发电量较差，叠加推动了价格大幅上涨。
欧美PPA模式已经较为成熟，亚太地区仍有较大空间
PPA(Power Purchase Agreement)是指电力项目开发商与电力购买方之间的电力购买协议，合同期限较长，一般在10年以上，目前新能源项目普遍在20年。电价则采用固定电价。电力购买方一般为政府所属电力公司或者大型供电公司、大型企业等。
从欧美发展情况来看，PPA是在市场从补贴项目转向无补贴开放市场(subsidised projects to open markets)背景下开发商和购电方共同需求下得到较快发展。
根据彭博新能源财经统计，2020年美洲、欧洲中东非洲和亚太，签署PPA协议电站的规模分别为13.6、7.2和2.9GW。2010至2020年累计来看美洲达51.6GW是欧洲中东非洲(16GW)的3倍，是亚太(9.3GW)的5倍。
根据彭博新能源财经统计，2020年全年，有130多家公司签署了清洁能源合同。与2019年相比，各家公司采购的清洁能源量增加了18%，前10大企业清洁能源买家获得了1049GW太阳能发电PPAs，而风能为3884GW。
亚马逊是可再生能源最大购买方，通过35个独立的电力购买协议(PPAs)采购了5.1GW。此外石油和天然气巨头道达尔(Total)，则通过PPA购买3GW太阳能。
从价格来看，2020年美国25%分位的可再生能源购电协议(PPA)报价上涨至30美元/MWh以上，2021年以来进一步出现上涨，整体来看2021三季度末同比上涨14.4%，风电涨幅较大至36美元/MWh以上。
欧洲来看，北欧的PPA价格最低，约22.74欧元/兆瓦时。欧洲天然气、电力供需紧张的背景下，电价上涨亦推动PPA协议报价的上涨，根据美国LevelTenEnergy2021年三季度购电协议(PPA)价格指数报告，欧洲25%分位的可再生能源购电协议(PPA)报价季度同比上涨了8%，约为48.68欧元/MWh。
展望：欧美绿电发展前景
成本端，风电光伏呈下降趋势
我们首先来看风电项目的成本。从设备价格的角度出发，根据美国能源部发布的《陆地风电市场报告》，分析Vestas、SGRE和Nordex公司的财务报告、BloombergNEF公布的涡轮机价格指数、以及伯克利实验室收集的1997年至2016年间公布的121项美国风力涡轮机交易这三项途径获取的数据，可以发现自2008年以来，风力涡轮机的价格大幅下降。风力涡轮机的平均价格从2000年的约900美元/kW上升到2008年的平均1800美元/kW，上涨了约900美元/kW。涡轮机价格的上涨是由几个因素造成的。包括美元相对于欧元的贬值；材料、能源和劳动力投入价格上涨；涡轮机市场强劲的需求增长；涡轮机保修条款的成本增加等因素。
而2008年至今，风力涡轮机的价格下降了50%以上，数据显示最近的平均价格在775美元/kW至850美元/kW之间。其主要原因是自08年以来，制造商之间的竞争加剧，涡轮机和组件供应商采取了重大的成本削减措施。
而逐渐降低的涡轮机价格也使项目的安装成本下降。根据风电市场报告，美国风电项目的装机容量加权平均的装机项目成本从上世纪80年代到2004年一直降低，04年后单位安装成本开始上升，直到2010年达到近年来的最高值平均2500美元/kW，而后逐年降低。到2020年，装机容量加权平均的装机项目成本为1460美元/kW，与04年的最低值持平。可以看出，项目装机成本与涡轮机的价格有很强的线性关系。
运营和维护(O&M)成本是风电总成本的另一个重要组成部分。而运营和维护成本在各项目之间可能存在很大差异。通过分析89个项目总计14418MW的数据，可以发现不同年份开始运营的项目在今天的运营和维护成本差距较大。20世纪80年代建造的24个项目在2000-2020年这20年运营和维护成本加权平均值为74美元/kW每年，90年代安装的37个项目在最近20年的成本则降至62美元/kW每年，2000年安装的65个项目成本降至27美元/kW每年，2010年安装的59个项目成本则进一步降至25美元/kW每年。其原因主要有两个，一是随着涡轮机的老化，部件故障越来越常见，运营和维护逐年增加；二是最近安装的项目具有更大、更成熟的涡轮机设计和更科学的运行规划，这会降低总体的运营和维护成本。
和风电类似，光伏的项目加权平均装机成本近年来也在逐年下降。根据美国能源署的数据，2019年美国太阳能光伏系统的年产能加权平均建设成本为1796美元/kW，比2018年下降2.8%。下降的原因是晶硅太阳电池组件的成本降低至1497美元/kW，而晶硅太阳电池组件占据了美国新增光伏容量的近一半，为2.5GW。
2011年，美国能源部启动了SunShot计划，其当时雄心勃勃的目标是：到2020年降低太阳能发电成本，使其与传统能源具有成本竞争力。为了实现这一目标，Solar Energy Technologies Office (SETO)采取了很多措施，包括研究和开发太阳能发电和集成技术、太阳能制造技术，寻找更好的太阳能系统安装、设计和许可方法。随着将近10年的发展，光伏如今为提供了美国约3%的电力，达到近70GW的装机容量。在一些州和地区，太阳能占年发电量的10%以上。瞬时太阳能发电可以达到更高的水平，在某些情况下接近70%。
2016年，SETO认识到持续降低成本对行业增长的重要性，制定了2030年的成本目标，旨在将光伏能源的平准化成本(LCOE)再降低50%，同时促进电网整合和开拓新市场，使太阳能成为最廉价的新发电来源之一。具体来说，到2030年SETO希望将公用规模的光伏平准化成本降至0.03美元/kWh。
绿电价格总体下行，但受碳排放控制强度影响
根据美国能源部发布的《陆地风电市场报告》，风能购电协议价格与公用事业规模太阳能购电协议价格差距在十年前相当大，但近年来差距已经大大缩小。同时光伏PPA价格下降速度显著大于风电PPA价格下降速度。同时，自2016年来，风电和光伏PPA价格都低于40美元/MWh，与美国能源署给出的燃气联合循环发电机的预计燃料成本(EIA对交付给发电商的天然气价格的预测，按照每750万英热单位(MMBtu)转化为一兆瓦时电力计算)相比，也十分具有竞争力。在联邦税收优惠政策的支持下，该合同样本中的风能和太阳能购电协议的平均平准化价格，几年来一直低于现有燃气联合循环机组中燃烧天然气的预计平准化成本。
2018年后，随着碳排放控制加强，风电和光伏的PPA价格触底反弹。根据LevelTen energy2021年4季度的PPA价格指数报告，25%分位数的光伏价格相对3季度上涨5.7个百分点，达到34.25美元/MWh，25%分位数的而风电价格上涨6.1个百分点，达到38.36美元/MWh。
而这一价格上涨背后的原因可能是供应链的不稳定造成的。根据LevelTen energy在对市场上59家可再生能源生产商的问卷调查数据，75%的受访者将供应链的挑战视作2021年4季度价格波动的主要原因。而大宗商品价格上涨是第二个最常见的答案，超过一半的受访者将其列为价格波动的首要驱动因素。另外，近一半的受访者表示可再生能源的并网时间许可和并网成本也是一个很大的因素。
具体来看，根据《美国太阳能市场洞察》报告，自2020年第四季度以来，固定倾斜项目的价格增加了11.7%，单轴跟踪项目增加了8.5%。开发商正努力应对设备延迟、设备成本上升和合同谈判等问题，多个千兆瓦级别项目的上线日期已经从2022年推到2023年或更晚。预计在明年上线的项目可能这种情况会得到好转。如果将光伏电价的价格进行分解，可以发现自2020年3季度到2021年3季度的光伏电价上涨，主要是因为设备成本、原材料投入成本和运输成本的增加。
将视角转向风电，根据《陆地风电市场报告》，美国风电PPA的价格与风力涡轮机的价格和安装成本显著相关。2009年前随涡轮机价格上涨，风电PPA价格上升迅速，而后PPA价格随着随着单位安装本和涡轮机成本的下降而降低。同时，低平均安装成本和高平均产能系数的地区(如ERCOT和SPP)PPA价格更低。
同时，报告也指出，相对于购电方购买风电能获得的市场价值，他们付出的成本(PPA价格)是值得的。一般来说，风力发电的时间分布并不总是与客户负荷和系统需求很好地一致，这可能会进一步降低风力发电的能源市场价值。
在分析风力发电的时间因素和地区因素，以及这些特征如何与当地批发电力能源的价格和容量相互作用后，最终得出了不同地区风力发电的市场价值。将市场价值与全国发电加权平均水平化PPA价格进行对比，可以发现自2013年后，相对风电购买方付出的成本(PPA价格)来说，他们可以获得更高的市场价值。这说明风电对于购电方来说，吸引力在逐步扩大。
新能源将持续快速发展，释放社会正效益
可再生能源电力的持续降本，和逐渐具有竞争优势的电力价格，致使美国可再生能源电力生产规模持续扩大。根据美国能源署的数据预测，美国非水电可再生能源发电量(包括太阳能和风能)的份额将从2021的13%增长到2023的17%，天然气的发电份额将从2021的37%下降到2023的34%，煤炭份额将从23%下降到22%。
美国能源署预计2022年美国电网将新增461千兆瓦(GW)的公用事业规模发电容量。在2022年计划增加的产能中，近一半是光伏，其次是天然气，占21%，风能占17%。预计2022年美国的光伏装机容量将增长21.5GW，超过2021年的15.5兆瓦的新装机容量。计划增加的光伏容量大部分在德克萨斯州(6.1GW，占全国总量的28%)，其次是加利福尼亚州(4.0GW)。
ITC政策的延长将在未来五年内将太阳能发电能力提高31%。美国众议院于2021年11月19日通过法案“Build Back Better (BBB)”，该法案延长了投资税收抵免(ITC)，允许太阳能项目选择生产税收抵免(PTC)，并允许项目所有者选择直接支付税收抵免。
而陆地风电市场报告的数据显示，风电对气候和健康的好处大于其电网系统的价值，三者之和远超风能的平准化成本。在美国全国范围内，风电的健康和气候效益加起来平均为76美元/MWh。在大西洋中部、中西部和中部地区(包括SPP、MISO和PJM)，效益最大，从80美元/MWh到120美元/MWh不等。2020年气候、健康和电网系统价值总和几乎是平均LCOE的三倍，气候、健康和电网系统的平均值分别为46美元/MWh、31美元/MWh和15美元/MWh，而LCOE的平均值为33美元/MWh。
对于太阳能来说，太阳能在美国电力能源系统脱碳中承担了很大的责任。根据《Solar Futures Study》，假设2050年的发电份额与电力能源系统脱碳(Decarb+E)情景下相同，那么太阳能发电总量将接近7000TWh。
海外主要代表性公司
美国：全球市值最高的绿电公司-新纪元能源(NEE.N)
公司是北美最大的电力及能源基础设施之一，全球最大的新能源运营商，主要拥有FPL(Florida Power&Light Company)和NEER(NextEra Energy Resources)两大子公司。FPL拥有发电装机28GW，约7.62万英里的输配电线路和673座变电站，其中燃气发电装机22GW，占比为77%；NEER是清洁能源平台，总装机24GW，其中风电、光伏装机分别为16、3GW。截止2021年8月末，公司市值达1647.7亿美元，成为全球市值最高公用事业公司。
根据公司2021年9月投资者交流报告，公司装机规模52GW，子公司NEER装机容量达32GW，其中风电装机18GW，光伏发电装机4GW，此外有2GW核电和2GW燃气发电装机，电池储能规模约3GW(含储备)，同时储备风电和光伏发电项目合计约14GW。NEER规划到2024新增23GW-30GW新能源装机，通过降低装机成本和储能成本，不断扩展市场。NEER也在积极布局绿色氢气试点项目，拓展新市场。
随着公司发电业务增长，公司营业收入从2016年162亿美元增长至2020年180亿美元。受投资收益影响、税率变动、利率变动等使得公司2017及2018净利润较高，受资产处置损失影响2020年净利润较低，使得公司净利润波动较大，2020年净利润为29亿美元。
根据公司对每股收益进行调整，调整后公司EPS从2005年的0.66美元增长至2020年2.31美元，连续15年正增长，复合年化增长率达8.7%。
2011-2021年，美国新纪元能源(NEE)ROE总体呈先降后升，但基本保持在10%以上。前期主要由于市场化电价，特别是PPA价格下降较快，导致资产周转率从0.28降至0.15，带动ROE下降；2021年，由于全球碳排放控制趋严，PPA价格上涨，公司ROE触底回升。
公司股价近自2011年底约11.39美元，至2021年底约93.32美元，上涨710%，年化收益率20.6%。随着股价上升，2011年至2021年公司PE提升至50倍以上。PB则从1.5倍左右提升至4倍以上。
NEE作为业务较纯粹，最具代表性的海外新能源运营商，业绩增长连续性较强。对其自2011至2021年的收益率进行拆分，盈利增长(EPS增长)贡献约26%，分红占比约13%，估值提升(PE提升)贡献约61%。
无风险利率持续下行，美国公用电力行业估值倍率缓慢上行。考虑到公用发电公司1)均为重资产类型的企业，资产价值与收益关联性极强；2)非经常损益较多影响公司真实利润水平PE估值难以类比的情况下，我们参考美国公用电力公司PB，以分析过去10年的市场估值判断。由于美股极其重视分红以及公用事业板块初期高投资+后期收利润还债的盈利模式，无风险利率(十年期国债)对于其估值的判断也存在极大的影响(无风险利率降低，现金流不变的情况，折现总和对应市值更高)，加入无风险利率作为影响其估值的根本因素之一。
我们挑选美国当前市值最高的三家公用电力公司进行比较，分析市场对于其估值的逻辑在过去十年的改变。从历史数据来看，南方能源与杜克能源PB走势保持高度一致且二者估值水平与十年期国债收益率呈现明显反向关系。从2009年 -2012年间，十年期国债收益率震荡下行，杜克能源和南方电力公司PB倍率均实现约0.3左右的增加；从2013-2018年间，十年期国债收益率呈现先下降后上升的态势，由于幅度较小，两股PB倍率仅表现为缓慢增长；2018年中-2020年中，十年期美债收益率大幅下行，南方能源公司估值倍率有所上升。
NEE基本趋势向上，整体行业估值变动造成细微波动，脱离传统行业估值框架。从NEE的历史PB倍率来看，基本趋势为持续向上，当行业整体估值水平提升时，NEE自身增长趋势叠加行业整体向上趋势实现估值快速增长(2010-2014年，PB增速快于南方能源公司从而将其超越；2017-2020年末，PB增速进一步提升，大幅甩开同业竞争对手)。同为电力公用事业公司，NEE之所以实现估值及市值的反超，其根本原因就在于从事的业务类型存在差异，电力批发市场+地方电力零售市场双轮驱动 VS 单地方电力零售市场，新能源 VS 传统能源，导致的高成长性+稳定性兼备 VS 严格稳定性：
1)垂直一体化地方监管电力体制大大抑制装机成长性，电力批发市场竞争体制则充分激励电力系统迭代更新。Duke以及南方电力主要业务为受监管电力市场，而NEE旗下NEER新能源分部构成当前营收大部分，参与电力批发市场交易。在电力监管市场下，电力公司所进行的装机投资如果没有获得批准，则无法被纳入base rate或是recovery clause，从而形成利润，甚至无法回收成本。在地方电力需求趋于饱和的情况下，额外的任何装机投资都会受到用户的阻力，对PSC批准相应项目造成压力，严重抑制了电力公司的新装机投资，即便是当新能源发电已经具备竞争力的情况下。而在电力批发市场，当新能源的正外部性得以变现以及自身技术成长带来成本下降从而实现与传统能源具有经济性竞争力的时候，新能源在电力市场中挤出传统能源，实现增长。根据2020年末数据，NEE，DUKE能源以及南方能源公司分别约有36%，10%和24%的电力参与电力批发市场交易，在电力交易业务侧重方面存在很大差异。电力批发市场特性一定程度上成就了NEE装机总量的成长性；
2)新能源进一步降本叠加外部性成本还原成就效率成长性。相较于传统能源发电种类，光伏、风电可以通过进一步提升发电效率以及降低制造成本，在具有较大的度电成本下降空间情况下，提升项目的收益率。且由于当前美国风电主要分布中部地区，光伏分布于加州均参与电力批发市场交易，不会因为监管市场的固定收益率管制而限制项目的收益率增长。截至2020年末，NEE的新能源装机占比明显高于DUKE能源和南方能源公司。
新能源装机高增速回归，政策环境利好，估值更上一层楼。2020年-2021年NEE公司PB倍率大幅提升拉开与可比公司差距，一方面来自于公司2020年间NEER风电的大量投产(NEER调整后净利润增长16%)，另一方面则来自于对于NEER在2021年初宣布的2021-2024年装机规划的肯定：4年增加可再生能源装机30GW，新能源装机复合增速重归20%左右。政策环境方面，拜登政府给予新能源发展高度肯定性，全面利好NEER未来新能源发展规划的实现。
西班牙：Iberdrola伊维尔德罗拉(IBE)
公司成立至今已有170多年，致力于清洁能源发展超过20年，Iberdrola也是世界上最大的风电生产商和市值最大的电力公司之一。集团为数十个国家的近1亿人提供能源，资产超过1220亿欧元。主要经营可再生能源运营，智能电网运营，大规模储能和数字转型的投资，引领能源向可持续模式的转变，为客户提供能源电力等产品和服务。
公司可再生能源装机从2016年末27.7GW增长至2020年末35GW，新增7.2GW占公司新增总装机规模的90%。公司计划在2025年实现可再生能源容量达到60GW，到2030年将增加到95GW。
随着公司发电量增长及电网等相关业务增长，公司营业收入从2016年292亿欧元增长至2019年364亿欧元，2020年受疫情影响下滑至331亿欧元。净利润稳定增长，从2016年27亿欧元增长至36亿欧元。
公司规模较大，全球化经营成熟稳健，西班牙伊维尔德罗拉(IBE)ROE同样呈先降后升，2011-2015年,由于净利率和负债率下降，带动ROE从9%下降至7%；2016年以来，随着电力交易价格不断回升，绿电交易价格回升带动ROE从7%提升至2020年9.9%。公司资产负债率和资产周转水平基本保持平稳。
公司股价近自2012年最低2.7欧元左右，至2021年11月19日上涨278%，年化收益率16.9%。随着股价上升，2018年至2020年公司PE提升至20倍以上。2021年至今公司股价阶段性下跌，同时叠加公司净利润提升，公司PE降至18倍左右，PB则从1.1倍左右提升至当前1.8倍左右。当前，公司PE、PB估值较西班牙IBEX35指数高约50%。
德国：莱茵集团(RWE)
德国莱茵集团(RWE)成立于1898年，总部位于德国埃森。是德国第一大能源公司 ，德国第一大发电公司 ，德国第一大可再生能源公司 ，欧洲第三大可再生能源公司。也是英国重要的电力供应运营商。
莱茵集团旗下四大板块独立运营，共同支撑莱茵集团业务发展。分别是莱茵集团发电欧洲股份公司RWE Generation SE，莱茵集团能源股份公司RWE Power AG，莱茵集团交易有限责任公司RWE Supply&Trading GmbH以及近年新成立的莱茵集团可再生能源有限责任公司RWE Renewables GmbH。业务覆盖能源全产业链，包括发电，能源规划，电力供应销售、环境咨询，电力工程设计，能源交易等。1922 年首次在柏林证券交易所上市。现于德国证券交易所及法兰克福交易所交易。
2018年RWE集团与E.NO集团重组完成，剥离旗下Innogy电网相关业务，吸收E.ON的可再生能源发电以及核电业务公司，聚焦发电运营，加速转型可再生能源。重组及业务调整后营收合并口径变化较大。合并报表营收从2017年度424亿欧元，降至2018年度134亿欧元，此后基本保持平稳2019及20年分别为131和137亿欧元。
同时可再生能源发电量实现了较快增长。重组前公司可再生能源发电量基本在100GWh左右波动，重组完成后公司加快可再生能源发展，2019及2020年发电量达164亿千瓦时(+66%)和297亿千瓦时(+81%)。
2019年公司置入E.ON的可再生能源发电资产后，同时公司加速新项目建设，可再生能源装机规模从4.29GW提升至9.18GW，截止2021Q3进一步增长至10.8GW，可再生能源装机占比提升至26%。非可再生能源中以燃气发电和煤电为主，占公司总装机的34.4%和25.8%，此外包含抽水蓄能及储能(5.8%)、核电(6.8%)。
公司重组前后业务变动较大，对净利润统计包含较多已终止经营业务利润，2020年重组完成后基本平稳，但德国整体退出煤电的背景下，公司未来仍将处置缩减煤电资产规模。整体来看随着重组，近年公司资产负债率下降至2020年的71%，由于公司有能源贸易及电力交易等业务，营收体量较大使得资产周转率相对纯新能源运营商较高，净利率、EBIT margin等指标相对较低。
从公司经调整EBIT指标来看，由于只反应了持续经营业务业绩成果，可以看到2019年完成重组后聚焦发电业务，提升可再生能源比例有效改善了公司盈利能力和质量。经调整EBIT稳步提升至2020年的17.7亿欧元，EBIT margin提升至13%。
公司自2016年以来收益率表现较好，至2021年11月22日，股价前复权后收益率达180.6%，远超同期德国DAX指数(50.4%)。当前，公司PE、PB估值较西班牙IBEX35指数高约50%。
英国：南苏格兰电力公司(SSE)
南苏格兰电力公司(SSE，伦敦证券交易所)(Scottish and Southern Energy plc)最初从事水电及电网业务，是英国第四大能源公司，是英国和爱尔兰领先的可再生能源开发商和运营商。SSE为工业、商业和家庭客户提供发电、传输、配电和供电服务。该公司还从事能源贸易、天然气销售、热电以及电气和公共设施承包业务。2008 年，SSE 收购了爱尔兰风电场企业 Airtricity，成为英国和爱尔兰本土企业中最大的可再生能源运营商。2018年向奥沃集团(OVO)出售其能源服务业务公司，将可再生能源业务整合，成为公司重点业务板块。2020 年，出售16个生产气田的非经营性权益、出售电力供应业务，进一步专注于电网和可再生能源核心业务。在运海上风电3个，装机579MW，水电1.46GW，陆上风电近2GW(含在开发)。目前参与主导投资全球最大海上风电场—Dogger Bank3.6GW海上风电。(公司以3月31为年度资产负债表日)
2018年向奥沃集团(OVO)出售其能源服务业务公司，将可再生能源业务整合，成为公司重点业务板块，相应营收从2018年3月的272.5亿英镑降至2019年3月的73.3亿英镑。此后营收基本保持稳定。但持续经营净利润则在2021年3月创出新高，达到22.9亿英镑。
根据公司公告，从公司经调整营业利润来看，整体未出现增长，但可再生能源业务贡献占比有所提升，从31%提升至49%，公司聚焦可再生能源业务得到体现。
2018年以来公司开发项目进度较缓，可再生能源装机未有明显增长。2018-2021年分别为3.79、3.75、3.97和3.88GW。相应发电量为9,428 GWh、10,399 GWh、11,384 GWh、10,171GWh，由于煤电和燃气发电略有减少，整体发电量有所下降。
随着公司聚焦可再生能源业务，从2018/19财年毛利率开始明显提升。而ROE随净利率波动，近年来有所增长，并且随着营业收入下降，资产周转率相应下降，单位净利率变化对ROE带动作用减小，和ROE变化更加同步。
从公司出售其能源服务业务公司，整合可再生能源业务成为公司重点业务板块。从2018/19财年统计，公司自2018年4月以来收益率表现较好，至2021年11月22日，股价前复权后收益率达(25.1%)，远超同期英国富时100指数(2.4%)。
展望：欧美绿电发展前景
从全球经验看，绿电市场交易机制是大势所趋。全球主要国家促进绿色电力制度的发展，基本经历了财政补贴→到配额制&绿证→再到市场化绿电交易。在此过程中PPA协议成为重要交易方式，是双方共赢的选择。中国已经具备绿色电力市场化交易基础，作为清洁能源装机世界第一有望实现绿色电力交易利用的弯道超车。
绿电的稳定收益率和增长高确定性，带动绿电公司估值提升。2011-2021年，NEE公司股价叠加股息率收益约994%，年化收益率约27%，远高于同期道琼斯工业指数年化11.4%的收益率。随着股价上升，公司PE从12倍提升至50倍以上，高于道琼斯工业指数平均PE；PB则从1.5倍左右提升至4倍以上。对其收益率进行拆分，盈利增长(EPS增长)贡献约26%，分红贡献约13%，估值提升(PE提升)贡献约61%。IBE公司PE约18倍，PB约1.8倍，较西班牙IBEX35指数高约50%。
市场化阶段，绿电收益率或取决于电力供需匹配和碳排放控制强度，ROE一般不低于7%。市场化交易阶段，我们认为绿电价值=电能价值+环境价值-非自身支出辅助服务成本。绿电运营公司收益率或取决于电力供需匹配和碳排放控制强度。
2011-2021年，美国新纪元能源(NEE)ROE总体呈先降后升，但基本保持在10%以上。前期主要由于市场化电价，特别是PPA价格下降较快，导致资产周转率从0.28降至0.15，带动ROE下降；2021年，由于全球碳排放控制趋严，PPA价格上涨，公司ROE触底回升。西班牙伊维尔德罗拉(IBE)ROE同样呈先降后升，2011-2015年,由于净利率和负债率下降，带动ROE从9%下降至7%；2016年以来，随着电力交易价格不断回升，绿电交易价格回升带动ROE从7%提升至2020年9.9%。
当前，由于储能成本较高，且碳排放控制处于初始阶段，绿电运营商收益率可能会一定程度受到影响；随着我国碳排放控制强度不断加大，对应环境价值不断提升，而辅助服务成本随着储能发展将不断下降，新能源运营商充分受益绿电价值提升。
短期看，上游产能不断扩张，成本将有望下降；长期看，新能源运营商充分受益绿电价值提升，将维持合理收益率，并保持高确定性的高增速。
(1)推荐有较大抽水蓄能和新能源规划，估值处于底部的湖北能源；
(2)推荐现金流良好，“核电与新能源”双轮驱动中国核电；
(3)推荐积极转型新能源，现金流充沛火电龙头华能国际、华润电力、中国电力等；
(4)推荐有资金成本、资源优势的新能源运营龙头三峡能源、龙源电力。
风险提示
行业政策不及预期；新能源项目推进不及预期；电价下调；上游成本上涨；新能源运营竞争加剧。
(文章和图片来源：国信证券)
首页
微信公众号
证券之星APP
