新能源运营商行业研究

新能源运营商行业研究1

多因素驱动新能源电力运营商板块估值大幅提升2021

年，新能源电力运营商板块大幅跑赢沪深

300。回顾

2021

年，新能源运营商板块总

市值增长

76%，大幅领先沪深

300；分时段看，新能源电力运营商在

7

月开始发力，经历

了

2

个月的主升浪后，进入波动阶段。我们认为，推动本轮新能源电力运营商估值大幅提

升的因素有：1）预期装机规模快速上升，双碳目标推动电力行业基本面变革，新能源电力

装机增长空间打开，运营商具备长期成长逻辑；2）产业链价值洼地，新能源中上游（材料

与制造）估值预期充分，运营商成为产业链价值洼地；3）绿电交易的长期价值，风光发电

平价时代来临，补贴的不确定性逐步减弱，绿电交易和碳交易带来中长期的价格弹性。双碳目标推动新能源电力装机规模增长空间打开双碳目标推动“十四五”风光装机规模增长，风电、光伏年均中枢分别抬升至

59GW、86GW。

根据我们预测，“十四五”期间光伏年均新增装机中枢抬升至

86GW左右，风电年均新增装机中枢抬升至

59GW左右。结合我们以上对用电量和其他电源侧预

测，这意味着

2025

年风光发电装机之和占比/电量之和占比将分别达到

39%/19%（2020

年分别为

26%/10%）。主流风电运营商装机容量集中度下降，龙源电力稳居全球风电龙头。在

2020

年抢装影响下，

全国风电装机同比大幅增加。从

2016-2020

年装机变化趋势来看，风电运营市场集中度

CR3

由

23.4%降至

17.1%，CR5

由

31.6%降至

24.7%。截至

2020

年末，龙源电力风电装机容

量达到

22.3GW，在国内排名第一（也是全球第一）。龙源电力目标在十四五期间新增

30GW风光装机，其中风电占

30%。我们预计到

2025

年龙源电力仍有望维持国内第一的市场地

位，三峡能源、华能国际、华润电力紧随其后。新能源中上游（材料与制造）估值预期充分，运营商成为产业链价值洼地风电产业链的估值呈现上游（零部件制造）>中游（整机制造）>下游（运营商）的特点。

本研究选取铸件、主轴、塔筒、叶片等零部件制造环节作为产业链上游，风电整机制造作

为产业链中游，电力运营商作为产业链下游，对各环节上市公司的动态市盈率进行分析。

平均而言，2021

年

12

月风电产业链的

PE（ttm）上游（41

倍）>中游（15

倍）>下游（11

倍），全产业链中变流器环节的阳光电源、禾望电气估值最高，分别达到

96

倍与

81

倍。风

电产业链的上游估值预期较高，下游运营商存在估值上升的空间。光伏产业链的估值呈现中游（辅材、组件）>上游（原材料）>下游（运营商）的特点。本

研究选取金属硅、硅片、硅料等原材料作为上游，辅材、组件、逆变器等制造作为产业链

中游，电力运营商作为产业链下游。平均而言，光伏产业链

2021

年

12

月的

PE（ttm）中

游（108

倍）>上游（41

倍）>下游（24

倍）。全产业链中，中游光伏跟踪支架环节的中信

博、逆变器环节的固德威估值最高，分别达到

173

倍与

138

倍。光伏产业链的中上游估值

远远高于下游，运营商成为价值洼地。对比历史的估值表现，2018

年以来，风电产业链下游的季度平均市盈率在大部分区间低于

中上游。上游零部件制造环节的市盈率震荡区间为[22

倍，48

倍]，中游市盈率区间为[11

倍，30

倍]，下游市盈率区间为[10

倍，35

倍]。参考历史

PE估值中位数，呈现上游（30

倍）>中游（24

倍）>下游（18

倍）的特点。光伏产业链的中上游估值自

2019

年第三季度开始出现明显拉升，此后长期大幅领先下游运

营商。2019

年第三季度，以隆基股份和通威股份为代表的硅料硅片生产商、以阳光电源和

固德威为代表的辅材制造商的估值均进入上升通道，带动整个光伏产业链中上游的估值拉

升。2019Q3

至

21Q3，光伏产业链上游估值中枢从

23

倍上涨至

56

倍，中游平均估值从

27

倍上涨至

105

倍。同期，下游运营商仅从

23

倍浮至

26

倍。我们认为，风电、光伏产业链存在估值差异的原因主要有以下几个方面：第一，风光产业链上中游行业集中度较高，经历行业洗牌后，头部公司享有龙头溢价。根

据上市公司年报及我们测算，光伏产业链的硅料/硅片/电池片/组件环节

CR5

分别达到

87.5%/88.1%/53.2%/55.1%，而光伏运营商

CR5

仅

9.8%；风电产业链的上游铸件/中游整

机的

CR3

分别达到

48.7%/49%，而风电运营商

CR3

仅

24.7%。过去二十年内，风光产业

链的中上游经历过多轮激烈的竞争和洗牌，格局清晰后剩下的公司享有较高的市场份额，

因此市场给予较高的龙头溢价。长期来看，下游电力运营商的行业格局也会逐渐集中，有

竞争力的公司将迎来估值和业绩的双提升。第二，中上游轻资产的运营方式带来相对较高的

ROE水平，享有高估值。以

PE为例，产

业链环节的估值水平与

ROE存在较大关联，高

ROE带来高的估值水平。对产业链

ROE进行杜邦分解发现，核心差异在于总资产周转率。电力运营商为重资产运营模式，投入大、

回款周期长，导致其总资产周转率仅为

0.21，而中上游的制造环节加工周期短、现金回款

快，总资产周转效率是下游的

3-6

倍。而风电中游的整机厂由于净利率低，仅为

4.1%，导

致其

ROE与估值水平也较低。绿色金融有望改善电力运营商其重资产的运营模式，从而带来估值体系的改善。绿色金融

要求金融资源进一步向绿色发展、低碳发展倾斜，实现“点绿成金”，目前主流的支持方式

为类

REITS。中国能源行业已有类

REITs项目，但大部分以资产证券化（ABS）的产品形

式来发行。近两年，中国已发行的新能源电力相关的类

REITS有三只，合计募集资金

36.47

亿元，包括国家电投和中国能建的绿色支持专项计划。展望未来，我们认为将出现更多类

REITS和公募

REITS产品以新能源电力项目为基础资产，进而轻量化电力运营商的资产属

性，带来估值提升。第三，中上游制造业的技术进步推动降本增效，而该预期也反应在估值溢价当中。近年来，

风电、光伏度电成本持续下降。据

IRENA数据，2010-2020

年中国陆上风电/海上风电

LCOE

（平准化度电成本）已分别由

0.089/0.162

美元/KWh下降

56%/48%至

0.039/0.084

美元

/KWh；2012-2020

年中国居民/商业光伏

LCOE分别从

0.164/0.148

美元/KWh下降至

0.063/0.060

美元/KWh。度电成本下降的来源是中上游技术变革引起的效率提升或成本下

降。展望未来，风电光伏的度电成本将继续维持下降趋势，对全产业链均为利好，但中上

游会率先享有短中期的技术红利，这份预期将反应在估值溢价中。绿电交易和碳交易带来中长期的价格弹性2021

年

9

月国内绿电交易试点正式启动，首次交易共完成

79.35

亿千瓦时交易量，参与市

场主体共

259

家。在构建以新能源为主体的新型电力系统的过程中，绿电交易市场释放绿

电消费需求。对于供给端的新能源运营商而言，绿电交易有望带来两大利好：1）新并网的

平价风光发电项目的环境价值有望体现，上网电价有望提升；2）通过购电长协锁定风光电

量，解决消纳问题，弃电率有望收窄。我们认为绿电交易机制最大意义之一，在于区分风光发电的环境属性和将低碳价值显性化。

未来绿电交易价格是否溢价以及溢价幅度将取决于碳配额和绿证的价值，碳价或成为绿电

溢价的重要参考指标。相比煤电，风光减碳量约为

912

克/千瓦时。以全国平均的风光发电

指导价均值

0.3669

元/千瓦时为基准，10%/20%的绿电溢价对应碳价约为

40/80

元/吨。假

设绿电溢价

20%、绿电交易比例

30%，我们预计

2022/2025

年平价风光项目溢价收入合计

43/181

亿元。2

全球视角：A股、H股、美股新能源运营商估值对比放眼全球，我们发现

A股、H股、美股的新能源运营商的估值存在明显差异，估值水平呈

现

A股>美股>H股的特点。本研究系统梳理了

A股、H股和美股的新能源运营商主要上市

公司，发现

2021

年

12

月的平均

PE（ttm）估值中枢

A股（26

倍）>美股（19.4

倍）>H股（12.6

倍）。换用

PB、PS等估值指标，结论仍然保持不变。三地市场对新能源运营商的估值定价存在较大差异，我们认为主要原因有

1）盈利能力，是

评价竞争优势的核心指标之一，也是

A股运营商估值领先的重要原因；2）标的稀缺性，标

的稀缺的市场资金更为集中，从而拉高估值，这也助力了美股龙头新纪元能源享有高估值

溢价；3）应收政府补贴，中国运营商高额的应收补贴将影响运营商定价，港股的补贴占比

较高，结合港股投资者对补贴的悲观态度，是港股估值落后于

A股的影响因素。盈利能力：A股估值领先的重要原因我们认为，盈利能力是评价新能源运营商竞争优势的核心指标之一，也是

A股运营商估值

领先美股的重要原因。2020

年，全球新能源运营商的

ROE中枢呈现

A股（9.6%）>港股

（8.3%）>美股（3.3%）的特点，A股领先美股较多。拆分来看，ROE的变差主要来源于

销售净利率，销售净利率的中位数

A股（17.1%）>港股（14.3%）>美股（11.5%），而资

产周转和杠杆水平在三地无明显差异。2020

年

A股龙头三峡能源以

35.2%的销售净利率处

于全球领先水平。对净利率继续拆分，财务费用和度电成本或是重要的影响因素。费用率方面，三地市场的

主要差异体现在财务费用上，其中

A股（11%）<港股（16%）<美股（21%）。电作为特殊

商品，其售卖方式几乎没有销售费用，且三地市场的管理费用率差异不明显。我们认为，

财务费用的差异来源可能因为国内的电力企业大多数是国企，享有较低的利率优惠（如中

国电建的财务费用率仅为

2%）。从度电售价和度电成本分析，成本端或是盈利水平的重要贡献因子。售电端，三地市场平

均电价差异不大。在成本端，国内的风电度电成本约为

0.19

元/KWh，而美国大约在

0.16

元/KWh~0.31

元/KWh之间，均价约

0.25

元/KWh，较中国贵出约

32%。国内的光伏度电

成本约

0.29

元/KWh，高于美国。考虑到目前国内约

2/3

的新能源发电量为风力发电，我们

认为风电的度电成本优势或是对

A股公司盈利水平的重要贡献因子，背后的产业逻辑是美

国新能源运营商拥有更高的折旧以及昂贵的人工成本。依据

2020

年单

W折旧水平看，新

纪元能源(0.5

元/W)>龙源电力(0.34

元/W)>三峡能源(0.23

元/W)。美国新能源刺激法案也是在成本端对风电光伏运营商进行优惠补贴。美国时间

11

月

19

日

上午，众议院通过了拜登

1.75万亿美元的刺激法案，核心政策则是生产税收抵免（productiontaxcredit，PTC）。政策针对符合条件的新能源电力销售收入给予一定额度的税收减免，对

于推动技术进步、降低风电度电成本具有重要意义。公司稀缺性：美股新能源运营商标的稀缺，拔高龙头新纪元能源估值上市公司的稀缺性将影响公司估值，我们认为这是美股新能源运营商龙头-新纪元能源估值

较高的原因之一。标的稀缺意味着投资者在拥有相同资金量和投资意愿的情况下，稀缺的

市场资金更为集中，从而拉高相关标的估值。因此，本研究从标的稀缺属性上展开，认为

美股公司在新能源运营商的细分市场中比

A股更具备稀缺性，这也是美股运营商龙头新纪

元能源的高估值原因之一。在盈利能力差距不大的情况下，新纪元能源估值远高于三峡能源和龙源电力。2021

年

12

月，新纪元能源的月平均

PE（ttm）为

75

倍，远高于

A股新能源运营商龙头三峡能源（43

倍）和港股龙头龙源电力（20

倍）。对比盈利能力，三者相差不大，2020

年

ROE新纪元

能源为

7.9%，三峡能源

9.0%，龙源电力

8.5%。新世纪能源的高估值或另有其因。从数量维度和市值维度，美股市场的新能源运营商更具稀缺性。标的数量维度，A股、港

股、美股市场的新能源运营商数量分别为

14

家、11

家、10

家，占总上市公司数量排序为

港股（0.43%）>A股（0.30%）>美股（0.16%），美股标的数量更稀缺。标的市值维度，

考虑新能源运营商的市值加总占市场总市值的比例，港股（1.50%）>A股（1.04%）>美股

（0.35%），美股标的市值占比更稀缺。新纪元能源机构持股占比较高，侧面印证了标的稀缺性带来的市场资金较集中。截至

2021

年

9

月

30

日，新纪元能源的机构持股占比为

62.3%，远高于三峡能源的机构持股占比

15.5%。

机构持股占比高是市场资金集中的一种表现，这从侧面印证了我们的想法：美股标的稀缺，

市场资金更为集中，提高了相关标的估值。新纪元能源（NEEUS）是美国最大的新能源运营商，也是美国第四大电力公司。2020

年，

新纪元能源总装机规模为

52.3GW，其中燃气

24.4GW、风电

16.1GW、光伏

5.4GW、核

电

5.8GW、煤电

0.63GW。2020

年公司实现营业收入

180

亿美元，归母净利润

37.7

亿美

元，大幅领先同市场其他新能源运营商，公司龙头地位显著。新纪元的龙头地位强化了其

在美股市场的稀缺性，作为美股新能源运营商核心资产，市场给予

75

倍

PE高估值（2021

年

12

月均值）。应收政府补贴：港股相对

A股估值落后的原因之一中国新能源运营商的资产里长期存在较高比例的应收政府补贴。过去几年来，中国政府给

予风电、光伏等新能源电力项目一定的补贴，由于补贴存在时滞，形成了新能源运营商的

应收补贴款，属于会计分录中的应收账款。本研究梳理了

A股、港股新能源上市公司应收

补贴款项现状，发现

1）目前补贴款项金额较大，近半数的公司的应收补贴已经超过了

2020

年营业收入，应收补贴的中位数金额达到

41.4

亿元，其中龙源电力应收补贴款最高，达到

229

亿港元。2）目前补贴款占比较高，大部份应收账款均为应收补贴。A、H股的应收补

贴/应收账款中位数高达

80%。我们认为，补贴占比将影响公司的现金流、财务费用和运营

风险，是影响港股估值中枢（14

倍）低于

A股（27

倍）的原因之一。港股的应收补贴较

A股情况更令人担忧。从金额看，A股平均金额达到

57.1

亿元，港股平

均金额达到

81.3

亿港元（66.3

亿元），高于

A股；从占比看，应收补贴/总市值、应收补贴

/收入、应收补贴/应收账款的中位数港股运营商均高于

A股运营商。从投资者的视角切入，我们认为港股投资者对政府补贴的态度更为悲观，是拉低港股估值

的另一重要因素。相比于港股投资者，中国投资者更加认为政府补贴的是风险较低的应收

款，政府所承诺的通常视作“刚性兑付”，可以类比的是“城投信仰”。在这种相对乐观主

义的加持下，A股投资者对高额应收补贴的担忧较小，港股投资者担忧较大，从而影响二地

新能源运营商的估值水平。3

从时间维度上寻找更加稳定的估值方法历史估值对比，A-H股溢价仍存在静态的对比无法挖掘估值的“稳定性”，动态视角下，对比更有意义。前文都是以静态的视角，

站在某个历史截面对估值进行比较，其缺陷在于忽略了时间维度上的信息，未考虑估值的“稳

定性”，因此，本研究选用

PE、PB、PS、EV/EBITDA、市值/装机容量五种常见的相对估值

指标，试图挖掘

A股和港股市场新能源运营商分别采取怎样的估值方式较为合理。多指标对比下，A-H股溢价仍存在，但不同指标间溢价存在差异。对比

PE、PB、PS三者

的估值中位数，在过去几年内

A-H股溢价稳定在

170%~230%之间，中枢约

200%，三者

指标整体呈现同向变动；市值/装机容量估值中位数的溢价是最高的，达到

364%~560%，

但溢价在近几年有所收窄；EV/EBITDA估值中位数的

A-H溢价在

120%~160%之间，低于

上述几个指标。估值指标稳定性：A股倾向于

PB，港股倾向于

PS对于怎样的估值方式是较合理的，本研究采取“准确性”和“稳定性”两个指标进行对比。

准确性指的是使用某指标估计的市值与历史市值是接近的，稳定性指的是使用某指标估计

的市值与历史市值之间的差距在时间维度上是稳定的。为了构造这两项指标，我们先计算

“溢价率”指标，即使用某估值指标估计的市值与历史市值的比值，再使用溢价率均值衡

量准确性，用溢价率在时间维度上的标准差衡量稳定性。如使用

A股新能源运营商

2017Q1

的

PE中位数，估算某新能源运营公司

17Q1

的市值，与公司当时市值的比值即为

17Q1

的

PE“溢价率”。不同估值的数据尺度不同，导致上表中的标准差不具备可比性，但溢价率之间的标准差是

可比的。本研究采用上述估值中位数计算

A股市场的华能国际、吉电股份和港股市场的龙

源电力、大唐新能源的历史市值，并得到“溢价率”指标，比较

A股市场与港股市场的指

标准确性与稳定性。需要强调的是，本研究认为稳定性是第一位的，准确性是第二位的。原因在于

1）溢价率的

平均水平可能是该标的其他属性带来的整体估值相对行业中位数偏高或偏低，如业务结构、

盈利能力等。2）即使溢价率均值与

100%差距较大，但如果溢价稳定的话，我们在推算估

值的时候也可以将溢价考虑进计算过程。A股新能源运营商倾向于

PB估值。对华能国际和吉电股份估值进行测算，计算溢价率。准

确性上看，华能国际/吉电股份的

PB估值的历史溢价率均值为

135%/118%，基本围绕

100%

上下波动，准确性较高；从稳定性上看，华能国际/吉电股份的

PB估值的历史溢价率均值

方差仅为

0.3/0.21，估值的溢价率水平较为稳定。准确性和稳定性比较，A股市场

PB指标

均领先于其他指标。2016

年至

21Q3，A股新能源运营商的

PB中位数区间在[1

倍，2.6

倍]，

平均值为

1.5

倍。港股可选估值指标较多，PE、PS、PB均表现不差，稳定性上倾向于

PS指标。准确性上

看，龙源电力/吉电股份各项指标的历史溢价率均值各有优劣，PE、PS、PB均表现不差；

稳定性上看，龙源电力/吉电股份的

PS估值历史溢价率标准差最低，分为

0.1/0.2。考虑到

稳定性是第一位的，PS或为港股最优估值指标。PS一定程度上隐含了装机规模，装机规

模越大的公司市值越大。2016

年至

21Q3，港股新能源运营