本文来自格隆汇专栏：君临，作者：君临研究中心
风电盈利三要素
很多投资者对风电运营企业的盈利模型稍感陌生，我们由此开始。
风电运营商主要赚发电的钱，发电量*上网电价是收入的主要构成。随着碳排放权交易市场的成熟，未来碳排放权的额外收入也会是个加分项。
进一步拆分。
发电量由装机容量、利用小时数及厂用电率共同决定。
由于装机容量在建设时期就已确定，同时厂用电率（单位时间内厂用变耗电量与发电量的百分比，衡量电厂自身耗电损失）不会出现太大波动，因此发电量主要影响因素为利用小时数。
可再生能源上网电价由脱硫燃煤机组标杆电价和可再生能源电价补贴两部分构成。平价时代主要看煤电电价的脸色。
成本端摊销的是电站建设的成本。
由建设期的总投入和资本结构决定的折旧摊销+财务费用是营业成本的主要部分。
容易得出，决定风电盈利的三要素为：利用小时数、新能源上网电价和初始投资成本。
图：风电三要素模型欲知风电运营何以进入黄金时代，就要看这三大因素如何变化。
风机大型化的红利
我们先来重温一下风机大型化的突变。
风电被众多投资者诟病良久——机械能的转化，成本降低不如光伏半导体来的魔幻。
国内风电机组报价从2010年下半年开始首次低于4000元/KW，此后10年风电机组的价格长期在3400-4200元/KW之间波动。似乎也印证了这一猜测。
直到2021风电去补贴元年，大型风机一夜之间从企业的研究室走向产业应用，势不可挡。
据中国风能协会数据，中国风电历年新增项目平均单机功率分别在2011和2017年突破1.5MW和2.0MW，历时6年平均功率提升仅0.5MW。
而据国际能源网统计，2020年央企风电机组招标的约23GW项目中，平均单机功率已经达到3.2MW，其中3.0MW及以上功率机型占比已经超过70%，大型化趋势明显加速。
由于风机大型化后机组重量不需要等比例增加，效率提升，单位KW风机成本快速下降。
叠加产业竞争，风机降价趋势有多夸张呢？
2021年6月，风机龙头金风科技3S级别机组的全市场整机商参与的投标均价为2,616元/千瓦，4S级别机组的全市场整机商参与的投标均价为2,473元/千瓦，相比去年抢装时的价格高点均已经出现超过1000元/千瓦的价格降幅。
图：金风科技月度投标均价全产业来看更是惊人。
21年9月7日，中广核新能源云南基地两个项目风机价格开标，最低开出了1950元/KW和1880元/KW的历史新低。
同时这一次也刷新了中国风机投标机型新的纪录：陆上单机容量达到6.7MW，叶轮直径突破191m，直逼海上风机。
风机价格从2020年的最高4200元/KW下降到2021年8月的最低1880元/KW，一年内价格下跌幅度超过50%。
且风机大型化可摊薄塔筒、吊装、运维等成本，风电站建设和运维成本显著下降。
在感慨风机平价上网突然实现之余，君临注意到，下游电站才是真正摘果子的人。
由于风电产业上游为开放供应链，风机厂商难以形成产能壁垒，同时下游以电力央企为主，采购模式主要为公开招标。
因此风机大型化和技术创新带来的制造成本难以在设备端保留，技术红利第一时间通过设备价格下降沉淀到下游。
即由于我国电力市场的特殊竞争格局，风机厂商每年巨额的研发投入，绝大多数直接转化为运营商的度电利润增长。
据中泰证券研究所《风电行业专题--经济性驱动高景气，零部件再迎高增长》一文测算：
若发电厂年利用小时数在2800小时，风机招标价格为3000元/KW，风电场IRR（内部收益率）为11.95%。
当风机价格下降到2000元/KW时，标杆电价下，即使仅有2000小时的年发电时间，风电站运营IRR也高达18.30%，在2800小时的情况下达到30.86%，在3400小时的最有利条件下，飙升至43.88%。
风机大型化，每KW建设成本快速下降，风电电站建设进入暴利时代。
长江证券研究所对陆上风电平价上网的测算结果更为保守，但同样展示了风电运营商是如何吃到风机大型化红利的。
测算表明当风机招标价格由3500元/KW降至2500元/KW（下降1000元/KW），I-Ⅳ类资源风电项目的收益率由6.17%、6.21%、5.24%、4.69%分别提升2.5%、3.4%、2.7%、2.8%。
从初始投资成本的角度，风机大型化为风电产业续命，风电运营商吃到主机厂技术进步的果实。
而决定风电项目收益率的因素——利用小时数，也受益于塔筒高度的提高和叶轮直径的扩大，有明显提升。
这一点在存量风电电站的改造中体现的尤为明显。
2020 年，在辽宁省表态支持现役风电机组更新项目建设后，省内首个风电技改项目“瓦房店东岗风力发电场三期工程”正式实施。
原项目于1988年投产，其原先安装的10台0.55MW的风电机组在2020年年发电利用小时数已不足500小时。
经过装机替换，将原先机组拆除后新建3台1.5MW的风电机组，年发电上网小时数达到2527小时，项目利用小时数及发电量实现质的飞跃，从而在同样自然条件下提升风电项目回报率及盈利能力。
除此之外，改造后在风电场面积不变的情况下装机容量有望大幅提升。
根据发改委能源研究所测算，预计“十四五”期间全国改造置换机组需求将超过2000万千瓦，需改造机组中1.5MW以下机组和1.5MW机组约各占一半；“十五五”期间风电机组退役改造置换规模约4000万千瓦，以1.5MW机组为主。
粗略计算，假设“十四五”期间需改造机组平均为1MW，以3MW的装机容量进行替换，在风电场面积不变的情况下通过风电技改装机容量理论上有望在原有基础上增长40万千瓦。
假设“十五五”期间需改造机组平均为1.5MW，以4MW的装机容量进行替换，装机容量有望增长1亿千瓦。
风电运营商通过存量机组改造置换，再次享受风机大型化的红利。
21年9月10日，第四届风能开发企业领导人座谈会，国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏表示，在风能资源优质地区有序实施老旧风电场升级改造，提升风能资源的利用效率，推动风电提质增效，实现高质量发展。
继宁夏先行试点后，风电“上大压小”有望在全国范围内启动。
电价看涨期权
影响风电运营商盈利能力的最后一点是电价。
平价上网时代，风电直接和煤电竞争。
而煤电电价，有着越来越强的调涨预期。
由于供给侧改革和“双碳”目标的提出，以及疫情后全球流动性的超级宽松，16年、20年和21年，我们看到动力煤价格疯狂上涨，从不到300元/吨一路飙升至千元以上。
图：动力煤主力期货日线图好的火电公司度电煤耗都是300g。煤价变动100元/吨，电价应相应变动0.03元/KWh。
即使是考虑20年初以来500元/吨的动力煤价格增量，煤电价格也应调涨0.15元/KWh。
但这一价格关系事实上无法传导，我国煤电企业大面积亏损。
目前，我国发电量分为优先电量、基数电量和市场化电量，优先锁定部分电量以保障电力系统基础运行，再开展余量电量市场化交易。
优先电量和基础电量由政府定价，每年11月底前确定并下达电量需求。
市场交易主要包括电力中长期交易和电力现货交易。
但在支持实体经济发展的指导思想上，一直以来，这个市场交易电价却只准以基准电价为基础下浮，可以比拼跌的多少，不能拼涨。
近年来火电市场化部分电价普遍基准下浮约7-8%，且市场化电量占比逐步提升到70-80%的高位，其中55-60%为长协电量。
我国煤电企业面临的是“计划电”和“市场煤”的激烈冲突。
价格无法传导之下，煤电没有半点公用事业的稳，却有着逆煤炭周期的属性。
据草根调研，动力煤价格超过800元/吨，就可以让电厂亏现金成本。发电越多，亏得越多。
当下火电大面积亏损，势必造成其发电意愿不强，“缺电”日益普遍。
解决思路有二：
1）电价上涨，保障力度增强；
2）电价不调整，扩大“限电”范围。
我们看到，目前政策思路有向涨电价转变的迹象。
1）根据北极星火电发电网、华夏时报百家号，北京11家煤电企业提出重签北京地区Q4年度长协合同，希望实行“基准价+上下浮动”中的上浮交易电价。企业表示京津唐电网燃煤电厂成本已超过盈亏平衡点，与基准电价严重倒挂，燃煤电厂亏损面达到100%。
2）根据上海市经信委官网，上海提出进一步完善“基准价+上下浮动”的电力市场价格机制，取消暂不上浮的规定。
3）根据内蒙古工信厅官网，自2021年8月起，蒙西地区电力交易市场燃煤发电电量成交价格在基准价的基础上可以上浮不超过10%。
若2022年煤电综合电价迎来全面上涨，一方面利好火电上市公司，另一方面新能源平价上网项目的未来收益有望提升。
对于风电运营商，这一预期相当于一个免费的看涨期权。
估值参考水电
风电运营商的本质是新时代“水电”。
一是两者都没什么变动成本。
从生产流程角度，水、火、核、风、光五大电源，火、核发电均需燃料（煤炭、天然气、核燃料等），而水、风、光是对水能、风能、太阳能的直接利用，几乎没有变动成本。
二是两者都有着漂亮的财务数据。
对比6家头部新能源运营商（龙源电力、三峡能源、华能新能源、中广核风电、华电福新、大唐新能源）和3家头部水电运营商（长江电力、华能水电、雅砻江水电）的关键财务指标。
毛利率：
2020年，6家新能源运营商毛利率均值为47.9%，3家水电运营商均值为60.6%；
2016-2020年6家新能源和3家水电企业的均值分别为46.9%、60.0%。
剔除有一定规模火电资产的龙源电力和华电福新后，其余4家新能源运营商2020年毛利率均值为54.0%，2016-2020年均值为52.6%。
净利率：
2020年，6家新能源运营商净利率均值为24.0%，3家水电运营商均值为36.3%；
2016-2020年6家新能源和3家水电企业的均值分别为22.7%、36.1%。
剔除龙源电力和华电福新后，4家新能源运营商2020年净利率均值为27.5%，2016-2020年均值为25.5%。
ROE：
2020年，6家新能源运营商ROE均值为8.8%，3家水电运营商均值为11.5%；
2016-2020年6家新能源和3家水电企业的均值分别为8.9%、12.6%。
可见，风电、光伏运营商的利润率水平接近于水电，大幅高于经常在盈亏线挣扎的火电。
很多价值投资者知道，水电一直是A股的优质资产，长江电力、华能水电等都有着长牛走势。
图：长江电力月线图但为何风电运营商此前表现差强人意呢？
复盘风电估值变化，风电消纳和补贴拖欠是压制估值的重要因素：
13年度电补贴公布后风电强装潮，市场对其成长性定价，热捧；
15年开始此前重点投资的三北地区大面积弃风限电，直接冲击收入、利润，渣男被抛弃；
17年开始弃风问题好转，但可再生能源补贴缺口持续扩大，运营商账面大量应收电价补贴款；
19年开始，在补贴拖欠问题未见好转的情况下，风电运营商大额增加资本开支抢装，引发市场对自由现金流恶化的担忧，板块估值继续走低。
以6家头部新能源运营商为例，截至2020年末：
龙源电力应收账款达到216.02亿元，同比增长32.0%；
三峡能源应收账款达到127.35亿元，同比增长26.7%；
华能新能源应收账款达到150.73亿元，同比增长17.7%；
中广核风电应收账款达到143.56亿元，同比增长23.7%；
华电福新应收账款达到184.15亿元，同比增长93.5%；
大唐新能源应收账款达到124.06亿元，同比增长30.0%。
展望未来，平价时代来临后风电运营商无补贴拖欠的烦恼，利润和现金流的匹配性将得到明显增强，预计风电运营商的现金创造能力将逐步赶上水电。
叠加风电扩容的高成长性，风电运营商的估值中枢有望持续提升。
两大投资主线
看好风电运营商的盈利、估值戴维斯双击，第一投资主线自然是纯正的风电运营商。
1）三峡能源
三峡集团新能源运营主力平台，承载着集团“3060”目标实现和“风光三峡”的改革期望。
“十三五”期间装机容量、发电量的年均复合增速分别达到22.3%、31.2%，显著高于同业。
截至2021年6月30日，公司投产装机容量合计达到1643.7万千瓦。其中，风电941.1万千瓦（其中海上风电为148.7万千瓦），占比57.3%；光伏发电679.8万千瓦，占比41.4%。
公司在建项目的装机容量合计522.8万千瓦。其中，风电项目450万千瓦（其中海上风电项目为293.6万千瓦），占比86.1%；光伏发电项目72.2万千瓦，占比38.1%。
2018年公司增资引入战投117亿元，开启了公司第一次飞跃。
2021年IPO募资225亿元，可拉动750-1125亿元的投资，合计新增装机最大可达约1600万千瓦。全部投产后相当于公司目前在运规模翻一番，第二次跨越式发展可期。
公司规划“十四五”末新能源总装机规模达到5000万千瓦。
2021 H1，公司实现营业收入78.85亿元，同比+39.92%；归母净利润32.74亿元，同比+57.55%。
2）节能风电
中国节能环保集团唯一风电开发运营平台。
截至2020年12月31日，公司的并网装机容量达到315.97万千瓦，实现上网电量65.41亿千瓦时，平均利用小时数为2250小时，高出全国行业平均水平约153小时。
公司当前在建项目规模达232万千瓦，占公司并网总装机的73.42%。
公司21 H1实现营业收入17.95亿元，同比+32.38%，归母净利润5.87亿元，同比+58.09%。
3）龙源电力
国家能源集团旗下核心新能源上市公司。
公司在全国拥有300多个风电场，以及光伏、生物质、潮汐、地热和火电等发电项目，业务分布于中国32个省市区和加拿大、南非等国家。
截至2020年末，公司各类电源控股装机容量达到2,468.1万千瓦，其中风电控股装机容量2.230.30万千瓦，占比90.37%，继续保持全球最大风电运营商。
火电装机容量187.50万千瓦，占比7.60%；其他可再生能源控股装机容量50.30万千瓦，占比2.04%。
第二投资主线是向新能源转型的火电企业。
由于风光发电目前正处于重资产高速扩张周期，属于高度资金消耗型行业。火电业务虽业绩波动大但现金流优异，这部分现金流可以对公司构成良好补充，满足后续发展的大额资本开支需求，有助于公司更好地把握风光投资机会。
1）华能国际
国内最大的火电上市公司。
截至2020年底拥有控股装机11335.7万千瓦，其中气电装机1224.40万千瓦，风电装机813.46万千瓦，光伏装机251.22万千瓦，水电装机36.81万千瓦，生物质装机9万千瓦，剩余的79.7%为煤电机组，共9000.81万千瓦。
公司规划2025年末新能源装机达到5500万千瓦，其中风电和光伏分别达到2900万千瓦和2600万千瓦左右，预计每年新增800万千瓦。
仅就未来新能源装机容量看，公司与三峡能源不分伯仲。
2）上海电力
公司主营业务包括发电、供热、综合智慧能源等，其中发电业务是公司核心业务。
截至2021年6月底，公司控股装机容量为1706.47万千瓦，清洁能源占装机规模的50.03%，同比上升3.28个百分点。
其中气电239.82万千瓦，占比28.12%；风电313.89万千瓦，占比18.39%；光伏发电299.96万千瓦，占比17.58%。
上半年新增控股装机容量30.18万千瓦，全部为新能源电源，包括19.99万千瓦风电与10.19万千瓦光伏发电。
2020年公司风光发电业务以35%的装机规模贡献公司52%的毛利润，新能源对公司业绩重要性持续凸显。
3）福能股份
公司为福建省国有控股电力企业。
过去装机构成以火电（热电联产）、气电为主，2016年起公司转型新能源，大力发展风电业务。
截至2020年底，公司控股运营装机519.3万千瓦，其中清洁能源装机占比已达49.62%。
风力发电100.60万千瓦、天然气发电152.80万千瓦、光伏发电4.29万千瓦。
随着公司石城、平海湾海风项目（合计40万千瓦）于2021年年中投产，长乐外海海风项目（49.8万千瓦）将于年底投产，公司将逐步完成新能源运营商的转型。
对标水电，资源至上，台海优质风资源奠定公司成长基础。
台湾海峡“狭管效应”所形成的全国最优质的海上风电资源也有望孕育出优秀的海上风电运营商。
公司扎根福建，携手三峡能源，共享福建优质海风资源，有望成为国内海上风电龙头企业。
最后，对新能源运营商的研究其实是离不开扎实的数据支撑的，装机容量、装机规划、发电朗、发电小时数、盈利能力对比等数据。
