两大压制因素解除，发电运营迎价值重估【国君电新】-徐云飞2017
本期导读
新能源发电运营的两重压制因素——限电和补贴拖欠都迎来边际改善，相关运营企业有望迎来价值重估，推荐金风科技、太阳能、节能风电。[国君电新*徐云飞/王浩团队]为您解读。
摘要：
首次覆盖给予“增持”评级，新能源发电运营将迎来估值重估。
发电运营增长最为确定，但业绩和估值此前均被压制。发电运营业务通过持有新能源发电资产发电售电获取收益，其装机量增长和盈利水平都可以预期，是一种确定稳健增长的资产。但由于弃风（光）限电的出现，导致部分电量无法上网获取收益，致使发电运营资产盈利情况低于预期；同时由于新能源发电对于补贴较为依赖，补贴的拖欠导致发电运营资产现金流不达预期，对后续装机增长也产生了负面影响，压制了估值水平。
两大压制因素边际好转，或迎戴维斯双击。限电改善和补贴拖欠这两大压制因素都出现边际好转。限电主要是由于电源端与负荷端不匹配而产生，补贴拖欠则是由于可再生能源附加无法足额征收产生。通过可再生能源配额制、特高压提效、直接电力交易、煤改电等手段，弃风（光）限电已经出现了趋势性好转，并有望得到持续解决；补贴拖欠主要是由自备电厂欠缴可再生能源附加导致，我们预计能源局有计划追缴欠缴资金，将会大大改善补贴拖欠情况。两大压制因素均出现了边际好转，发电运营资产有望价值重估，或迎来戴维斯双击。
风电运营业绩改善空间大，光伏运营现金流改善更为受益。寻找受益边际改善的运营标的需要从业绩和现金流角度入手。从业绩改善空间来看，由于弃风限电率高于弃光限电率，根据能源局的目标，弃风限电率和弃光限电率均要在2020年下降到5%左右乡音苑，因此从弃风（光）限电带来的业绩改善角度看，风电运营业绩改善空间更大。从现金流角度看，由于是补贴拖欠导致的现金流问题，通过计算实际补贴强度可知，光伏运营的补贴强度0.4元/kWh高于风电运营的补贴强度0.2元/kWh，因此追缴补贴对光伏运营的现金流改善更为显著。
推荐标的：金风科技、太阳能、节能风电
受益标的：北控清洁能源、协鑫新能源、大唐新能源、华能新能源、龙源电力
催化剂：配额制政策、追缴自备电池欠缴补贴等政策落地。
风险提示：借款利率大幅上行带来财务费用超预期增加。
1. 运营增长最为确定亲戚不计较，但业绩和估值均被压制
1.1.发电运营业绩增长稳健
发电运营业务是指通过持有新能源发电资产，如光伏电站、风电场，通过获取发电收入和其他相关收入（如绿证）来实现盈利。普遍采用的方式为资本金+银行贷款的模式来建设和持有电站，实现的发电收入可以再次通过银行贷款的方式来投入到新的电站建设中去。彭晓冉
发电运营端增长、盈利均可以稳健预期。发电运营是一类非常特殊的业务，其增长和盈利均可稳健预期，波动风险较小。具体分析来看：
增长（基本为确定值，波动小）
发电运营业务的增长主要是看企业的开发能力和在手储备项目。企业开发能力受企业当前在手资金量、融资能力、开发团队的开发能力影响，根据企业的开发计划，依托在手储备项目的规模进行开发，增量可以稳健预期，波动性较小。
盈利（确定值）
收入则是由上网电量和标杆电价决定。其中上网电量由发电小时数（基本确定值，不考虑限电）和装机量（确定值）决定，标杆电价则是根据电站建成投产时的电价政策（确定值）决定，且20年不变。
成本则基本由折旧决定。折旧与电站建成时的固定资产投资成本决定（确定值），通常还有少量运维成本。
其他费用则主要是财务费用。电站开发往往采用20%~30%资本金+70%~80%银行贷款的模式，财务费用是主要费用，由于贷款利率相对确定，因此财务费用也基本为确定值。
因此，发电运营拥有稳定确定的盈利水平和较为确定的增长幅度曹青莞，整体风险较小，拥有稳健成长的能力和空间。
与运营相对的，制造端的销量和盈利都存在不确定性。销量的不确定性主要受装机量不确定性影响。回顾历史来看，光伏当年装机量预测难度较大，无论是商业机构还是光伏制造端企业均难以对当年的装机量有准确预测。同时行业价格的变化受到竞争格局、技术路线等多重影响，波动较大。因此，光伏制造端企业的业绩往往呈现波动性较大的特征，不确定性较大。
发电运营的价值曾经被认可，2014-2015年光伏发电运营商曾演绎过一轮行情灵怪笔录 。其主要驱动力光伏装机增长重点从国外向国内转移史坦尼斯，国内运营商取得了装机量的显著增长，同时盈利能力较为确定，整体盈利增长较好。2014年起，国内光伏新增装机增速趋于平稳（2014、2015新增装机增速约-11%和40%），伴随可再生能源附加上调（保证补贴）和承诺20年补贴年限（明确收益），电站运营的高收益、稳定现金流特性得到社会资金青睐，转型电站运营的爱康科技、江苏旷达等涨幅巨大。但超预期出现的限电问题和补贴拖欠问题对股价形成负面影响。
1.2.限电问题压制了业绩释放
限电问题的出现导致业绩释放不达预期。如上文所述，电站业务的整体盈利水平较为确定，但限电的出现影响了预期的收益水平。电站整体盈利依赖于获取发电收入，由于限电的出现，导致部分发电量无法上网获取收入，出现了弃风弃光现象，这直接影响了电站的收入宝力豪，进而对电站的盈利产生了重大负面影响，最终导致电站业务的盈利水平及后续盈利增长低于预期。
限电出现的原因是风力光伏资源禀赋区域与负荷区域不匹配导致的。由于我国风电光伏资源分布影响，风能和光能集中在西北、东北、华北等区域，由其以西北为最。而电能的特点是其产生与消纳必须匹配，在大规模储能应用前需要有负荷端及时消纳产生的电能。但西北地区人口稀少、工业欠发达，导致电能无法就地消纳，需要外送到负荷较多的省份进行消纳，而彼时外送通道的建设整体慢于新能源装机进度，导致外送消纳有限，因此出现了限电问题。
1.3.补贴拖欠压制了估值水平
一般认为，企业的估值应当与企业盈利增速相匹配。比如，高速增长的业绩水平往往能够获得较高的估值水平，业绩平稳的企业估值较低。我们能够看到发电运营企业业绩有较好的增速，但为什么估值水平确较低呢？
我们认为主要原因是补贴拖欠导致发电运营企业现金流与业绩不匹配。企业的业绩需要有相匹配的稳健的现金流，如果企业仅能获得报表上的业绩，而无法获得相应的可持续的现金流，将导致市场对企业真实盈利能力产生担忧，缺乏现金流也会抑制企业继续拓展相关业务的能力和积极性，因此现金流与业绩不匹配成为压制运营企业估值的重要原因。
为什么会产生补贴拖欠？
新能源发电收入采取脱硫脱硝电价结算+补贴（脱硫脱硝电价与标杆电价的差价）的方式。新能源发电企业在参与电费结算时，电网先按照当地的脱硫脱硝火电价格结算，高出部分（即补贴部分）由可再生能源附加基金进行支付。可再生能源附加基金加在电价中进行征收，由全网分摊。即每年从用电端征收附加电费，补贴发电端的新能源运营企业。
但现实问题是可再生能源附加的征收不全的问题，主要是广泛存在的自备电厂。由于我国的用电大户主要为电解铝等高耗能企业，高耗能企业由于历史原因、成本原因多建有不并网的自备电厂，在过去的实践中多年欠缴可再生能源附加，导致可再生能源附加基金小于应征收值，有较大缺口，导致了新能源发电补贴资金无法及时到位，产生了补贴拖欠问题。
2.压制因素边际好转，或迎戴维斯双击
2.1.限电已经迎来趋势性改善
解决存量电站的限电问题，总体思路就是从控制新增装机规模和增加消纳入手，也就是从控制入口，增加出口。国家近年来非常重视新能源的限电问题，出台了多项政策解决限电问题。
控制入口主要是控制新增装机规模，具体措施就是风电/光伏投资监测预警机制。以风电投资监测预警机制为例，国家能源局自2017年起对上一年的风电运行情况进行考核，考核的主要指标就是弃风率指标，按照考核结果，将全国各省份按照颜色划分，划分为红色预警区域的省份电网企业不得受理其新增并网申请（含在建、已核准和纳入规划的项目），直接控制新增装机规模，并要求已建成输电通道重点用于消纳存量风电项目。同时绿色区域也应当统筹兼顾，把握好风电项目建设节奏，避免出现新的限电情况。
增加出口主要是促进新能源电力本地消纳和促进新能源电力外送，具体政策包括配额制（本地+外送）、特高压建设（外送）、本地大工业直供电（本地）、煤改电取暖（本地）等。
配额制：详细规定各省级行政区域的最低可再生能源电力消费比重指标。2018年3月23日国家能源局综合司在网站上挂出《可再生能源电力配额及考核办法》（征求意见稿），规定了各省的可再生能源及非水可再生能源的配额要求及相关考核办法，按照总量配额和非水电配额，规定最低的可再生能源电力消费比重。配额制将有效促进可再生能源消纳，提升可再生能源运营商的盈利能力。
特高压：采用1000kV交流或±800kV直流进行超远距离输电，将偏远地区的可再生能源电源中心同中东部地区的负荷中心连接起来，有效提升可再生能源外送能力。同时在现阶段，特高压普遍存在利用率较低的问题，后续提升输送能力解决限电的空间依然很大。
直购电：当地电网撮合当地工业用电大户采购新能源电力。通过由当地火电参与调峰，电网直接撮合交易，有效促进了新能源消纳，根据金风科技披露的信息，其旗下风电场2018年Q1利用小时同比增长100+小时，子公司天润总发电量的25.9%参与直接电力交易，分地区看，西北地区占55%、华北地区占34%、南方地区占6%、华东地区占5%。直购电有效的平衡了新能源与火电的利益分配，在政府和电网的推动下有望持续推进，同时火电灵活性改造也大大提升了火电的调峰能力。
煤改电：推进用电采暖。以风电为例，冬春两季对流强，风力资源丰富，然而恰逢采暖季，热电联产机组为保证供热，其调峰能力非常有限，这就导致限电在供暖季会加剧。因此推进采暖煤改电，由清洁能源供暖，可以大大改善新能源电力在春冬季节的消纳。
趋势性改善已经出现，能源局制定《2018-2020年清洁能源消纳计划》征求意见稿，提出在2018年，清洁能源消纳取得显著成效，2020年，清洁能源消纳难的问题得到基本解决。
2.2.自备电厂补贴欠缴有望得到解决
3月22日，根据“深度能源观察”报道瞿恩，国家发改委下发了《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案（征求意见稿）》，文件要求自备电厂自发自用电量应承担并足额缴纳依法合规设立的政府性基金及附加（包括燃煤、资源综合利用、热电联产型自备电厂），各级地方政府不得随意减免或选择性征收，具体要求：
自备电厂自2016年起欠缴政府性基金及附加和系统备用费的，应于2018年底前缴清；
2016年前欠缴的政府性基金及系统备用费，应于本文件引发之日起3年内缴清。
如果企业继续欠缴，惩罚措施包括①不得纳入电力市场准入目录；②已进入市场的，应终止交易资格，并纳入国家涉电领域失信名单丑八怪警报。
预计到2018年将欠缴约1620亿元，如全额追缴可大幅充实补贴资金。根据测算， 2017年理论上可再生能源附加资金总收入1011亿元，征收比例近几年都维持在70%左右，假设按照70%的征收率测算，2017年欠缴金额预计也高达303亿元，线性外推的话2018年也在300亿元以上，则2016-2018年3年累计可达1000亿元，2016年以前的预计约620亿元，总额高达1620亿元。如果均追缴，可以大幅充实补贴资金。
2.3.两大压制因素边际好转，或迎戴维斯双击
正如前文所述，运营商的股价较低，主要是业绩受到限电困扰，估值受到补贴不到位的压制，而这两大负面因素都得到边际改善。我们认为新能源运营企业有望迎来业绩和估值的双升，即戴维斯双击。
3.寻找受益边际改善的运营标的
目前新能源的两种运营企业中，主要分为光伏运营和风电运营，而这两种运营到底哪一种更为受益本次边际改善呢？由于运营的边际改善主要从业绩和补贴两个角度改善，那么我们分析风电运营和光伏运营就从业绩和和补贴两个角度入手。
3.1.风电业绩改善更为显著
新能源运营商业绩的改善来自于限电的改善，因此我们只需要梳理限电率的变化即可了解风电和光伏发电运营的业绩改善程度。从重点区域和全国范围内来看，2016-2017年全国风电限电率分别高于光伏限电率7%、6%左右，重点区域如新疆和甘肃，弃风率两年平均高于弃光率6.5%、12.5%左右。按照两年时间跨度看，全国平均弃风率改善5%、弃光率改善4%；重点区域如新疆和甘肃，弃风率分别改善9%、10%，弃光率分别改善10%、9%。因此可以大体认为，弃风和弃光的限电改善幅度一致，从改善空间上来看，弃风改善空间略大于弃光改善空间。因此从弹性的角度，限电改善对风电运营商的业绩影响空间更大。
通过上文定量的分析，可以发现风电限电改善相比于光伏更大，这从限电的结构和原因来讲也能有较好的解释，主要是因为：风电装机量相比于光伏，更集中在三北地区。由于红色预警机制的出现，导致红六省风电装机几乎停滞，而特高压等解决消纳的手段持续推进，带来限电趋势性改善。相比而言，光伏在非限电地区装机量占比较大。
从风电和光伏的发电出力曲线上来看，光伏发电出力与太阳移动有关，夏多冬少，而风电的出力则在取暖季显著增加，也就是说风电出力和取暖季重合度较高。我国北方地区在取暖季为了保证热电联产机组的供热，调峰深度变浅，导致风电出力大的时候却遭遇调峰难而限电的问题。随着本次“煤改气”“煤改电”等采暖方式的改变，以及火电灵活性改造，风电冬季大幅限电将显著缓解。
因此无论从限电数据还是限电结构上来看，风电运营更为受益限电改善，拥有更大的业绩弹性。
3.2.光伏补贴改善更为受益
新能源运营商估值的压制主要来自于补贴拖欠导致的现金流压力，因此我们需要研究风电和光伏运营对补贴的依赖程度。风电和光伏运营一般都采用标杆电价制度，如上文所述，运营商首先按照上网电量和当地脱硫脱硝电价与电网结算一笔现金流，然后标杆电价高出脱硫脱硝电价的部分即补贴部分需要等待国家可再生能源附加基金来支付，补贴部分越大，则意味着对补贴的依赖更大，如果补贴资金缓解，支付提速，则更为受益。
根据计算结果，光伏的补贴强度较风电来说更大，其度电补贴大约是风电多100%，因此在补贴拖欠的背景下，光伏运营商的补贴压力较大，这也就是说金币联盟，如果补贴拖欠得到边际改善，光伏运营商的现金流改善将更为明显，从现金流的改善的角度更加受益。
3.3.推荐标的：金风科技——风机+运营龙头标的
金风科技是我国风机龙头，拥有自主知识产权的1.5MW、2.XMW、2.5MW、3.0MW（S）和6.XMW永磁直驱系列化机组，代表着全球风力发电领域最具前景的技术路线。金风科技在国内风电设备制造商中连续七年排名第一，在全球风电市场连续三年名列前三，在行业内多年保持领先地位。2017年全年外销风机超过5GW。燕云同样值得注意的是，金风科技也是我国重要的风电运营商，截至2018年Q1，自营风电场权益装机容量已达4GW以上。
2018年Q1受益弃风限电改善，业绩大幅增长。2018年Q1实现收入38.6亿元，同比增长8%；归母净利润2.4亿元，同比增长33%；扣非净利润2.25亿元，同比增长28%。弃风限电改善是盈利增长的主因。从利用小时数来看，公司风电场利用小时数同比增长142小时，大增31.7%。显著增长的主要原因是弃风限电的改善：①公司的电站在西北地区装机占比达43%，而西北地区是弃风限电改善最大的区域；②参与直接电力交易量占子公司天润总发电量高达26%。
行业深蹲起跳，风电复苏确认。经过两年培育，装机阻力逐步得到解决，行业在未来三年内将确定性增长，18-20年装机可达25、30、35GW。核准数据、订单数据、装机多维数据支持增长逻辑。行业已核准未建设规模已达120GW左右，分摊到未来三年年均40GW。同时金风科技在手订单已达历史高位的17.37GW，已签合同待执行订单首次超过10GW，预收款已达44亿元。
金风科技权益电站装机已经超过4GW，Q1发电小时数同比增长31%，发电业务业绩大增。维持2018-2020年EPS分别为1.13、1.38、1.65元的预测，目标价29元，维持“增持”评级。
受益标的①：大唐新能源
大唐新能源是五大发电集团之一中国大唐集团旗下的新能源发电运营企业，专门从事风电等新能源发电资产的运营。大股东中国大唐集团直接持股57%。2017年大唐新能源实现发电量15299GWh，同比增加3002GWh；实现净利润9.03亿元，同比增长6.1亿元，同比增长208%，实现归母净利润7.28亿元，盈利水平刷新历史记录。目前公司控股装机容量为8.826GW，其中风电装机容量8.647GW。2017年公司弃风限电率大幅改善，弃风限电率从2016年的21%下降到2017年的15%，利用小时数同比提升146小时，达到1899小时，预计2018-2020年仍将受益限电改善。
受益标的②：华能新能源
华能新能源是五大发电集团之一中国华能集团旗下的新能源发电运营企业，专门从事风电等新能源发电资产的运营。大股东中国华能集团直接持股50%。2017年华能新能源实现总发电量22434GWh，同比增加2999GWh；实现净利润30.61亿元，同比增长3.53亿元，同比增长13%，实现归母净利润30.12亿元，盈利水平稳健增长。目前公司控股装机容量为11.567GW，其中风电装机容量10.687GW。2017年公司弃风限电率大幅改善，利用小时数同比提升116小时，达到2082小时，继续保持行业领先水平，预计2018-2020年仍将受益限电改善。
受益标的③：龙源电力
龙源电力是五大发电集团之一中国国电集团旗下的新能源发电运营企业，专门从事风电等发电资产的运营。大股东中国国电集团直接持股57%。2017年龙源电力实现风电发电量34448GWh，同比增加4486GWh；实现净利润45.50亿元，同比增长0.6亿元，同比增长1%，实现归母净利润38.46亿元，盈利水平保持行业领先水平。目前公司控股装机容量为20.520GW，其中风电装机容量18.395GW。2017年公司弃风限电率大幅改善，弃风限电率从2016年的15.76%下降到2017年的10.43%，利用小时数同比提升134小时，达到2035小时，预计2018-2020年仍将受益限电改善。
受益标的④：北控清洁能源
北控清洁能源集团是北京市人民政府出资设立，由原京泰实业集团、北京控股和北京燃气集团联合组建的市属大型国有企业集团，专门从事太阳能发电等新能源发电资产的运营。大股东北京控股集团直接持股31.88%。2017年北控清洁能源实现总发电量1401GWh，同比增加1179GWh；实现净利润12.81亿元，同比增长8.51亿元，同比增长197.9%，实现归母净利润12.67亿元，盈利水平稳健增长。目前公司控股装机容量为2.2GW，其中光电装机容量1.784GW。由于公司2016年以来电站规模快速扩张，需要补贴资金支持，如果补贴资金加速发放，将会显著改善公司现金流。
受益标的⑤：协鑫新能源
协鑫新能源是全球领先的以太阳能发电为主，集发电、建设、运营为一体的新能源企业。大股东保利协鑫直接持股62.28%。2017年协鑫新能源实现光伏发电量5347GWh，同比增加2559GWh；实现净利润9.81亿元，同比增长7亿元，同比增长597.3%，实现归母净利润8.41亿元，盈利水平保持行业领先水平。目前公司控股光伏装机容量为5.99GW。由于公司2016年以来电站规模快速扩张，需要补贴资金支持方剂学方歌，如果补贴资金加速发放，将会显著改善公司现金流。
4.风险提示
借款利率超预期上升。发电运营业务一般采用资本金+银行借款的方式进行开发，如果借款利率超预期上升，会导致财务费用超预期增加，进而影响运营企业的盈利能力。
徐云飞 (首席分析师) 18603005109
王 浩 (首席分析师) 18988780239
史 鑫 (分析师) 15210567285
庞钧文 (分析师) 15121013056
胥本涛 (分析师) 18621781835
邱子良 (分析师) 17722620635
石 岩 (分析师) 18566266651
本期导读
新能源发电运营的两重压制因素——限电和补贴拖欠都迎来边际改善，相关运营企业有望迎来价值重估，推荐金风科技、太阳能、节能风电。[国君电新*徐云飞/王浩团队]为您解读。
摘要：
首次覆盖给予“增持”评级，新能源发电运营将迎来估值重估。
发电运营增长最为确定，但业绩和估值此前均被压制。发电运营业务通过持有新能源发电资产发电售电获取收益，其装机量增长和盈利水平都可以预期，是一种确定稳健增长的资产。但由于弃风（光）限电的出现，导致部分电量无法上网获取收益，致使发电运营资产盈利情况低于预期；同时由于新能源发电对于补贴较为依赖，补贴的拖欠导致发电运营资产现金流不达预期，对后续装机增长也产生了负面影响，压制了估值水平。
两大压制因素边际好转，或迎戴维斯双击。限电改善和补贴拖欠这两大压制因素都出现边际好转。限电主要是由于电源端与负荷端不匹配而产生，补贴拖欠则是由于可再生能源附加无法足额征收产生。通过可再生能源配额制、特高压提效、直接电力交易、煤改电等手段，弃风（光）限电已经出现了趋势性好转，并有望得到持续解决；补贴拖欠主要是由自备电厂欠缴可再生能源附加导致，我们预计能源局有计划追缴欠缴资金，将会大大改善补贴拖欠情况。两大压制因素均出现了边际好转，发电运营资产有望价值重估，或迎来戴维斯双击。
风电运营业绩改善空间大，光伏运营现金流改善更为受益。寻找受益边际改善的运营标的需要从业绩和现金流角度入手。从业绩改善空间来看，由于弃风限电率高于弃光限电率，根据能源局的目标，弃风限电率和弃光限电率均要在2020年下降到5%左右乡音苑，因此从弃风（光）限电带来的业绩改善角度看，风电运营业绩改善空间更大。从现金流角度看，由于是补贴拖欠导致的现金流问题，通过计算实际补贴强度可知，光伏运营的补贴强度0.4元/kWh高于风电运营的补贴强度0.2元/kWh，因此追缴补贴对光伏运营的现金流改善更为显著。
推荐标的：金风科技、太阳能、节能风电
受益标的：北控清洁能源、协鑫新能源、大唐新能源、华能新能源、龙源电力
催化剂：配额制政策、追缴自备电池欠缴补贴等政策落地。
风险提示：借款利率大幅上行带来财务费用超预期增加。
1. 运营增长最为确定亲戚不计较，但业绩和估值均被压制
1.1.发电运营业绩增长稳健
发电运营业务是指通过持有新能源发电资产，如光伏电站、风电场，通过获取发电收入和其他相关收入（如绿证）来实现盈利。普遍采用的方式为资本金+银行贷款的模式来建设和持有电站，实现的发电收入可以再次通过银行贷款的方式来投入到新的电站建设中去。彭晓冉
发电运营端增长、盈利均可以稳健预期。发电运营是一类非常特殊的业务，其增长和盈利均可稳健预期，波动风险较小。具体分析来看：
增长（基本为确定值，波动小）
发电运营业务的增长主要是看企业的开发能力和在手储备项目。企业开发能力受企业当前在手资金量、融资能力、开发团队的开发能力影响，根据企业的开发计划，依托在手储备项目的规模进行开发，增量可以稳健预期，波动性较小。
盈利（确定值）
收入则是由上网电量和标杆电价决定。其中上网电量由发电小时数（基本确定值，不考虑限电）和装机量（确定值）决定，标杆电价则是根据电站建成投产时的电价政策（确定值）决定，且20年不变。
成本则基本由折旧决定。折旧与电站建成时的固定资产投资成本决定（确定值），通常还有少量运维成本。
其他费用则主要是财务费用。电站开发往往采用20%~30%资本金+70%~80%银行贷款的模式，财务费用是主要费用，由于贷款利率相对确定，因此财务费用也基本为确定值。
因此，发电运营拥有稳定确定的盈利水平和较为确定的增长幅度曹青莞，整体风险较小，拥有稳健成长的能力和空间。
与运营相对的，制造端的销量和盈利都存在不确定性。销量的不确定性主要受装机量不确定性影响。回顾历史来看，光伏当年装机量预测难度较大，无论是商业机构还是光伏制造端企业均难以对当年的装机量有准确预测。同时行业价格的变化受到竞争格局、技术路线等多重影响，波动较大。因此，光伏制造端企业的业绩往往呈现波动性较大的特征，不确定性较大。
发电运营的价值曾经被认可，2014-2015年光伏发电运营商曾演绎过一轮行情灵怪笔录 。其主要驱动力光伏装机增长重点从国外向国内转移史坦尼斯，国内运营商取得了装机量的显著增长，同时盈利能力较为确定，整体盈利增长较好。2014年起，国内光伏新增装机增速趋于平稳（2014、2015新增装机增速约-11%和40%），伴随可再生能源附加上调（保证补贴）和承诺20年补贴年限（明确收益），电站运营的高收益、稳定现金流特性得到社会资金青睐，转型电站运营的爱康科技、江苏旷达等涨幅巨大。但超预期出现的限电问题和补贴拖欠问题对股价形成负面影响。
1.2.限电问题压制了业绩释放
限电问题的出现导致业绩释放不达预期。如上文所述，电站业务的整体盈利水平较为确定，但限电的出现影响了预期的收益水平。电站整体盈利依赖于获取发电收入，由于限电的出现，导致部分发电量无法上网获取收入，出现了弃风弃光现象，这直接影响了电站的收入宝力豪，进而对电站的盈利产生了重大负面影响，最终导致电站业务的盈利水平及后续盈利增长低于预期。
限电出现的原因是风力光伏资源禀赋区域与负荷区域不匹配导致的。由于我国风电光伏资源分布影响，风能和光能集中在西北、东北、华北等区域，由其以西北为最。而电能的特点是其产生与消纳必须匹配，在大规模储能应用前需要有负荷端及时消纳产生的电能。但西北地区人口稀少、工业欠发达，导致电能无法就地消纳，需要外送到负荷较多的省份进行消纳，而彼时外送通道的建设整体慢于新能源装机进度，导致外送消纳有限，因此出现了限电问题。
1.3.补贴拖欠压制了估值水平
一般认为，企业的估值应当与企业盈利增速相匹配。比如，高速增长的业绩水平往往能够获得较高的估值水平，业绩平稳的企业估值较低。我们能够看到发电运营企业业绩有较好的增速，但为什么估值水平确较低呢？
我们认为主要原因是补贴拖欠导致发电运营企业现金流与业绩不匹配。企业的业绩需要有相匹配的稳健的现金流，如果企业仅能获得报表上的业绩，而无法获得相应的可持续的现金流，将导致市场对企业真实盈利能力产生担忧，缺乏现金流也会抑制企业继续拓展相关业务的能力和积极性，因此现金流与业绩不匹配成为压制运营企业估值的重要原因。
为什么会产生补贴拖欠？
新能源发电收入采取脱硫脱硝电价结算+补贴（脱硫脱硝电价与标杆电价的差价）的方式。新能源发电企业在参与电费结算时，电网先按照当地的脱硫脱硝火电价格结算，高出部分（即补贴部分）由可再生能源附加基金进行支付。可再生能源附加基金加在电价中进行征收，由全网分摊。即每年从用电端征收附加电费，补贴发电端的新能源运营企业。
但现实问题是可再生能源附加的征收不全的问题，主要是广泛存在的自备电厂。由于我国的用电大户主要为电解铝等高耗能企业，高耗能企业由于历史原因、成本原因多建有不并网的自备电厂，在过去的实践中多年欠缴可再生能源附加，导致可再生能源附加基金小于应征收值，有较大缺口，导致了新能源发电补贴资金无法及时到位，产生了补贴拖欠问题。
2.压制因素边际好转，或迎戴维斯双击
2.1.限电已经迎来趋势性改善
解决存量电站的限电问题，总体思路就是从控制新增装机规模和增加消纳入手，也就是从控制入口，增加出口。国家近年来非常重视新能源的限电问题，出台了多项政策解决限电问题。
控制入口主要是控制新增装机规模，具体措施就是风电/光伏投资监测预警机制。以风电投资监测预警机制为例，国家能源局自2017年起对上一年的风电运行情况进行考核，考核的主要指标就是弃风率指标，按照考核结果，将全国各省份按照颜色划分，划分为红色预警区域的省份电网企业不得受理其新增并网申请（含在建、已核准和纳入规划的项目），直接控制新增装机规模，并要求已建成输电通道重点用于消纳存量风电项目。同时绿色区域也应当统筹兼顾，把握好风电项目建设节奏，避免出现新的限电情况。
增加出口主要是促进新能源电力本地消纳和促进新能源电力外送，具体政策包括配额制（本地+外送）、特高压建设（外送）、本地大工业直供电（本地）、煤改电取暖（本地）等。
配额制：详细规定各省级行政区域的最低可再生能源电力消费比重指标。2018年3月23日国家能源局综合司在网站上挂出《可再生能源电力配额及考核办法》（征求意见稿），规定了各省的可再生能源及非水可再生能源的配额要求及相关考核办法，按照总量配额和非水电配额，规定最低的可再生能源电力消费比重。配额制将有效促进可再生能源消纳，提升可再生能源运营商的盈利能力。
特高压：采用1000kV交流或±800kV直流进行超远距离输电，将偏远地区的可再生能源电源中心同中东部地区的负荷中心连接起来，有效提升可再生能源外送能力。同时在现阶段，特高压普遍存在利用率较低的问题，后续提升输送能力解决限电的空间依然很大。
直购电：当地电网撮合当地工业用电大户采购新能源电力。通过由当地火电参与调峰，电网直接撮合交易，有效促进了新能源消纳，根据金风科技披露的信息，其旗下风电场2018年Q1利用小时同比增长100+小时，子公司天润总发电量的25.9%参与直接电力交易，分地区看，西北地区占55%、华北地区占34%、南方地区占6%、华东地区占5%。直购电有效的平衡了新能源与火电的利益分配，在政府和电网的推动下有望持续推进，同时火电灵活性改造也大大提升了火电的调峰能力。
煤改电：推进用电采暖。以风电为例，冬春两季对流强，风力资源丰富，然而恰逢采暖季，热电联产机组为保证供热，其调峰能力非常有限，这就导致限电在供暖季会加剧。因此推进采暖煤改电，由清洁能源供暖，可以大大改善新能源电力在春冬季节的消纳。
趋势性改善已经出现，能源局制定《2018-2020年清洁能源消纳计划》征求意见稿，提出在2018年，清洁能源消纳取得显著成效，2020年，清洁能源消纳难的问题得到基本解决。
2.2.自备电厂补贴欠缴有望得到解决
3月22日，根据“深度能源观察”报道瞿恩，国家发改委下发了《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案（征求意见稿）》，文件要求自备电厂自发自用电量应承担并足额缴纳依法合规设立的政府性基金及附加（包括燃煤、资源综合利用、热电联产型自备电厂），各级地方政府不得随意减免或选择性征收，具体要求：
自备电厂自2016年起欠缴政府性基金及附加和系统备用费的，应于2018年底前缴清；
2016年前欠缴的政府性基金及系统备用费，应于本文件引发之日起3年内缴清。
如果企业继续欠缴，惩罚措施包括①不得纳入电力市场准入目录；②已进入市场的，应终止交易资格，并纳入国家涉电领域失信名单丑八怪警报。
预计到2018年将欠缴约1620亿元，如全额追缴可大幅充实补贴资金。根据测算， 2017年理论上可再生能源附加资金总收入1011亿元，征收比例近几年都维持在70%左右，假设按照70%的征收率测算，2017年欠缴金额预计也高达303亿元，线性外推的话2018年也在300亿元以上，则2016-2018年3年累计可达1000亿元，2016年以前的预计约620亿元，总额高达1620亿元。如果均追缴，可以大幅充实补贴资金。
2.3.两大压制因素边际好转，或迎戴维斯双击
正如前文所述，运营商的股价较低，主要是业绩受到限电困扰，估值受到补贴不到位的压制，而这两大负面因素都得到边际改善。我们认为新能源运营企业有望迎来业绩和估值的双升，即戴维斯双击。
3.寻找受益边际改善的运营标的
目前新能源的两种运营企业中，主要分为光伏运营和风电运营，而这两种运营到底哪一种更为受益本次边际改善呢？由于运营的边际改善主要从业绩和补贴两个角度改善，那么我们分析风电运营和光伏运营就从业绩和和补贴两个角度入手。
3.1.风电业绩改善更为显著
新能源运营商业绩的改善来自于限电的改善，因此我们只需要梳理限电率的变化即可了解风电和光伏发电运营的业绩改善程度。从重点区域和全国范围内来看，2016-2017年全国风电限电率分别高于光伏限电率7%、6%左右，重点区域如新疆和甘肃，弃风率两年平均高于弃光率6.5%、12.5%左右。按照两年时间跨度看，全国平均弃风率改善5%、弃光率改善4%；重点区域如新疆和甘肃，弃风率分别改善9%、10%，弃光率分别改善10%、9%。因此可以大体认为，弃风和弃光的限电改善幅度一致，从改善空间上来看，弃风改善空间略大于弃光改善空间。因此从弹性的角度，限电改善对风电运营商的业绩影响空间更大。
通过上文定量的分析，可以发现风电限电改善相比于光伏更大，这从限电的结构和原因来讲也能有较好的解释，主要是因为：风电装机量相比于光伏，更集中在三北地区。由于红色预警机制的出现，导致红六省风电装机几乎停滞，而特高压等解决消纳的手段持续推进，带来限电趋势性改善。相比而言，光伏在非限电地区装机量占比较大。
从风电和光伏的发电出力曲线上来看，光伏发电出力与太阳移动有关，夏多冬少，而风电的出力则在取暖季显著增加，也就是说风电出力和取暖季重合度较高。我国北方地区在取暖季为了保证热电联产机组的供热，调峰深度变浅，导致风电出力大的时候却遭遇调峰难而限电的问题。随着本次“煤改气”“煤改电”等采暖方式的改变，以及火电灵活性改造，风电冬季大幅限电将显著缓解。
因此无论从限电数据还是限电结构上来看，风电运营更为受益限电改善，拥有更大的业绩弹性。
3.2.光伏补贴改善更为受益
新能源运营商估值的压制主要来自于补贴拖欠导致的现金流压力，因此我们需要研究风电和光伏运营对补贴的依赖程度。风电和光伏运营一般都采用标杆电价制度，如上文所述，运营商首先按照上网电量和当地脱硫脱硝电价与电网结算一笔现金流，然后标杆电价高出脱硫脱硝电价的部分即补贴部分需要等待国家可再生能源附加基金来支付，补贴部分越大，则意味着对补贴的依赖更大，如果补贴资金缓解，支付提速，则更为受益。
根据计算结果，光伏的补贴强度较风电来说更大，其度电补贴大约是风电多100%，因此在补贴拖欠的背景下，光伏运营商的补贴压力较大，这也就是说金币联盟，如果补贴拖欠得到边际改善，光伏运营商的现金流改善将更为明显，从现金流的改善的角度更加受益。
3.3.推荐标的：金风科技——风机+运营龙头标的
金风科技是我国风机龙头，拥有自主知识产权的1.5MW、2.XMW、2.5MW、3.0MW（S）和6.XMW永磁直驱系列化机组，代表着全球风力发电领域最具前景的技术路线。金风科技在国内风电设备制造商中连续七年排名第一，在全球风电市场连续三年名列前三，在行业内多年保持领先地位。2017年全年外销风机超过5GW。燕云同样值得注意的是，金风科技也是我国重要的风电运营商，截至2018年Q1，自营风电场权益装机容量已达4GW以上。
2018年Q1受益弃风限电改善，业绩大幅增长。2018年Q1实现收入38.6亿元，同比增长8%；归母净利润2.4亿元，同比增长33%；扣非净利润2.25亿元，同比增长28%。弃风限电改善是盈利增长的主因。从利用小时数来看，公司风电场利用小时数同比增长142小时，大增31.7%。显著增长的主要原因是弃风限电的改善：①公司的电站在西北地区装机占比达43%，而西北地区是弃风限电改善最大的区域；②参与直接电力交易量占子公司天润总发电量高达26%。
行业深蹲起跳，风电复苏确认。经过两年培育，装机阻力逐步得到解决，行业在未来三年内将确定性增长，18-20年装机可达25、30、35GW。核准数据、订单数据、装机多维数据支持增长逻辑。行业已核准未建设规模已达120GW左右，分摊到未来三年年均40GW。同时金风科技在手订单已达历史高位的17.37GW，已签合同待执行订单首次超过10GW，预收款已达44亿元。
金风科技权益电站装机已经超过4GW，Q1发电小时数同比增长31%，发电业务业绩大增。维持2018-2020年EPS分别为1.13、1.38、1.65元的预测，目标价29元，维持“增持”评级。
受益标的①：大唐新能源
大唐新能源是五大发电集团之一中国大唐集团旗下的新能源发电运营企业，专门从事风电等新能源发电资产的运营。大股东中国大唐集团直接持股57%。2017年大唐新能源实现发电量15299GWh，同比增加3002GWh；实现净利润9.03亿元，同比增长6.1亿元，同比增长208%，实现归母净利润7.28亿元，盈利水平刷新历史记录。目前公司控股装机容量为8.826GW，其中风电装机容量8.647GW。2017年公司弃风限电率大幅改善，弃风限电率从2016年的21%下降到2017年的15%，利用小时数同比提升146小时，达到1899小时，预计2018-2020年仍将受益限电改善。
受益标的②：华能新能源
华能新能源是五大发电集团之一中国华能集团旗下的新能源发电运营企业，专门从事风电等新能源发电资产的运营。大股东中国华能集团直接持股50%。2017年华能新能源实现总发电量22434GWh，同比增加2999GWh；实现净利润30.61亿元，同比增长3.53亿元，同比增长13%，实现归母净利润30.12亿元，盈利水平稳健增长。目前公司控股装机容量为11.567GW，其中风电装机容量10.687GW。2017年公司弃风限电率大幅改善，利用小时数同比提升116小时，达到2082小时，继续保持行业领先水平，预计2018-2020年仍将受益限电改善。
受益标的③：龙源电力
龙源电力是五大发电集团之一中国国电集团旗下的新能源发电运营企业，专门从事风电等发电资产的运营。大股东中国国电集团直接持股57%。2017年龙源电力实现风电发电量34448GWh，同比增加4486GWh；实现净利润45.50亿元，同比增长0.6亿元，同比增长1%，实现归母净利润38.46亿元，盈利水平保持行业领先水平。目前公司控股装机容量为20.520GW，其中风电装机容量18.395GW。2017年公司弃风限电率大幅改善，弃风限电率从2016年的15.76%下降到2017年的10.43%，利用小时数同比提升134小时，达到2035小时，预计2018-2020年仍将受益限电改善。
受益标的④：北控清洁能源
北控清洁能源集团是北京市人民政府出资设立，由原京泰实业集团、北京控股和北京燃气集团联合组建的市属大型国有企业集团，专门从事太阳能发电等新能源发电资产的运营。大股东北京控股集团直接持股31.88%。2017年北控清洁能源实现总发电量1401GWh，同比增加1179GWh；实现净利润12.81亿元，同比增长8.51亿元，同比增长197.9%，实现归母净利润12.67亿元，盈利水平稳健增长。目前公司控股装机容量为2.2GW，其中光电装机容量1.784GW。由于公司2016年以来电站规模快速扩张，需要补贴资金支持，如果补贴资金加速发放，将会显著改善公司现金流。
受益标的⑤：协鑫新能源
协鑫新能源是全球领先的以太阳能发电为主，集发电、建设、运营为一体的新能源企业。大股东保利协鑫直接持股62.28%。2017年协鑫新能源实现光伏发电量5347GWh，同比增加2559GWh；实现净利润9.81亿元，同比增长7亿元，同比增长597.3%，实现归母净利润8.41亿元，盈利水平保持行业领先水平。目前公司控股光伏装机容量为5.99GW。由于公司2016年以来电站规模快速扩张，需要补贴资金支持方剂学方歌，如果补贴资金加速发放，将会显著改善公司现金流。
4.风险提示
借款利率超预期上升。发电运营业务一般采用资本金+银行借款的方式进行开发，如果借款利率超预期上升，会导致财务费用超预期增加，进而影响运营企业的盈利能力。
徐云飞 (首席分析师) 18603005109
王 浩 (首席分析师) 18988780239
史 鑫 (分析师) 15210567285
庞钧文 (分析师) 15121013056
胥本涛 (分析师) 18621781835
邱子良 (分析师) 17722620635
石 岩 (分析师) 18566266651