碳中和背景下风光独好，关注新能源运营商盈利能力与估值修复碳中和碳达峰背景下新能源运营商成长性无虞（30 年风光电量CAGR10%），然而平价上网并不等于平价利用，当前机制设计中消纳成本还难以有效传导，新项目盈利能力面临较大挑战。我们建议市场关注成本下行和电价交易的剪刀差，拥有负荷预测/交易策略/区域层面议价能力优势的新能源或多元化运营商可以统筹发电权享有alpha。当前风光运营商估值相对成长时期的火电和稳定期水电依然有较大折价，推荐华润电力、福能股份、华能国际。新能源发电：未来30 年高成长性，“十四五”风光发电量CAGR=20%中国定下2030 年前碳达峰、2060 年前碳中和的新目标。根据国家气候中心观点，如果中国可以建成67%的高比例风光电，将有能力实现1.5℃温控目标和碳中和目标，也意味着2050 年风光发电是11.1 万亿度，其中风电是7.6 万亿度，光伏3.5 万亿度；相较于2020 年风光发电量之和（风电4665亿度、光伏2605 亿度）有15 倍的提升空间（风电16 倍、光伏13 倍），未来30 年风光发电量CAGR=10%。我们预测国内风光发电量“十四五”CAGR=20%，2020-30 年CAGR=16%。

复盘“金花”火电和“印钞机”水电，新能源运营商估值空间可观当前A 股风电运营商P/B（LF）1.6-2.0x，光伏P/B(LF)0.8x；H 股P/B(LF)0.4-0.8x，我们认为有较大修复空间：1）复盘在2003-05 电力成长时期A 股P/B 普遍在2.5-5x，H 股P/B 相对稳定，华能（1.9-2.1x）、华电（1.3-1.5x）、大唐（1.4-2.2x）；当前成长性更高的风光运营商应该享有更高的估值。2）与盈利模式更类似的水电（P/B 2x）相比，当前新能源运营商ROE 受到应收国补拖欠（推高净资产）和财务费用（拉低净利润）的双重影响。我们判断随着存量国补解决叠加平价项目现金流改善，运营商资产负债表有望修复。我们测算正常回款下运营商的经营现金流可以满足“十四五”装机规模的成长。新能源平价上网并不等于平价利用，新项目盈利能力承压当前机制设计中消纳成本还难以有效传导。根据2021 年1 月人民大学学术研讨会上宋枫教授观点，若中国2030 年达到20%-30%的风光渗透率，可能带来全社会度电成本增加3.1-5.9 分；《美国绿色电力市场综述》研究显示，美国实施可再生能源配额制的区域，7/12 年后可再生能源电量比例提高2/5pct，零售电价提高11/17%；英国Drax 研究指出，风光伏发电占比每增加一个百分点，系统平衡成本就增加约0.1 英镑每兆瓦时。我们判断，额外的消纳成本对发电企业的盈利压制将体现在1）辅助服务支出2）储能成本

3）市场化交易与4）弃电率提升。

关注电价与成本的剪刀差，负荷预测/交易策略/议价能力决定运营商alpha随着风光全面平价/电价市场化提速/新路条竞价/强制储能要求等政策不断深入，且参与者内卷式竞争，新项目IRR 承压；加之过去几年补贴资金拖欠规模扩大，集中式项目国进民退趋势明显。新项目的盈利能力取决于成本下行和电价交易的剪刀差，有较强负荷预测/交易策略的新能源运营商在带曲线的市场化竞价中有望获得超额回报率，区域层面市占率较高的多元化发电主体（水火风光核等）可以统筹发电权坐拥核心竞争力，推荐华润电力、福能股份、华能国际。