新能源行業專題報告：「雙碳」平價時代，綠電運營盈利邏輯迎重塑
（報告出品方/作者：華安證券，陳曉）
1 「雙碳」承諾下，中國綠電裝機潛力巨大
基於非化石能源消耗比重目標的綠電裝機預測
在 2020 年 12 月的氣候雄心峰會與 2021 年 10 月《中共中央國務院關於全面貫 徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》中，中國針對 2030 年綠電裝機量達 1200GW 及 2025 年、2030 年、2060 年，中國非化石能源消費比重分別達 20%、 25%、30%。
基於非化石能源消費佔比的目標，我們對中國 2022 年-2030 年的風電光伏裝機 潛力進行了保守預測：2022年-2030年，中國將至少累計新增346GW風電、739GW 光伏。
中國每年的一次能源消耗總量國民經濟各行業和居民家庭在一定時間消費的各 種能源的總和，分為化石能源消耗總量與非化石能源消耗總量。
非化石能源消耗總量中是指除了化石能源消耗之外的其他能源消耗總量，其中 主要包括核能、水能、生物質以及風電光伏。（由於地熱能、潮汐能等可再生能源占 比較少，預測時暫不考慮）
風電與光伏的年發電總量按照分別裝機量乘以發電小時數。
預測驗證
由於我們的預測主要是基於非化石能源消耗佔比的目標展開，對於其他與風電 光伏裝機規劃相關的指標仍需要進行驗證，以確保我們的預測滿足不同維度的目標。
風電光伏發電量佔比 ：《2022 年能源工作指導意見》要求 2022 年風電、光伏發電量佔全社會用電量 的比重達到 12.2%； 《關於 2021 年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》要求到 2025 年風電 光伏發電量佔全社會用電量佔比達到 16.5%左右。
非水可再生能源發電量佔比：《關於徵求 2021 年可再生能源電力消納責任權重和 2022-2030 年預期目標建 議的函》測算 2030 年全國非水可再生能源消納責任權重為 25.9%。
非化石能源發電佔比：《「十四五」現代能源體系規劃》明確，2025 年非化石能源發電比重應達到 39% 左右。
可再生能源消費總量：《「十四五」可再生能源發展規劃》預計總量達到 10 億噸標準煤
可再生能源發電量：《「十四五」可再生能源發展規劃》預計達到 3.3 萬千瓦時
可再生能源及非水可再生能源消納權重：《「十四五」可再生能源發展規劃》預計可再生能源電力消納權重與非水可再生 能源消納權重分別為 33%及 18%。
上述驗證中，通過我們的預測計算的 2022 年、2025 年及 2030 年風光發電量、 非水可再生能源發電量及非化石能源發電量佔比均滿足不同政策文件及行業預測給 出的目標。
2 發電側、消費側政策齊發，助力裝機落實
配合「雙碳」承諾，包括國家發改委、能源局等多個行業政策制定及監管部門陸 續出台多項政策支持綠電行業發展，旨在通過政策規劃助力電源結構綠色化，最終 實現雙碳目標。
首先對於西北部風光資源稟賦較強的地區，規劃集中建設綠電項目，形成清潔 能源基地。隨之公布的兩批大基地項目細化了各基地的裝機方案，規劃「十四五」期 間新增 263GW 綠電，並同步的提出配合消納的送出方案。
而後針對較為零散但裝機潛力巨大的分散式光伏，提出了整縣推進的模式，整 合零散的屋頂資源，統一規劃，並公布了涉及超過 600 個縣、區的試點方案，旨在 讓投資能力較強的國央企參與分散式光伏的開發與投資市場，拉動分散式光伏的裝 機容量。
除針對發電側的直接裝機的刺激政策外，為順應我國經濟由高速增長向高質量 發展的轉型，對於消費側鼓勵綠電消費的政策也陸續出台。中國內地上市公司 ESG 強制披露勢在必行，高耗能企業煤電電價不設上限。都將從消費終端刺激綠電消費， 企業間購電協議（CPPA）這一新型綠電商業模式也將在中國迎來發展契機。
大基地規劃錨定裝機基數，特高壓提供消納配套
2021 年 3 月 12 日，新華社公布《中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四 個五年規劃和 2035 年遠景目標綱要》。根據規劃，十四五期間將重點發展西部地區、 北部地區等新能源資源富集地區，布局一批以新能源為主的九大清潔能源基地、四 大海上風電基地。
緊隨新華社發布十三大基地的地理規劃後，2021 年 11 月 24 日，國家能源局、 國家發改委印發的《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電、光伏基地建 設項目清單的通知》，涉及 19 省份，規模總計 97.05GW，預計在 2022 年與 2023 年陸續併網投產。截止 2021 年底，第一批大基地項目已開工月 75GW，其餘項目也將在 2022 年一季度陸續開建。
根據通知，各省級能源主管部門要切實承擔牽頭責任，按照通知要求，認真抓好 組織落實。國家發展改革委、國家能源局將按月調度大型風電光伏基地項目建設情 況，協調解決項目建設過程中的重大問題。
2022 年 2 月，國家發改委與國家能源局繼續針對風光大基地的整體規劃，發布 《以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地規劃布局方案》，提出以庫布 齊，烏蘭布和，騰格里以及巴丹吉林沙漠為重點，規劃 2030 年風光大基地。
方案規劃 2030 年風光大基地項目合計投產 455GW，其中庫布齊，烏蘭布和、 騰格里、巴丹吉林沙漠基地規劃 284GW；採煤深陷區規劃 37GW；其他沙漠及戈壁 地區裝機 134GW。「十四五」期間總裝機 200GW，「十五五」期間總裝機 255GW。
加上第一批的 97GW 規劃，「十四五」期間第一批與第二批大基地綠電項目裝 機合計約 262GW。
從大基地地理規劃，可以看出大基地主要集中在風光資源稟賦較好的西北、東 北地區，與我國負荷中心呈現逆分布的特點。所以往往需要跨省區的電力通道外送， 以解決綠電消納問題。
根據 2020 年底我國已投產的 22 條特高壓線路的輸送情況來看，特高壓線路共 輸送 5,318 億千瓦時，可再生能源佔比已經超過 45%達到 2,441 億千瓦時。
2022 年 1 月 30 日國家發展改革委與國家能源局發布《關於完善能源綠色低碳 轉型體制機制和政策措施的意見》，強調整體優化輸電網路和電力系統運行，提升對 可再生能源電力的輸送和消納能力。伴隨著大基地的規劃公布，國家電網也同時公 布了「十四五」期間計劃投資 3,800 億元，新建「24 交 14 直」特高壓工程，超過 現有特高壓總數。2022 年就將有「10 交 3 直」共 13 條（南方電網也有 1 直計劃開 工）特高壓線路開工。按照過往經驗，特高壓由於投資額較大，往往在五年計劃最後 一年投資開工。2022 年出現如此密集的投資，我們認為是國家電網為了配合大基地 項目的開發，提前布局電力通道。配合現有的「16 交 19 直」特高壓線路（其中 1 交 1 直在建），一方面，可以解決大基地綠電的消納問題；另一方面，跨區域的電力傳 輸與調節可以解決光伏、風電的波動性問題，提高電網的整體穩定性。
整縣推進引流國央企與民營企業合作布局分散式
分散式光伏自 2014 年《關於分散式光伏發電項目補助資金管理有關意見的通 知》下發，明確度電補貼 0.42 元後，在國內市場開始成規模地發展。2016 年開始， 隨著《電力發展十三五規劃》提出 2020 年 60GW 分散式的目標，行業開始進入快 速增長期。隨後 2018 年的「531」政策雖然給行業帶來了極大的衝擊，但也有效地 促進了分散式光伏行業的市場化進程。
2021 年之前，分散式光伏由於天然存在單體體量小，項目數量多，地理分布分 散，開發難度大，運維難度大等瓶頸，市場的參與者以民營企業為主，而民營企業自 身資金實力、融資成本受限，間接地制約了分散式光伏市場的擴張。面對這樣的市 場瓶頸，國家能源局綜合司 2021 年 6 月正式下發《關於報送整縣（市、區）屋頂分 布式光伏開發試點方案的通知》，擬在全國組織開展整縣（市、 區）推進屋頂分散式 光伏開發試點工作。試點方案應按照「宜建盡建」原則，在黨政機關、公共建築、工 商業、農村居民屋頂總面積可安裝光伏發電比例分別不低於 50%、40%、30%、20%。
參照全國目前各類建築屋頂面積與試點方案的要求，我們預測全國分散式光伏 市場潛在裝機潛力超過 1,000GW。
2021 年 9 月 14 日，國家能源局正式發布《關於公布整縣（市、區）屋頂分布 式光伏開發試點名單的通知》，共計 676 個縣（市、區）進入試點名單。
與大基地項目集中在西北、東北不同，名單中的試點集中在中部及東部沿海等 用電負荷較大的省份，這些省份電網電力設施集中，有助於綠電的就地消納。
整縣打包簽約的方式使得分散式光伏由民營企業開發為主的格局產生了變化， 有效地整合了整縣的屋頂資源，引流資金實力更強的國央企布局分散式光伏市場。 就目前試點簽約情況來看，五大四小發電集團和國家電網成為了整縣推進的主力軍。 同時，地方性發電公司在調動當地資源方面具有獨到優勢，也是政府積極合作的對 象，例如水發興業的簽約集中在山東省，閩東電力則集中在福建省。
同時，2022 年 4 月發改委與能源局聯合下發《關於做好新能源領域增量混合所 有制改革重點推進項目工作的通知》，提出要充分發揮國有企業、民營企業在新能源 領域的各自優勢，鼓勵以合作新設市場主體等增量混合所有制方式推進項目建設。 旨在引導簽約較多的國央企與分散式光伏開發管理經驗豐富的民營企業合作，發揮 各自優勢，落實整縣推進。
ESG 披露 燃煤電價鬆綁，衍生 CPPA 市場
「雙碳」承諾下，政策制定部門除了針對電源側直接地進行裝機規劃，刺激行業 發展外。隨著我國經濟由高速增長階段向高質量發展階段的轉型，對於企業的環境 及能源消耗也有相關監管政策的陸續出台。最明顯的就是證監會及交易所對於中國 內地上市公司 ESG 披露以及針對燃煤電價政策調整。
ESG（Environmental, Social and Governance）投資意味著投資人在進行投資 決策時，除了考量企業的營業收入、利潤率等財務指標外，還進一步考察企業在環 境保護、社會責任、公司治理等維度的非財務指標。
聯合國負責任投資原則（PRI）應證監會要求，給予中國 ESG 披露政策的建議 中就明確的提出企業應當披露自身可再生能源消耗佔比。從企業自身對於市值、投 資者關係等角度考量，對於環境指標，特別是企業消耗的可再生能源佔比這樣的量 化指標，也會受到越來越多的關注。
自 2006 年，深交所及上交所就開始鼓勵上市公司進行 ESG 的披露，而近些年 來，可以明顯看到企業自發披露意願越來越強烈，被要求強制披露的企業範圍越來 越大。2022 年 5 月，國資委《提高央企控股上市公司質量工作方案》中提到，央企 控股上市公司，應當發揮帶頭示範作用并力爭到 2023 年相關專項報告披露「全覆 蓋」。
同時，為了激勵消費側對於綠電消納的重視。2021 年 10 月，發改委印發《關 於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，確定燃煤電價通過市場化交易在「基準價 浮動（15%向下浮動限制/20%向上浮動限制）」範圍內確定，高耗能企 業不受上浮限制。通知發布後，部分城市的工商業用戶電價頂格上浮 20%，而一些 高耗能產業，例如 IDC 等信息基礎設施項目明顯感受到用電成本的增加。
政策與關注度的變化，將為綠電行業帶來一個增量市場，即企業間購電協議 （CPPA）。
對於發電企業來說，與用電企業簽署購電協議，可以以固定電價售電，且固定電 價一般會高於上網電價，相比於保障性併網的電站收益高，相對於參與市場化交易 的電量收益又較為穩定。
而對於用電企業來說，使用綠電一方面可以滿足自身可再生能源佔比要求。另 一方面，簽署企業購電協議可以一定程度上鎖定企業自身電力成本。
德國化工巨頭巴斯夫預計其 2021 年的全球電力需求將在 2030 年 100% 由 可再生能源電力實現。近日與中國國家電力投資集團公司根據廣東省可再生能源交 易規則，簽署了一份為期 25 年的企業購電協議（CPPA），為其位於廣東湛江的新 一體化基地後續裝置採購可再生能源電力。目標到 2025 年為巴斯夫全球第三大一 體化基地，湛江一體化基地提供 100% 可再生能源電力。
3 補貼到位 綠電 REITs 發行，運營商將獲巨量現金流補充
綠電資產的投資因其初始投資高，投資周期長等特點，往往運營商需要針對綠 電項目進行融資，而自身投資節奏也會受制於企業現金流狀況。目前存量補貼項目 中補貼款項普遍存在拖欠發放的情況，這就使得許多運營商現金流難以匹配其裝機 規劃，而過高的負債率也會為新一輪帶來融資較高的利率成本。補貼的拖欠問題， 漸漸成為了行業發展的羸弱一環。
2022 年 3 月 5 日，財政部發布《關於 2021 年中央和地方預算執行情況與 2022 年中央和地方預算草案的報告》。在 2022 年的中央政府性基金預算中，可再生能源 補貼支出所屬的其他政府性基金支出預算較 2021 增加超過 3,600 億。結合報告中 強調推動解決可再生能源發電補貼資金缺口的論述，與 3 月 24 日財政部、發改委、 國家能源局聯合下發的《關於開展可再生能源發電補貼自查工作的通知》，我們預計 2022 年中央政府性基金對於可再生能源補貼的支出超過 4,400 億，與當前累計補貼 缺口大致相當，多年來綠電企業補貼資金到位慢的問題有望在年內得到一次性解決。
假設 4,400 億到位的補貼被綠電企業用來再投資，融資比例 75%來預測，可以 撬動超過 17,600 億元的綠電投資。根據前文中預測的裝機量進行測算，4,400 億元 作為資本金可以滿足綠電企業近 3 年的國內綠電投資。
補貼的拖欠問題不單單影響運營商自身現金流，也造成企業負債率過高，影響 其再融資能力及成本。
自 2020 年 4 月，發改委發布《關於做好基礎設施領域不動產投資信託（REITs） 試點項目申報工作的通知》中將綠電資產列為試點後，綠電運營商就一直在探索通 過 REITs 這一權益融資方式盤活資產，改善自身現金流狀況增強自身持續開發投資 能力，擴大綠電裝機。但受制於 REITs 項目申報需要收益持續穩定且運營時間超過 三年的要求。一方面，自身存量補貼項目存在補貼拖欠，補貼發放金額及時間點不 明確，無法滿足收益要求；而另一方面，平價項目雖然不存在補貼拖欠問題，但往 往運營時間較短，無法滿足運營時間要求，綠電 REITs 的發行始終未能成行。
而隨著行業羸弱一環，補貼拖欠問題的解決,項目收益情況確定；以及 2018 年 「光伏 531」後平價項目運營期已滿三年。結合近期國務院《關於進一步盤活存量 資產擴大有效投資的意見》，綠電資產發行 REITs 將呼之欲出。這將進一步改善綠電 運營商的現金流狀況與再融資能力，為 2030 年前的巨量裝機規劃，提供足夠的彈 葯。
4 多維敏感性分析，平價綠電收益邏輯迎重塑
隨著國補陸續退坡，綠電面臨在電價平價的基礎上直接與燃煤等傳統能源競爭 的情況。
一直以來，平價綠電資產收益過低，也約束了相關上市綠電運營商的估值水平。
「雙碳」承諾後，行業的整體環境也發生了悄然地變化，基於這些的變化情況， 我們從融資端（融資成本與融資比例）、設備成本端以及收入端三個維度進行了獨立 的敏感性分析，考察不同的變化對於項目的資本金 IRR 以及凈利潤帶來的影響。根 據分析的結果，我們認為綠電底層資產的收益預測邏輯將迎來顛覆性的變化。
以 100MWp 光伏項目為例，在基礎假設下，該項目資本金 IRR 為 5.87%。
4.1 融資端：高槓桿率 低息貸款，助力收益提升、規模擴大
受益於補貼到位及潛在的綠電 REITs 發行的可能性，綠電企業的現金流狀況將 得到極大改善。未來新投建的綠電資產，將有機會獲得融資機構更高的融資比例。
針對潛在高融資比例的可能性，我們針對基礎模型中的融資比例變動，對資本金 IRR 進行了敏感性分析。
隨著融資比例的擴大，企業在投資過程中獲得了更高的槓桿率，有益於企業擴大 自身資本金收益率。
2021 年 11 月，人民銀行通過碳減排支持工具向金融機構提供低成本資金，引 導金融機構在自主決策、自擔風險的前提下，向碳減排重點領域內的各類企業一視 同仁提供碳減排貸款，貸款利率應與同期限檔次貸款市場報價利率（LPR）大致持 平。
碳減排支持工具為綠電投資的整體市場提供了低息的利率環境。同時，現金流 與負債率得到改善綠電企業在相同利率環境下的融資成本，還將進一步下降。
我們將基礎假設模型中的融資利率與資本金 IRR 進行了敏感性分析。
基於基礎假設利率降低 1%將能有效提高資本金 IRR 約 0.5%，對項目年均凈利 潤貢獻達 5.94%。
在融資利率高於項目 IRR 時，意味著項目的資金成本高於項目自身收益，則項 目不具備投資價值。針對項目的融資行為對於投資人來說實質是一种放大利差（項 目 IRR-融資利率）的槓桿。
一方面，當融資利率下降。使得原本一些不具備投資價值的項目標的（項目 IRR 小於原融資利率）具備了投資價值，擴大了綠電企業整體的投資範圍。
另一方面，在低息貸款能夠通過槓桿將利差（項目 IRR-融資利率）放大，提高 投資人實際資本金 IRR。
對於擁有大量存量補貼項目的行業龍頭企業來說，補貼的到位將極大改善企業 負債率及現金流的狀況。未來新投建的項目在享受碳減排工具帶來的低息環境的同 時，還可以獲得自身現金流狀況改善帶來的融資增益。
4.2 設備成本端：高效組件紅利向綠電運營傾斜
綠電行業近十年蓬勃發展的原動力來自於其設備價格不斷的降本增效。中國光伏 LCOE 近 10 年下降了 85%，風電 LCOE 近二十多年下降了 82%。
而展望 2030 風電與光伏隨著風機大型化與組件效率不斷突破，單瓦成本降低， LCOE 也還將進一步下降 。
上游設備的降本增效手段主要包括規模化、設備國產化以及高效率技術的不斷 突破。
2022 年被普遍認為是光伏 N 型 Topcon 組件的元年，相比於現在主流的 PERC 組件，Topcon 組件具有更低的衰減係數、更低的溫度係數、更高的雙面率等優點。
我們以 Topcon 組件與 PERC 組件的價格與衰減係數作為變數，從兩個維度進 行資本金 IRR 的敏感性分析。
首先，Topcon 組件相比 PERC 在全生命周期具有更低的衰減係數，即更高的發 電量。相同價格下，Topcon 組件收益率明顯高於 PERC。而在同等收益率要求的情 況下，Topcon 相對於 PERC 的溢價大約在 0.1 元/W 左右。
今年一、二季度實際成交的 Topcon 與 PERC 價差已經從去年的 0.09 元/W 收窄至 0.06-0.08 元/W。這意味著 Topcon 的紅利在向下游運營商傾斜。
Topcon 組件除了上述敏感性分析中可以具體量化的衰減係數優勢外。還具有更 低的溫度係數、更高的雙面率，在溫度較高、地面反射率較高的情況下（沙漠及戈壁 場景），Topcon 的增益將更強，收益率也將更高。而且由於單位面積的 Topcon 比 PERC 組件具有更高的功率，在相同的裝機容量以及同樣的組件排布下，Topcon 占 用的面積將更小，項目在開發階段及運營期土地相關費用也將降低。
去年以來各大組件廠陸續宣布了 GW 級 Topcon 產能的擴充。晶科能源在今年 一月宣布其合肥 8GW Topcon 產能正式投產，並預計海寧 8GW 產線也能在二季度 末滿產，一道新能與中來股份也具備 GW 級 N 型組件的生產能力。隨著上游料產能 逐步釋放，硅料供需的緊張關係緩和、Topcon 規模化生產和良品率的提升以及銀漿 等耗材消耗的改良，Topcon 組件的成本相比技術相對成熟的 PERC 組件還具備更 大的降本空間。
新技術帶來的紅利已經出現從設備供應向運營商傾斜的趨勢。下游集采規模大、 供應鏈管理能力強、具備較強議價能力的行業龍頭企業將在採購環節未來的項目中 博取更多紅利。
4.3 收入端：綠色溢價逐步體現，綠電市場化交易提供便捷通道
伴隨 ESG 體系及 RE100 合作倡議在中國的推廣，企業的綠電消納狀況將越來 越受到政策及市場的要求。綠電的收益與傳統發電方式相比，除了為購電方提供電 力供應的電價收益外，還應該包括其綠色屬性帶來的「綠色」溢價，主要體現為額 外碳排放權以綠電消納配額。
2021 年 9 月國家發改委與能源局下發的《綠色電力交易試點工作方案》，將光 伏、風電發電企業所發的上網電量，納入指定電力市場進行交易，並為其分檔。第一 檔即最優先安排的是無享受國家補貼、無保障性收購安排的電量；第二檔為保障性 收購電量；第三檔為補貼電量，但溢價將於補貼所抵消，避免綠色屬性雙重收費。
綠電市場化交易的啟動一方面將綠電發電量最大程度的消納（優先順序最高的是 無補貼不收保障性收購的電量）；另一方面，意味著綠電資產除了可以帶來正常的電 力供應收益外，還可以通過出售綠色電力證書、碳排放權（CCER）以及進行綠電市 場化交易這三條途徑來兌現自身的綠色溢價。尤其是綠電市場化交易的啟動，為發 電端與消費端提供了一個公開且便捷的交易平台，溢價的兌現流程相比綠證與 CCER 需要冗長的審批流程也更加便捷。
沿用前文使用的基礎假設，我們針對電價的不同溢價水平進行敏感性分析。
以平價項目電價 0.374 元/kWh（全國燃煤基準電價中位數）為基準，當度電綠色溢 價達到 0.05 元/kWh 時，資本金 IRR 可以從 5.87%提高到 13.04%，全生命期凈利潤可以提升超過 30%。
從去年十月燃煤電價鬆綁後，各地燃煤市場成交價均出現了「頂格上浮」的現象， 綠電作為具有溢價屬性的電力，市場化的定價應當在此煤電上進一步上浮。發改委與能 源局在今年 1 月就提出發布加快建設全國統一電力市場體系。到 2030 年，風電光伏等 新能源將全面參與市場化交易。隨著綠電交易市場不斷成熟，試點範圍的不斷擴大，平 價綠電項目獲得即時的綠色溢價將成為常態。
隨著市場對於綠電屬性的溢價意識提高，「綠色」溢價的常態化。對於存量綠電佔比 高、尤其是參與綠電市場化交易比例較高的企業可以更加直接、便捷的享受到溢價帶來 的收入增益。
5 投資分析
綠電行業具有資金密集度高、投資回收期長的特點，對於參與者的資金成本、 開發以及融資能力有著綜合的考驗。目前國內的綠電裝機，主要以「五大四小」發 電集團下屬公司為主，其中：中廣核旗下的中廣核風電，華能旗下華能新能源，國電 投旗下黃河水電，華電旗下華電福新風光裝機量超過 10GW 的二級公司暫未上市。
對於行業內綠電裝機尤其是存量補貼項目裝機靠前的企業來將受益於補貼到位 帶來的現金流與負債率的改善，有助於企業優化自身融資結構。為接下來的裝機規 劃儲備資金，同時獲得更強的融資優勢。同時，豐富的綠電投資經驗為企業帶來了 優秀的供應鏈管理能力，有助於企業增強自身議價能力。
對於綠電裝機佔比高的企業來說，綠電的溢價屬性可以最大程度的有效傳導至 上市公司主體，增益上市公司利潤。綠電市場化交易參與程度較深的企業則可以在 燃煤電價相對較高的窗口期，享受市場化溢價，同時在市場化交易的大趨勢下,儲備 交易經驗,提高現貨交易水平。
龍源電力
公司為全球風電運營龍頭，截止 2021 年底，綠電佔比 93%，達到 24.7GW。 A 股上市後，集團為規避同業競爭，將於 2022-2024 年期間陸續將集團旗下其他平 台合計超過 20GW 風電資產注入公司，剝離火電資產，增強綠電屬性。截止 2022 年一季度，公司應收款項融資達 338.5 億元，佔比總資產超過 16%。結合中央政府 性基金預算及補貼自查通知，將紓困公司應收補貼。補貼的發放將有益於公司提高 自身再融資能力，提升公司在「十四五」期間的項目開發、投資能力。
公司作為國內率先實現「出海」的電力企業，現已在加拿大、南非、烏克蘭等 不同地區擁有綠電資產，具有豐富的海外綠電開發、併購經驗；在供應鏈管理、融 資能力、運營能力等方面相比于海外投資人具備優勢。有能力進行全球化的資產布 局，進行多樣化經營。
三峽能源
截止 2021 年底，公司綠電佔比 99%，達到 22.7GW，如期建成第一個「風光 三峽」。公司堅持以「海上風電的引領者」為戰略目標，累計海風裝機規模達4.6GW， 在全國海風裝機規模中佔比超過 17%，具有豐富的海風開發、投資、建設經驗以及 項目儲備。截止 2022 年一季度末，公司貨幣資金達 173 億元，具有充足的現金流 來按照規划進行項目投資，補貼問題得到解決後，公司項目投資能力將得到進一步 提升。
2021 年，公司參與了 19 個省區的中長期綠電交易，合計總交易電量超過 94 億千瓦時，佔總上網電量約 30%;綠電市場化現貨成交電量達 2 億千瓦時,增收近 600 萬元；碳減排銷售收益超 4,200 萬元。
受益於國企改革，公司 2021 年發布的股權激勵計劃可以充分調動項目開發人 員積極性，有助於公司在流程複雜、利益相關方眾多綠電開發市場快速擴張。
正泰電器
公司為全球戶用光伏運營龍頭，截止 2021 年底，光伏電站裝機量達 8.4GW， 其中國內集中式 1.23GW，工商業 1.59GW，戶用 5.34GW；海外電站共 0.22GW。 公司旗下戶用光伏子公司正泰安能，自 2015 年成立後，深耕分散式光伏賽道多年， 累計建設戶用光伏電站超過 50 萬座，在全國戶用光伏市場佔有率約 25%。針對戶 用光伏市場積極開創多種商業模式，包括「金頂寶」，「富民購」等，為屋頂業主提 供多種合作模式。同時自主研發整套戶用光伏運維軟體系統，涵蓋勘測、設計、施 工及運營期運維等全壽命周期，形成完整的智能運維業務體系。
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精選報告來源：【未來智庫】。未來智庫 - 官方網站
