分享人：草帽路飞 大湾汇价投俱乐部
分享时间：2020年11月29日
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本文中心思想：
风电、光伏赛道带来的成长空间巨大。受可再生能源补贴拖欠因素悲观预期影响，公司股价为0.5PB。公司正在腾笼换鸟，未来两年将完全摆脱补贴因素影响。摆脱绿电补贴拖欠后，公司估值理应回归到1.5PB以上的水平，因而存在3倍的估值提升空间。
一、风电、光伏产业链介绍
1.1 非水清洁能源占比
风和光的有效发电时间比水电和火电短，风力发电时间大概是光伏发电时间的两倍。光伏一天可能只有五六个小时的有效发电时间，风机也不是每天都能转，尤其是秋季的风会比较少，风机不一定能转起来。2019年全国发电总量 7.4 万亿千瓦时，非水清洁能源的发电量占全国发电量还不到10%。其中风电发电量 4057 亿千瓦时，首次突破 4000 亿千瓦时，占全部发电量的 5.5%；光伏发电量达 2243 亿千瓦时，占比 3.1%。
1.2 风电全产业链
风电产业链分为上游零部件生产（叶片、塔筒、轮毂、发电机、控制系统、轴承、齿轮箱和外部涂料等）、中游整机制造（风机设计与组装）和下游电站投资运营三个部分。以海风的5兆瓦风机举例来看成本构成，塔筒约占26%的成本，叶片约占22%，其他都是一些零配件。
装机规模上看，2019年国内新增风电装机 25GW（全球风机并网 60GW），由于陆上风电抢装，预计2020年新增风电装机达到 35GW。专家预计“十四五”期间每年新增风电装机规模25GW～35GW 之间。预计全球风电新增装机规模将在2025年达到 90GW 。
从能量转换的角度来说，风资源不仅与风速有关，还跟空气密度有关系。新疆北部、内蒙、甘肃北部是中国风能源丰富地区，有效风能密度为200~300w/m2，全年风速≧ 6m/s 的时数为 3000h 以上。黑龙江、吉林东部、河北北部及辽东半岛的风能资源也较好，有效风能密度在 200W/m2 以上，全年风速≧ 6m/s 的时数为 3000h。青藏高原北部有效风能密度在 150～200W/m2 之间，全年风速≧ 6m/s 的时数为 3000h，由于青藏高原海拔高、空气密度小，所以有效风能密度较低。国家气候中心研究表明，风电资源的开发还不足 5%。在目前条件下，140米以上可开发风资源在 50 亿千瓦以上（2019年底装机2 亿千瓦）。可以预见，随着技术进步和成本降低，风电可开发资源量还会增加。
1.3 光伏产业链
光伏产业链上游有硅料、硅片、电池片等环节，中游是组件，下游是光伏电站运营。
2019年国内光伏新增装机 30GW（全球装机 114GW），受平价上网及技术进步等政策利好，光伏协会预计2020年新增光伏机 35-45GW。专家预计“十四五”期间，我国光每年新增装机规模为 50GW～70GW（全球装机 150～200GW）。
因为光的成本下降很快，未来装机应该是风机装机规模的两倍以上，但要注意的是：两倍的光伏装机与一倍的风能装机发电量是一样的，因为国内每年风力发电的时长是2000多小时，光伏的发电时长的是1000多小时。
1.4 风光发电的互补性
风力发电需要调峰的时间比光需要调峰的时间少，光在中午的发电是比较好的，而中午风的发电不是很好，所以说风电和光伏不是竞争关系，而是互补关系。
案例：蒙古通辽市2020年“火风光储制研一体化”示范项目招标：新建 170 万千瓦风电、30 万千瓦光伏，同步配套建设 32 万千瓦/96 万千瓦时储能（大约半个小时的调峰能力）。在大规模电网友好型新能源开发领域、大规模新能源电站全额自我消纳领域、大规模储能电站应用领域、大规模新能源电站满足系统尖峰负荷需求领域、源网荷协同发展领域和风电定制化领域起到突出示范作用。
1.5 度电成本及技术进步
2019年我国陆上风电平均度电成本为 0.393 元/KWh。光伏发电平均度电成本为 0.389元/KWh。光伏和风电的度电成本在下降，其中陆上风电的成本一直都很低，已经全面平价了。光伏今年才刚刚追上平价，但是因为出了硅料和玻璃卡脖子的事情，导致今年的组件价格下不来，我们预期明年差不多可以实现国内光伏全面平价。
风电的技术进步主要是叶片的长度增加带来扫风面积的增加和扫风高度的提升（离地越高风速越大），风能转化效率大大提升。目前上海电气用的是陆上3.45MW 风机，叶轮直径 146 米，叶片 70 多米，塔筒高度 100 米。未来30年全球陆上风电机组单机容量最大将达到 15MW，风轮直径将达到 260 米；海上机组将达到 35MW，风轮直径将达到 350 米。
2020年7月1日，金风科技研制的国内首台具备完全知识产权的 8 兆瓦风机并网；7月8日，明阳智能发布迄今国内最大的 11 兆瓦风机；7月12日，东方电气 10 兆瓦机组在福建兴化湾并网，这是国内投产的首台 10 兆瓦以上风机。
1.6 单位造价
单位风机造价，即每瓦的造价是多少？在抢装潮期间，鄂尔多斯国电的风机（每1000瓦）中标价是3000元，EPC总成本（包括安装并网）大概是7000多块钱。随着年底抢装潮的结束，风机价格下降得很快，近期新签的2021年交付订单显示，建造1000瓦风机的EPC总成本已经下降到6000元附近。
每瓦光伏组件成本是1.5~1.6元左右，EPC安装后是三块多，每1000瓦是三四千块钱。因为风和光发电的时间不一样，不方便对比，看度电成本更有效直观。
1.6 储能的度电成本
现在的磷酸铁锂电池顶多用8年，假设一年内每天充放一次，充放次数不会超过3000次，充放一度电的成本大概是4毛5左右，所以储能成本还有很大的下降空间。可以这么理解：发一度电的成本比存一度电要便宜，也就是说存一度电更贵一些（4毛多），不管是三元锂电池还是磷酸铁锂电池存一度电成本都是很高的。现在最便宜的储能方式是抽水——把水抽到高处再放水发电，蓄水电池的成本是最低的。
上图是2019年的数据，以磷酸铁锂储能电池为例，未来若能做到以下几点，则电站的度电成本可降至约0.3元/(kW·h)。
1、进一步改进电池结构和工艺，提高材料利用率，降低10%的材料成本和30%的制造成本；
2、设计方便拆解回收的电极及壳体结构，增加电站残值至20%；
3、通过在线维护系统补充活性锂离子，将系统终止（70%容量保持率）时的循环寿命提高到7000次。
二、风光补贴、标杆电价
2.1 补贴来源、补贴目录
新能源发电站完全是一个政策导向的产业，因为买方只有电网一家。虽然现在也有市场化交易的趋势，但总归来说还是发改委说了算。虽然整个补贴是下降的趋势，但这一块政策非常多，而且变化很快。
中国化石能源缺口巨大，长期依赖进口，能源转型意愿强烈。为了摆脱对石化能源的过度依赖，国家推动风电、光伏等清洁能源的发展，初期以财政补贴为主。补贴资金来源包括原先规定的财政专项资金和依法征收的可再生能源电价附加补助等。
2009年正式修正《中华人民共和国可再生能源法》，新增"国家实行可再生能源发电全额保障收购制度"（实际无法保障全额收购）。
2011年，《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》发布，可再生能源发展基金正式成立。随后的《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》进一步明确了，将通过把符合条件的项目列入可再生能源电价附加资金补助目录的方式进行电价补贴。可再生能源发展正式进入申请补助目录时代。2016年3月前并网的项目才能进前七批目录，风电+光伏186GW，仅占2019年底风光并网项目的一半以下。
2.2 风光上网电价、燃煤标杆电价、补贴标准
补助目录设立的同时，制定了全国统一的标杆上网电价（风电于2009年，光伏于 2011年），可再生能源发展至"量价双保"时代。
燃煤标杆上网电价与燃煤基准上网电价
补贴标准：全生命周期合理利用小时数
补贴标准=(可再生能源标杆上网电价（含通过招标等竞争方式确定的上网电价）-当地燃煤发电上网基准价）/(1+适用增值税率)。
绿电补贴采用“全生命周期合理利用小时数”的概念，即一个项目在20年（生物质发电为15年）总共可享受补贴的发电小时数。小时数以内的电量，可全部享受补贴。超过小时数的电量，拿燃煤基准上网电价，并核发绿证参与交易。
2.3 补贴滑坡、补贴拖欠
财政补贴资金缺口较大，促使政府多次下调风电、光伏标杆电价（也包括技术进步导致的发电成本下降）。
2018年光伏531新政，新政策提出暂不安排2018年普通光伏建设规模，仅安排 1000万千瓦的分布式光伏建设规模，并进一步降低光伏发电的补贴力度，使得光伏产业链上的企业股价跌幅巨大。
补贴目录第八批：
2020年3月财政部《关于开展可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》纳入首批补贴清单的可再生能源发电项目需满足以下条件：
风电项目需于2019年12月底前全部机组完成并网，光伏发电项目需于2017年7月底前全部机组完成并网（光伏“领跑者”基地项目和2019年光伏竞价项目并网时间可延长至2019年12月底），生物质发电项目需于2018年1月底前全部机组完成并网。
（注：2020年11月25日，财政部下发了《关于加快推进可再生能源发电项目补贴项目清单审核工作的通知》，提出：所有项目，含2017年7月份之后并网的光伏项目，只要符合要求，均可以进目录。）
政策利好导致大量资金涌入，风电、光伏装机量大跃进式暴增，随之而来的是产能过剩、消纳不匹配、弃风弃电严重以及补贴资金缺口等问题。截止2016H，1-6 批可再生能源的补贴缺口达到 550 亿元，到2020年年底，光伏、风电拖欠补贴累计将接近 3000 亿元。广大证券预测现有情况下（不发债），补贴缺口在2038年达到峰值，在2056年解决全部新能源补贴问题。东吴证券认为补贴缺口在2030年达到峰值，在2040年全部解决。这个事情还是会压着行业的估值，整个下游新能源开发商行业的估值都非常低，一直是0.5PB到1PB之间，逼迫好多国企都退市了。
2.4 竞价上网
2019年5月30日，国家能源局发布《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》：优先推进平价上网项目建设，再开展需国家补贴的项目的竞争配置工作。这一被誉为“史上最具市场化导向”的政策，标志着国家风电光伏步入竞价时代。竞价项目是指超过标杆上网电价部分的补贴部分，采用竞标方式决定，补贴价低者得。
2019年底前并网的竞价项目和2020年新增的“以收定支”项目将优先足额拨付补贴。
2.5 平价上网
2019年5月国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，明确“2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。
2020年10月15日，国家能源局公布了近 800 万千瓦的光伏竞价转平价项目。再加上前两批平价项目 4783 万 KW，目前已经有 5583 万 KW 的平价项目。
海上风电平价之路比较艰难，即便是海上风电产业链相对成熟的江苏，建造成本也在 14000 元/千瓦左右，而在广东和福建两地，建造成本约在 17000 元/千瓦~18000 元/千瓦。如果要实现平价上网，海上风电项目单位千瓦造价成本预计要下降至 10000~13000 元。
有业内人士寄希望于地方补贴替代国家补贴，希望江苏、广东、福建、浙江等海上风电的开发大省出台2022~2025年海上风电地方补贴政策，作为平价上网的过渡，继续支持海上风电的发展。
2.6 电网债券、绿证、碳排放权交易
2020年7月22日，水电水利规划设计总院在京召开《中国可再生能源发展报告 2019》新闻发布会。中国风能专委会秘书长、北京鉴衡认证中心主任秦海岩在会上表示，发行绿色债券，强化配额制约束性，继续落实固定电价、全额保障性收购制度，是“十四五”期间推进可再生能源发展的重要途径。
电网债券。据近期参加债券发行推动会议的人士介绍，目前中国人民银行、财政部、国家发展改革委等部门已经同意，将由两大电网企业发行债券解决新能源欠补问题。另据电网企业人士透露，首批债券将覆盖”十三五“规划范围内的可再生能源项目，即前八批目录内项目（包括2017年7月底前并网的光伏项目、2019年底前并网的风电项目以及2018年1月前的生物质项目），预计规模在1400-1500亿元左右，有望在今年年底前完成。
绿证。2017年国家发展改革委、财政部发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，推出“绿证”（只有在国家可再生能源电价附加资金补助目录内的陆上风电和光伏企业可以获得绿证，1绿证=1000KWh。）。绿证售出后对应电量不再享受补贴，且绿证交易价格不得高于证书对应电量的补贴，因此没有价格上的优势，并且不能二次交易，没有金融属性，企业认购意愿不足。绿证在一定程度上缓解补贴拖欠问题，仍然无法根本上解决风电、光伏企业因为补贴拖欠导致的资金紧张问题。2021年之后，国家或将对包括光伏、光热、风能等可再生能源电力实行强制绿证制度。通过强制可再生能源电力消纳量的引入，以及明确绿证对可再生能源电力消纳量的可替代性，有助于确保绿证获得稳定的市场需求并可激发绿证交易量。
碳排放。2020年11月2日，生态环境部办公厅下发关于公开征求《全国碳排放权交易管理办法（试行）》（征求意见稿）和《全国碳排放权登记交易结算管理办法（试行）》（征求意见稿）意见的通知。根据通知，温室气体排放单位可以使用国家核证资源减排量（CCER）来抵消其5%以内的排放量，用于抵消的 CCER 可以来源于可再生能源、碳汇、甲烷利用等领域减排项目。根据现有政策和数据计算，此举可为风电、光伏项目带来每度电约1.3~7.4分的额外收入。
某业内人士认为，绿证与碳市场并无直接的关联，运行机制也不尽相同。但就发力点而言，二者是殊途同归，前者是以促进清洁能源利用为主要目的，后者是以降低碳排放为主要
目的。降低碳排放就要减少化石能源的使用，提高新能源的应用比例，两者不应该割裂对待，而应统一合体。
三、消纳、保障性收购及市场化交易
3.1 消纳与特高压
当前三北地区很多新能源项目面临消纳的问题，即发了电卖不出去。这主要是因为各个省不均衡，西北的经济不发达，但风能和光伏发电又特别多，因此被挂红牌警告，不允许开发。
由于风电、光伏大多建设在偏远地区，电网未覆盖到位，发出来的电无法向外面输送是一大难题。国家发改委提出供给侧和需求侧协同发力，挖掘电力调峰资源潜力，加大清洁能源发电力度，提高输电通道利用效率，灵活组织跨省跨区交易，加强电力余缺互济，强化应急演练，保障民生等重点用电。
特高压输电：截止2019年末，我国已建成“十交十四直”（其中包括南方电网三条直流输电线路）共24项特高压工程，成为世界上输电能力最强的电网。特高压的建设解决了风电、光伏资源区弃风弃光的问题，推进了大规模风电、光伏的消纳。
2020年6月，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发《关于各省级行政区域 2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》，明确了各省（区、市）2020年可再生能源电力消纳总量责任权重、非水电责任权重的最低值和激励值。
按此消纳责任权重测算评估，预计2020年可再生能源电力消费占比将达到 28.2%，非水电消费占比将达到10.8%，分别比2019年增长0.3和0.7个百分点，能够支撑2020年非化石能源消费占比目标的完成。
3.2 保障性收购小时数、市场化交易
2016年国家发展改革委、国家能源局发布《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作有关要求的通知》，核定了部分地区的风电、光伏发电的保障小时数。
一、根据《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源〔2016〕625 号），核定了风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数。
二、确保最低保障收购年利用小时数以内的电量以最高优先等级优先发电。
三、保障性收购电量应全额结算，超出部分通过市场化的方式进行交易消纳，并按新能源标杆上网电价与当地煤电标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）的差额享受可再生能源补贴。地方政府应确保超出的电量能够以市场化全额消纳。
四、保障性收购电量为最低保障目标，鼓励各相关省（区、市）提出并落实更高的保障目标。未制定保障性收购的地区按标杆上网电价全额收购。未经国家发改委、国家能源局同意，不得随意设定最低保障收购年利用小时数。
五、不允许在月度保障性收购电量未完成的情况下结算市场交易部分电量。优先结算当月的可再生能源保障性收购电量，市场交易部分电量，年终统一清算。
六、对于保障性收购电量范围内的限发电量要予以补偿，电网企业应保留限电时段相关运行数据，以备监管机构检查。
七、国务院能源主管部门派出机构对全额保障性收购情况进行专项监管，对违反《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源〔2016〕625 号）和本通知要求的要按规定采取监管措施，相关情况及时报国家发展改革委和国家能源局。
理想很丰满，现实很骨感。
实际上当前大部分弃风弃光严重的省份，以及西南水资源丰富的省份等很难严格执行落实保障性小时数全额全价收购风光发电量。
全国人民代表大会常务委员会执法检查组，关于检查《中华人民共和国可再生能源法》实施情况的报告中，提到实际执行中部分省份调低了保障小时数。如宁夏 2018年自行制定风电最低保障性收购利用小时数为750—850小时，远低于国家核定的1850小时最低保障收购小时数。甘肃2018年自行设置的风电、光伏发电保障性收购小时数分别为774小时和479小时，距国家保障性收购政策规定的风电 1800小时和光伏发电1500小时差距较大；实际风电、光伏发电利用小时数中，大部分电量属于低价市场化交易，发电企业合法权益保障不足。还有2019年底山西省能源局出台征求意见稿，提出风电机组安排基准利用小时1200小时，光伏机组安排900小时，除执行基准电价之外的电量全部参与市场化交易。2020年内蒙古发电量调控目标通知中，集中式风电蒙西保障1500小时，蒙东保障1400小时，集中式光伏保障1200小时。都低于上表规定小时数。最低保障收购年利用小时数是建立在企业的基本合理收益基础上的，是企业的保底收入，保障小时数的不足量逼迫新能源企业也将剩余电量进行市场化交易。
下图部分省份针对新能源发电市场化交易的政策统计，这些省份主要集中在三北地区和西南地区。东部沿海缺电省份对新能源市场化交易的政策相对友好些。
四、下游电站行业经营现状与行业估值
4.1 新能源电站建设及并网流程
风电和光伏电站的审批流程跟房地产拿地颇有相似之处，区别是房地产拿地花钱，风光电站拿项目不花钱。审批要跑很多部门，最重要的两个部门是发改委和电网，电网同意消纳并网，然后拿到发改委的批文才能够建设。另外还涉及到国土、林业、银行、环保部门甚至包括文物部门。
4.2 主要风力发电企业
现在1平米组件大概是200w的功率，4MW组件大概需要2万平米（140m*140m）的阴影面积，塔筒的直径约为6米，塔筒面积为30平方米左右。按照目前7元/瓦的投资成本，单个集中式风力发电项目的投资规模至少在50MW（4MW风机13台）左右，初始总投资规模在3.5亿元人民币。云南省最近出台的风电目招标文件，要求企业净资产50亿元人民币以上，高门槛将很多民营资本挡在门外。风电投资较大，2019年运行装机容量前20名主要以国企为主。截止2020年10月协合新能源的风电运行项目权益装机容量170万 KW。
国内主要风电开发商：
全国海上风电开发商：
全球海上风电企业：
4.3 主要光伏企业
2018年底，中小型民营企业投资的光伏电站占比67%，2018年以限规模、限指标、降补贴为核心的531新政出台后，民营企业纷纷出卖光伏电站，央企、国企大量收购存量电站。收购和运营光伏电站的资金、技术门槛相对较低，作为收购方的国企、央企现金流充足，选择余地非常大（收购条件苛刻），光伏发电公司里资金短缺的中小型民营企业（补贴拖欠、杠杆过高、成本过高）， 成为国企收购新能源发电资产的重要对象。随着新能源的收益越来越高，曾经将化石能源发电作为主战场的国企，将越来越多地转战新能源发电产业。
由光伏产业链上游进入下游光伏电站的企业包括：协鑫新能源、晶科科技、正泰电
器、林洋能源等。
当前非水新能源发电企业估值如下，以下是A股、H股上市风电、光伏企业的估值。协合新能源PB 0.54 倍，远远低于行业其他风电运营企业估值水平。
五、商业模式介绍
风光电站为重资产商业模式，电站投资建设一次性投入（建设期0.5～1.5年不等），资产20年持续折旧。平时运营维护成本低。下游为电网公司，电网公司收购电价几乎锁定。风光电站开发一般采用高杠杆融资模式，单一电站的融资比例在 70%～80%之间。贷款期限一般在十年甚至更长时间，贷款期间分期还款。在投资成本锁定，电价锁定情况下，影响投资回报率的主要因素为融资成本和运维成本。国企电站开发商的融资成本具有优势（3.5%～4.5%），协合新能源作为民企其融资成本在5.5%左右。民企具有运维管理的成本优势。
六、核心投资逻辑和估值分析
行业优势：风电光伏长赛道带来的成长空间巨大；
企业优势：获取高回报项目的能力、民企运维管理的成本优势；
市场错误认知：补贴拖欠导致的行业整体低估值与企业腾笼换鸟摆脱补贴的现实差异；
隐蔽资产：20年折旧到期风电后发电效率不减，光伏效率衰减20%；
投资结论：受绿电补贴拖欠因素悲观预期影响，公司股价为0.5PB，实际公司正通过自身努力，腾笼换鸟，未来两年将完全摆脱绿电补贴因素影响。摆脱绿电补贴拖欠后公司估值理应回归到1.5PB以上的水平，存在3倍的估值提升空间，此为预期差之一。作为行业中为数不多的民企，公司通过灵活的激励机制和优秀的管理机制，一方面可以获取 IRR 回报率高的风光电站项目，一方面降低运营和管理成本，加上现有商誉的减值处理，以及电站项目杠杆率水平的提高后，公司未来 ROE有提升到15%甚至以上的能力（现在只有 10%+），届时公司可获得业绩和估值的双提升，预期五年六倍的回报空间。
公司现有项目的 EIRR 提升到15%～25%的区间，公司合理估值理应在15～20PE 区间，与现在5PE估值相比，存在3～4 倍的估值提升空间。发电站一次性投资，20年发电的商业属性决定了其长周期的稳定盈利能力。通过现金流再投资新项目，公司可以实现每年15%～20%的业绩成长。风机20年折旧到期后，发电能力不减（光伏发电能力衰减 20%）。届时不考虑土地费用，实际上风电站是净资产为0，ROE无限大的隐蔽资产。但是因为风电技术和光伏发电技术的进步，届时可能会重新跟地方政府签订土地协议和重新购置发电设备，但老项目更新成本将显著低于新项目建设成本。因时间太久，未来不确定性高，在此估值时不考虑此隐蔽资产。
七、项目介绍
7.1 项目简介
截止目前（2020年11月）公司现有运营项目权益容量合计1852MW（其中风电合联营项目655MW，风电独资项目1045MW，光伏项目154MW）。公司2020年半年报公告项目在建项目710MW，待开工项目798MW，已核准项目808MW，以上三项合计2316MW。超过公司当前已投入运营项目。预计这些项目在未来2年逐步完工（在建项目在2020年底将大部分竣工并网发电）。
7.2 项目区域介绍
湖南和广西的项目有一定的代表性。
湖南道县、湖南江华县、广西富川县由南向北排列，左右两边大山围堵，形成岭南山脉一个重要垭口。全年可利用小时数在2500～2800小时。（公司在2020上半年出售湖南江华县东田48MW项目，该项目为2015年建成独资项目，2020年风机发电效率约为2015年风机发电效率的2倍。）
八、项目出售，腾龙换鸟
公司2020年出售了639MW的权益电站容量，主要是补贴拖欠严重、IRR回报偏低的电站。其中云南的光伏电站电价接近1元，补贴拖欠7毛多，为公司质地较差资产，出售价格仅0.83PB。公司今年出售的风电项目都在1PB 以上。（当前二级市场公司股价在0.5PB水平，而一级市场电站出售却大于1PB，这是一种价格倒挂。实际上，协合的优质风电站在一级市场是可以卖到1.5PB甚至更高的价格的。）
我们统计了今年全行业中出售的主要光伏电站项目，出售价格大多低于1PB。这也侧面反映了：当前存量补贴光伏电站的价值低于存量风电电站价值。
通过出售补贴拖欠电站，置换入平价无补贴电站，可以大幅度改善公司的现金流。在绿电补贴拖欠严重，国网发债遥遥无期的情况下，民营企业纷纷出售补贴拖欠电站不失为明智之举。对于高负债经营的企业，现金流的安全永远是第一位的。
2020年协合新能源的权益装机容量可能与2019年持平或略有下降，但是通过这种腾笼换鸟之术，公司资产质量已经大幅改善。目前整个行业估值跌破净资产的主要原因就是绿电补贴拖欠，当协合新能源通过主动置换，全部持有电站均为无补贴电站的时候，市场自然会给予协合新能源正常的估值水平。
九、运维板块
公司北京总部300多人中约有150多人为运维管理人员。当前运维业务管理750万千瓦，运维业务净利润约5000万，未来可考虑分拆上市。
目前苹果公司在中国投资的134MW风电场中，70%容量的风电场选择了协合运维来提供优质的资产管理服务（实际上苹果这几个风电站就是前几年协合卖给苹果公司的）。当前运维板块的净利润不足以抵消总部管理费用，可暂时忽略。
十、财务分析
1. IRR模型测算
吉林通榆198MW风电平价项目，经测算，全投资IRR达到15%以上，考虑贷款后的EIRR水平接近30%，这可能是他最赚钱的一个项目。
2. 绿电补贴
公司通过出售带有绿电补贴的项目，置换为新投产的平价项目，以降低每年累积的绿电补贴。截止2020年中期累积应收绿电补贴9.4亿。今年下半年公司又陆续出售410MW的带有绿电补贴的项目，预计年末公司应收绿电补贴将显著下降。
3. ROE
公司ROE较低，主要原因有两点：
第一，当前净资产中含有约8.3亿的商誉，主要是公司2007年借壳上市时产生，后采用新的会计准则商誉被分摊到各个存量电站中。随着公司存量带补贴拖欠电站项目的逐步出售，公司商誉会逐年降低。商誉降低后公司ROE会逐步提升。
第二，因为绿电补贴拖欠，公司有约9.4亿元应收补贴未到位，这部分钱无法形成现金流，并进行有效的循环再投资，拉低了公司的盈利能力。随着存量补贴项目的出售，公司可回笼现金，切实降低应收绿电补贴，改善现金流结构，实现再投资循环，提升公司盈利能力，从来带来公司ROE的提升。
根据公司现有项目的E IRR 水平（20%左右），我们预计未来公司的ROE会逐步提升到15%以上，理想状态下，可超过20%。
4. 毛利率、管理费率、财务费率
公司毛利率维持在60%以上，比较稳定。这跟公司的商业模式有关系，成本的大头来自风电站和光伏电站的折旧。公司管理费率在16%附近，我们认为处于略高水平。根据公司说法：除去正常经营的管理开支外，部分费用为新项目拓展的费用支出，员工股权激励费用、绿电补贴拖欠的折现值差价计提和商誉减值等。这部分费用无法详细拆分，后期需持续跟踪关注，看公司管理费率是否有持续下降趋势。
公司财务费率维持在20%附近，财务费率跟公司的负债经营商业模式有关，半年报公司资产负债率68.8%，有息负债/净资产=136%。财务费率中不含资本化部分，近几年公司在建风电、光伏发电项目较多，因此有部分利息进行了资本化处理。因下游客户为电网公司，基本可实现发电量的全额上网，因此公司营销费率极低可以忽略。
5. 资产负债率
6. 有息负债
十一、管理层简介
老板刘顺兴（58岁）是电力专业科班出身，早年在发改委下节能局工作，后任央企中国节能公司副总裁，现持有公司约15%股份，有控制权股份约22%；公司多位高管来自监管部门和国企同行。
刘建红（50岁）董事会副主席：中国人民大学法学院硕士学位及中欧国际工商学院高级管理人员工商管理硕士学位曾为中国节能投资公司之法律总负责人，从事资产管理、国营企业之资产重组、并购及其他法律事务。
桂凯（61岁）执行董事，行政总裁：中国矿业大学硕士学位、教授级高级工程师。曾任煤炭部科技情报研究所主任科员、煤炭部综合利用局处长、中国煤炭综合利用集团公司总经理、国华实业有限公司总经理、国华能源投资有限公司副总经理、神华科技发展有限公司总经理、神华销售集团有限公司董事兼总经理。
牛文辉（49岁）执行董事、首席财务执行官：北京航空航天大学工商管理硕士学位。曾担任中国瑞联实业集团副总裁及彩虹集团深圳分公司财务总监。
尚笠博士（46岁）执行董事：美国普林斯顿大学计算机工程博士学位。在信息物理融合系统、嵌入式系统、计算机系统及纳米技术等方面拥有丰富经验及知识。彼为科罗拉多大学博尔德分校电子计算机与能源工程系副教授，并任同济大学讲座教授。2012 同济大学申请的国家自然科学基金 28 项通过，其中重点项目仅 1 项，为尚笠的《智能电网信息系统的体系结构和验证环境》项目。
翟锋（53岁）执行董事：工商管理硕士、律师、高级经济师。曾任上海申华控股股份有限公司总裁助理、法律部部长、董事会秘书、金杯汽车股份有限公司董事等职。现任上海申华控股股份有限公司董事、副总裁、广发银行股份有限公司监事等职。
公司有约2亿股的股份奖励计划，用于管理层激励。股权结构可以看出：华电集团作为国企持有公司10%的股份，刘顺兴自己可能持股15%左右，投票权22%，他的持股比例不是特别高，导致这个公司没法私有化。
十二、风险提示
1、若补贴持续拖欠，则公司的现金流将持续紧张，公司不得不持续出售补贴电站，这将造成2年左右的时间之内公司的运营电站容量不增长或者增长缓慢。拖累 1～2年的业绩成长。
2、这是高杠杆的行业，如果未来进入恶性通胀滞涨这种情况下，拿到贷款的利率如果飙升到百分之七八甚至10%以上，这公司就活不下去了。公司是重资产，一次性投入，未来现金流流入逐期归还贷款，整个贷款期限一般超过10年，若期间贷款利率有剧烈上行，则公司盈利模型的IRR回报将下降，极端情况下会出现亏损。但反过来未来如果大概率是这种低利率环境利率持续下降的话，对他反而有益。
3、最大的风险是市场化电量交易带来的不确定性风险。当前风光非水电力的市场化交易程度不高。若未来出现新能源电力过剩，市场化交易电量增加甚至低价恶性市场化电力竞争的情况下，公司的盈利模型IRR也将会下降。从竞争的角度来讲，市场化是未来的一个必然趋势。技术进步后，必须得降价或者是市场化交易。
问答环节 Q&A
Q1：公司历史上的分红率大概是多少？为什么新能源企业那么多，你挑中这一家，他有什么特别的？
A1：这个企业的寿命还比较短，以前他是搞EPC专门给人建设的，他的项目大部分是近三年才建起来的，这个企业也没多少历史。最近这三年的话分红还是比较稳定，30%的分红。0.5PB的估值，股息率还是非常高的，能到6%，估值便宜。
另外我认为历史的存量光伏电站是没有投资价值的，从前面出售表可以看出来，今年出售的大部分光伏电站都是以0.8Pb甚至更低的Pb在出售，但是协合出售的风电项目都是1.3Pb甚至1.5Pb，从这个就可以看出，在存量的项目中，风电的价值是远远大于光伏的价值。此外，我选择协和的一个原因是他是更注重资本回报的一家民企。
Q2：怎么去给公司估值？
A2：我是数过他的项目的。公司给的说法是他们的项目大部分是20%以上的回报，我跟几个投资人的看法是大于15%是有非常大概率的。只要持续的能拿到这种项目，可以认为这个公司的成长性就是15%，而一级市场给他的估值是1.5以上PB来拿项目。从这两个角度来讲的话，现在0.5PB的估值是严重低估的。
Q3：风电明年就能实现平价吗，还是说过几年才有可能？真正像光伏一样获得平价上网的能力？
A3：实际上我认为现在投资人有一个误区，今年光伏实在是太热了，大家觉得光伏已经完全平价了，实际上不是，国内外电价不一样，光伏是在海外平价了，尤其是在赤道附近的这些国家。中国的光伏产业链的上游是面向全世界的，不是针对中国一个市场。中国的光照条件不如其他地方，现在国内光伏的平价能力实际上不如现在国内风电，这个是可以印证的。
一些业内的人士，他们认为全国的陆上风电今年已经完全平价了，但是海风是没有平价的。今年2020年有很多平价的风电项目，而且很多是回报率特别高的。
今年抢装潮中，风机不含塔筒的价格到了快4000元的水平，最近慢慢往下降到3300，我觉得这对中游或者上游来说是利空，比如金风科技。前两天出了一个新闻：三一重能在一个大基地项目中投出的标价是买风机3000块钱送塔筒。搅局者进来之后，上游降价降得非常厉害。预计2021年上游的风机会非常便宜，对于下游来说是获利的——成本低了但电价不变，对下游的风力发电电站运营是一个利好。看风电行业的未来的话，一两年内确实不是很好，一是竞争激烈以及装机能力下降，二是成本下降得不是特别快。风资源比光资源要差一些，因为中国的光伏是面向全世界的，但是中国的风能产业链在全世界还没有特别好的竞争力，导致风能产业链上游的风机还有零部件等产业链在未来一两年可能不是特别有优势。但是未来对下游电站是一种利好，2020年，做风电场的利润是要高于做光伏电站的利润的。
Q4：随着技术的进步和度电成本的下降，无论是光伏还是风电的电站资产是不是跟时间不是做朋友？时间越来越推移，他的技术越落后。
A4：我最后讲的担忧就是市场化，即会不会搞市场化交易，尤其这种10年前建的老电站，他的成本就是1块钱，如果搞市场化交易按两毛钱的价格来收电，这是很不合理的事情。现在西部的个别省份有这种趋势，但是大范围的可能性还不是特别大，因为国家总体上是鼓励这个事情。我觉得大规模的让存量电站变成一个垃圾资产是本末倒置了，这个就很严重了，毕竟里边参与的主流玩家是国企，所以说这个担忧发生的概率不是很大。
另外，我觉得如果不发生大规模的市场化交易的话，新建的电站搞市场化交易是合理的。平价不是终点，终点是竞价、市场化交易，这个才是未来的大方向。
补充：我补充一点，同样一兆瓦的风和光，光伏可能需要1万平米的场地，风能只需要三四百平米的空间，这个差别非常大。对于未来光伏我有一定担忧，因为地方政府发现这太赚钱之后，可能会收租金或者是收资源税。
最后，我们讲的这些标的都不作为推荐的理由，仅供参考。
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