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众所周知，水电是一门好生意。得天独厚的自然资源，源源不断的上游来水，一座运营良好的水电站说是“印钞机”也不为过。
得益于此，A股上市公司长江电力股价持续稳定攀升，且自上市以来每年分红，于长期持股的投资者而言，不仅收益颇丰，而且持股体验极佳。除长江电力外，其他如川投能源、国投电力、三峡水利等水电股长期回报率丰厚。
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从逻辑上讲，风光电同样是取自自然资源的商业模式，近年来，国内风光装机规模的持续扩大，国内绿电行业方兴未艾。
以美股市场来看，绿电运营商新纪元能源股价走出了一条近乎完美的上扬曲线。这进一步加强了国内部分投资者的预期，那么不同国情背景下，国内绿电行业能否也能如水电行业般批量产出牛股呢？
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一、水电站与绿电站的对比
水电相较于绿电具有无可比拟的优势。
绿电主要包括太阳能、风力、生质能、地热等，国内主要是风光能源。不管是水电还是风光绿电，其基本的商业模式都是前期高资本投入进行建设，然后通过持续发电销售创造营收，经营阶段中主要成本来自于固定资产的折旧、和日常运维费用，理想状态下是伴随着公司利润产生，公司只需将有息负债中高利率的偿还掉，当固定资产折旧完毕后，公司每年只需要付出少量的运维成本就能持续不断的创造的正向现金流。
虽然基本商业模式相似，但水电的实际使用寿命远高于折旧年限。水电站的前期投资，主要包括永久性建筑工程（例如大坝、溢洪道、输水隧洞等）、机电设备的购置于安装、临时工程及库区移民安置费用等。
其中在建成后归属于固定资产的主要包括大坝、挡水建筑物、房屋及建筑物和机电设备，这是一个水电站的核心资产。大坝占固定和房屋占固定资产的比例约为65%，发电机组占比约为35%。
水电站在建成运营中主要成本来自于固定资产的折旧，根据现有会计政策和会计估计，水电站大坝的折旧年限约为45-50年，水轮机发电机组为12-18年。而事实上，大坝和水轮发电机组的实际使用年限均远高于此值。
根据我国水利部2014年发布的《水利水电工程合理使用年限和耐久性设计规范》，明确规定一级回水建筑物(大坝)的设计使用年限为150年，而水轮发电机，根据华能水电披露的信息，水电站发电机组使用寿命一般为40-50年。
折旧年限和实际使用年限的巨大差异也就意味着，在固定资产折旧完毕后，水电站实际上依旧能够良好的运转，刨开大额折旧成本，每年只需要付出少量的运维成本就可以创造出不低于此前的现金流，进而创造出更高的净利润。
风光电与水电则不同，其折旧年限和实际使用年限差距不大。
风电站方面：在风电站的前期投入建设上，不管是陆风还是海风，风机塔筒等各项设备都占据其总成本的70%以上，而用海（地）费用占比较低。
根据三峡能源的信息披露，公司海风设计的使用寿命为25年，折旧年限为20年。与海风相比，陆风的实际使用寿命更低，只有20年，折旧年限同样为20年。因此在实际运营期内，风电站运营商基本上每年都需要承担这部分固定的折旧成本。
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光伏电站方面：电站的初始投资成本也主要是设备类资产的投入，占比在60%以上，前期的一次性土地成本，开发管理费用占比较低。根据A股上市公司芯能科技披露的信息，公司的光伏电站根据光伏组件的平均使用年限，设计寿命为25年，折旧年限为20年，差距不大。
由此可见，由于水电的实际使用寿命远高于其会计折旧年限，在固定成本折旧摊销完毕之后，在后续无需大额资本开支的情况，水电站依旧有至少几十年的时间继续保持良好运营，从而可以积累下更多的自由现金流。
而风光电站由于其实际使用寿命和折旧年限差距较小，那么也就意味着在初始的第一批电站寿命到期后，将要重新增加资本开支进行项目建设，在现金流的积累上会劣于水电模式。
从目前的市场状况来看，未来几十年，风光都将处于不断新增装机规模的过程中，那么在现金流端，也就不存在类似像目前水电站那样高额分红的状态。
不过同样的，在装机规模持续扩大的过程中，其净利润也将呈现不断增长的态势。因此从投资的成长性方面：绿电>水电，而从经营的稳定性，现金分红方面：水电>绿电。
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二、中外电力市场差异
市场化是美股电力股走牛的基础，国内绿电企业具有走牛的基础。
美国电力市场方面：在美国电力消费市场居民用电占比将近40%，商业用电占比为35%左右，工业用电占比大约25%左右。其7大区域电力批发市场均采用了典型的集中式电力市场模式。电力市场运营机构为独立系统运营商（ISO）或区域输电组织（RTO）。
在ISO/RTO市场框架下，所有的电量都在实时市场交割，市场参与方都会建立对实时电价的预期，并基于这一预期进行远期决策，对实时电价的预期决定了日前电价和远期电价。
因此在极端市场状况下，当受到恶劣天气影响，电力生产供应不足时，在需求端的电价就会飙升。但这种媒体所报告的状况并非常态，2021年美国用电数据显示，美国每月人均用电量达到371.2度，电费的均价约为13.73美分/度，折合人民币0.87元。市场化改革使得电力公司能够获得合理的利润。
国内电力市场方面：目前我国市场化改革仍处于进行时，电力市场采取双轨制。在计划轨，沿用传统 的政府定价体系，由电网企业统购统销。各省发改委核定不同电源的上网电价和面向不同用户的销售电价，由位于中间环节的电网公司进行统购统销。在此过程中，通过人为降低农业、居民销售电价，同时提高工商业销售电价、降低部分电源的上网电价，实现交叉补贴。
在市场轨，电能量市场中，主要由工商业用户和煤电企业形成市场化电价。发改委核定电网输配电价，发电企业与工商业用户能够在政府设定的浮动范围内通过自主协商、集中竞价等方式形成交易电价。
这部分市场在一定程度上也受到政府所制定的基准价影响，2021年10月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439 号），推动燃煤发电量全部进入电力市场，并将市场交易电价浮动范围由-15%~10%扩大至-20%~20%，同时推动工商业用户全部进入电力市场，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。此政策的推出在一定程度上有助于火电企业改善其在高煤价下的经营状况。
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在这样的市场背景下，我国电力市场消费终端居民用电和工商业用电存在显著差异，表现为工业用电价格远高于民用电力。
在我国的整个市场用电结构中，工业用电接近70%，居民用电仅约14%。造成火电企业投资价值差的原因是煤炭价格的大幅波动，当成本端大幅增加时，价格端被限制弹性不足，从而使得企业陷入亏损。
在电力市场化改革的背景下，居民农业销售电价保持相对稳定，略有上涨空间。我国居民电价受交叉补贴的影响，在世界范围均属于较低水平2021 年 6 月 24 日，国家发改委公开表示“与国际上其他国家相比，中国居民电价偏低，工商业价格偏高。下一步要完善居民阶梯电价制度，使电力价格更好反映供电成本”。
根据《关于加快全国统一电力市场体系的指导意见》，全国统一电力市场建设将统筹考虑企业和社会的电力成本承受能力，做好基本公共服务供给和电力市场建设的衔接，保障电力公共服务供给和居民、农业等用电价格相对稳定。
因此，随着电价机制逐步理顺，计划电量逐步进入市场，居民农业销售电价将保持相对稳定，并存在以拉大阶梯价差，压缩阶梯空间的手段上涨的可能。
工商业电价以电力市场化改革为主线实现上涨。根据《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，取消工商业目录销售电价，有序推动工商业用户全部进入电力市场。电网公司代理购电业务作为目录销售电价取消后的过渡性措施，通过挂牌交易和集中出清等方式确定代理购电价格。
综合来看，自 2021年 12 月电网代理购电业务开展以来，代理购电价格均高出基准价（当地燃煤标杆电价），甚至存在长期顶格向上 20%浮动的情况。
根据国家发改委办公厅《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格[2021]809 号）文件，各地将推进放开发电计划，推动更多工商业用户直接参与电力市场交易，不断缩小电网代理购电范围和规模。
可以预见，市场化不断推进的情况下，工商业用户的销售电价将以电力市场化改革为变化主线实现上涨。
同时，工商业用户电价将以不同行业区分，分门别类实现上涨。根据国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%的限制。电网代理购电业务对高耗能企业提出“原则上要直接参与市场交易，暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电，用电价格为电网企业代理购电价格的1.5 倍”的规定，成为工商业用户中首个涨电价的行业。
2022 年 5 月，浙江省发改委能源局联合发布《关于调整高耗能企业电价的通知（征求意见稿）》，对部分负荷条件的高耗能企业电价提高 0.172 元/kWh。因此，工商业用户电价在跟随市场化推进上涨的过程中，各个行业的步伐和节奏也将有所差别，预计高耗能产业电价将率先上涨。
于绿电企业而言，由于其在建成后无需像火电一样需要承受发电材料的价格波动，其核心竞争要素在于和其它发电主体在成本端的竞争，在电力消纳方面，电价端的波动对公司影响较大，在经过技术进步降本，电力市场化改革发展下，国内绿电企业有有望复制美股绿电运营商新纪元能源的走势。
三、国内绿电的降本增收前景
技术进步将推动绿电行业持续降本，碳中和背景下绿电企业有望享受更高溢价。
目前我国不同发电主体的上网电价是存在显著差异的，售电企业从不同类型发电厂购买电力的成本并不相同。下图为智汇光伏在2021年2月所整理的一份我国各类发电项目的电价范围，由于时效性的原因，目前的情况与此有差异，但由此也可看到在行政指令下，为了促进某些发电主体的发展，在定价端给到了政策性的支持。但“双碳”目标下新能源发电比例将不断增加，风光电需要从政策补贴推动切换至市场推动。
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1、成本端：技术进步带来发电成本下降
从光伏的平价上网到陆风、海风，技术进步推动着行业从政策补贴发展到市场驱动发展。光伏组件、风电设备的技术创新有助于更好地利用风光等可再生能源，提升风光发电效率，增加风光发电企业利用小时数。由于利用小时数的增加，进而摊薄单位电价的成本。
根据IRENA 统计，中国光伏平均度电成本近 10 年下降了 85%，风电平均度电成本近 二十多年下降了82% 。
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根据BNEF预测，展望 2030 风电与光伏随着风机大型化与组件效率不断突破，单瓦成本降低，平均度电成本也还将进一步下降。
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光伏市场方面：组件光电转化效率提升、跟踪支架使用、硅片新材料使用等技术创新将有助于促进光伏发电利用小时数增长。以组件光电转化效率为例，电池技术创新将推动光伏光电组件转化效率持续增长，而据我们测算，当光电组件转化效率由23.0%升至26.5%时，给定的光伏电站的利用小时数将由1318小时增至1519小时，增长15.25%。
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风电方面：风机大型化轻量化发展、智能化运维等将促进风力发电效率增长。根据中泰证券的测算，在给定功率曲线和地区风能小时概率分布的基础上，当风机叶轮直径为 120 米时，3、4、6、8MW 风机对应的利用小时分别为 1703、1916、2159、2249 小时，6MW 风机较 3MW 风机利用小时数增加 26.78%，8MW 风机较 4MW 风机利用小时数增加 17.38%。
当风机容量为3MW时，当叶轮直径由 120 增至 170 米时，利用小时数由 1703小时增至 2314小时，增长35.88%。
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2、售电端：碳中和背景下绿电享受更高溢价
2021 年 9 月国家发改委与能源局下发的《绿色电力交易试点工作方案》，将光伏、风电发电企业所发的上网电量，纳入指定电力市场进行交易，并为其分档。
第一档即最优先安排的是无享受国家补贴、无保障性收购安排的电量；第二档为保障性收购电量；第三档为补贴电量，但溢价将于补贴所抵消，避免绿色属性双重收费。
绿电市场化交易的启动一方面将绿电发电量最大程度的消纳，另外一方面绿电资产除了可以带来正常的电力供应收益外，还可以通过出售 绿色电力证书、碳排放权（CCER ）以及进行绿电市场化交易这三条途径来兑现自身的绿色溢价，简单说就是绿电要较火电卖出溢价，其和碳交易市场息息相关，因为下游部分消费端的用户，如钢铁、冶炼等用电大户，由于碳排放需要购买碳积分，如果用绿电就可以减少碳排放。
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四、绿电企业投资关注要点
风电、光伏项目盈利能力主要取决于上网电价、利用小时数、初始投资成本三大因素。而上网电价与初始投资成本往往在项目申报、投资与建造时点得以确定，因此投资时点的电价与单位成本情况决定了未来装机容量增长对公司业绩的贡献能力。
上网电量与装机容量和利用小时数息息相关，因此就中期来看，具有地理资源优势、未来装机规模大、融资成本低、绿电营收占比高的企业将更具备投资价值。
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这些数据靠投资者个人去逐一梳理难度系数较高，我们此处引用中泰证券研究所的所整理的A股标的来看，在剔除估值维度后，综合维度排序靠前的分别为华能国际、三峡能源、华润电力、福能股份、节能风电、中闽能源，就这些标的投资者可以从中再度进行逐个的详细研究。
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在新三板，绿电运营商主要有威宁能源（公司基本面详见：年利润3亿的创新层挂牌企业，有望成为北交所光伏电站第一股）、珠海港昇（公司基本面详见：新三板精选层之珠海港昇：靠喝西北风每年赚1亿多）、海控能源、金太阳，数量较少，这主要是因为新三板以中小型企业为主，而绿电行业投资所需资金规模庞大，而且投资回报周期长。以五大央企发电集团为主：华能、华电、大唐、国电投、国家能源集团，以及三峡、华润中核等央企。
五、绿电企业投资的风险
1、价格方面：部分省份实行绿电项目向下竞价，导致申报电价大幅低于基准燃煤价，降低投资收益率。比如今年3月23日上海市发改委公布三峡集团、上海绿能、中海油融风能源联合体为金山海风一期项目第一中标人，申报电价低至 0.302 元/kWh，远低于0.4155元/kWh 的上海市燃煤基准价。
2、成本方面：大部分省份对新建绿电项目提出配置储能要求，导致建设成本上升。自2021年起，全国超过 23 个省份对于新建的光伏和风电项目都提出了相关配储能要求。
3、装机方面：若未来风机及光伏设备降本进度不及预期乃至上涨，绿电行业投资收益将收到影响，整体装机量会不及规划预期。
4、补贴发放方面：目前应收绿电补贴仍未完全解决，今年累计已发放三批的可再生能源补贴（500/500/399亿元），头两批发放对象主要是五大电力央企，而存量未解决补贴规模仍有约3,000亿元左右。
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特别说明：文章中的数据和资料来自于公司财报、券商研报、行业报告、企业官网、公众号、百度百科等公开资料，本人力求报告文章的内容及观点客观公正，但不保证其准确性、完整性、及时性等。文章中的信息或观点不构成任何投资建议，投资人须对任何自主决定的投资行为负责，本人不对因使用本文内容所引发的直接或间接损失负任何责任。
得益于此，A股上市公司长江电力股价持续稳定攀升，且自上市以来每年分红，于长期持股的投资者而言，不仅收益颇丰，而且持股体验极佳。除长江电力外，其他如川投能源、国投电力、三峡水利等水电股长期回报率丰厚。
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从逻辑上讲，风光电同样是取自自然资源的商业模式，近年来，国内风光装机规模的持续扩大，国内绿电行业方兴未艾。
以美股市场来看，绿电运营商新纪元能源股价走出了一条近乎完美的上扬曲线。这进一步加强了国内部分投资者的预期，那么不同国情背景下，国内绿电行业能否也能如水电行业般批量产出牛股呢？
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一、水电站与绿电站的对比
水电相较于绿电具有无可比拟的优势。
绿电主要包括太阳能、风力、生质能、地热等，国内主要是风光能源。不管是水电还是风光绿电，其基本的商业模式都是前期高资本投入进行建设，然后通过持续发电销售创造营收，经营阶段中主要成本来自于固定资产的折旧、和日常运维费用，理想状态下是伴随着公司利润产生，公司只需将有息负债中高利率的偿还掉，当固定资产折旧完毕后，公司每年只需要付出少量的运维成本就能持续不断的创造的正向现金流。
虽然基本商业模式相似，但水电的实际使用寿命远高于折旧年限。水电站的前期投资，主要包括永久性建筑工程（例如大坝、溢洪道、输水隧洞等）、机电设备的购置于安装、临时工程及库区移民安置费用等。
其中在建成后归属于固定资产的主要包括大坝、挡水建筑物、房屋及建筑物和机电设备，这是一个水电站的核心资产。大坝占固定和房屋占固定资产的比例约为65%，发电机组占比约为35%。
水电站在建成运营中主要成本来自于固定资产的折旧，根据现有会计政策和会计估计，水电站大坝的折旧年限约为45-50年，水轮机发电机组为12-18年。而事实上，大坝和水轮发电机组的实际使用年限均远高于此值。
根据我国水利部2014年发布的《水利水电工程合理使用年限和耐久性设计规范》，明确规定一级回水建筑物(大坝)的设计使用年限为150年，而水轮发电机，根据华能水电披露的信息，水电站发电机组使用寿命一般为40-50年。
折旧年限和实际使用年限的巨大差异也就意味着，在固定资产折旧完毕后，水电站实际上依旧能够良好的运转，刨开大额折旧成本，每年只需要付出少量的运维成本就可以创造出不低于此前的现金流，进而创造出更高的净利润。
风光电与水电则不同，其折旧年限和实际使用年限差距不大。
风电站方面：在风电站的前期投入建设上，不管是陆风还是海风，风机塔筒等各项设备都占据其总成本的70%以上，而用海（地）费用占比较低。
根据三峡能源的信息披露，公司海风设计的使用寿命为25年，折旧年限为20年。与海风相比，陆风的实际使用寿命更低，只有20年，折旧年限同样为20年。因此在实际运营期内，风电站运营商基本上每年都需要承担这部分固定的折旧成本。
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光伏电站方面：电站的初始投资成本也主要是设备类资产的投入，占比在60%以上，前期的一次性土地成本，开发管理费用占比较低。根据A股上市公司芯能科技披露的信息，公司的光伏电站根据光伏组件的平均使用年限，设计寿命为25年，折旧年限为20年，差距不大。
由此可见，由于水电的实际使用寿命远高于其会计折旧年限，在固定成本折旧摊销完毕之后，在后续无需大额资本开支的情况，水电站依旧有至少几十年的时间继续保持良好运营，从而可以积累下更多的自由现金流。
而风光电站由于其实际使用寿命和折旧年限差距较小，那么也就意味着在初始的第一批电站寿命到期后，将要重新增加资本开支进行项目建设，在现金流的积累上会劣于水电模式。
从目前的市场状况来看，未来几十年，风光都将处于不断新增装机规模的过程中，那么在现金流端，也就不存在类似像目前水电站那样高额分红的状态。
不过同样的，在装机规模持续扩大的过程中，其净利润也将呈现不断增长的态势。因此从投资的成长性方面：绿电>水电，而从经营的稳定性，现金分红方面：水电>绿电。
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二、中外电力市场差异
市场化是美股电力股走牛的基础，国内绿电企业具有走牛的基础。
美国电力市场方面：在美国电力消费市场居民用电占比将近40%，商业用电占比为35%左右，工业用电占比大约25%左右。其7大区域电力批发市场均采用了典型的集中式电力市场模式。电力市场运营机构为独立系统运营商（ISO）或区域输电组织（RTO）。
在ISO/RTO市场框架下，所有的电量都在实时市场交割，市场参与方都会建立对实时电价的预期，并基于这一预期进行远期决策，对实时电价的预期决定了日前电价和远期电价。
因此在极端市场状况下，当受到恶劣天气影响，电力生产供应不足时，在需求端的电价就会飙升。但这种媒体所报告的状况并非常态，2021年美国用电数据显示，美国每月人均用电量达到371.2度，电费的均价约为13.73美分/度，折合人民币0.87元。市场化改革使得电力公司能够获得合理的利润。
国内电力市场方面：目前我国市场化改革仍处于进行时，电力市场采取双轨制。在计划轨，沿用传统 的政府定价体系，由电网企业统购统销。各省发改委核定不同电源的上网电价和面向不同用户的销售电价，由位于中间环节的电网公司进行统购统销。在此过程中，通过人为降低农业、居民销售电价，同时提高工商业销售电价、降低部分电源的上网电价，实现交叉补贴。
在市场轨，电能量市场中，主要由工商业用户和煤电企业形成市场化电价。发改委核定电网输配电价，发电企业与工商业用户能够在政府设定的浮动范围内通过自主协商、集中竞价等方式形成交易电价。
这部分市场在一定程度上也受到政府所制定的基准价影响，2021年10月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439 号），推动燃煤发电量全部进入电力市场，并将市场交易电价浮动范围由-15%~10%扩大至-20%~20%，同时推动工商业用户全部进入电力市场，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。此政策的推出在一定程度上有助于火电企业改善其在高煤价下的经营状况。
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在这样的市场背景下，我国电力市场消费终端居民用电和工商业用电存在显著差异，表现为工业用电价格远高于民用电力。
在我国的整个市场用电结构中，工业用电接近70%，居民用电仅约14%。造成火电企业投资价值差的原因是煤炭价格的大幅波动，当成本端大幅增加时，价格端被限制弹性不足，从而使得企业陷入亏损。
在电力市场化改革的背景下，居民农业销售电价保持相对稳定，略有上涨空间。我国居民电价受交叉补贴的影响，在世界范围均属于较低水平2021 年 6 月 24 日，国家发改委公开表示“与国际上其他国家相比，中国居民电价偏低，工商业价格偏高。下一步要完善居民阶梯电价制度，使电力价格更好反映供电成本”。
根据《关于加快全国统一电力市场体系的指导意见》，全国统一电力市场建设将统筹考虑企业和社会的电力成本承受能力，做好基本公共服务供给和电力市场建设的衔接，保障电力公共服务供给和居民、农业等用电价格相对稳定。
因此，随着电价机制逐步理顺，计划电量逐步进入市场，居民农业销售电价将保持相对稳定，并存在以拉大阶梯价差，压缩阶梯空间的手段上涨的可能。
工商业电价以电力市场化改革为主线实现上涨。根据《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，取消工商业目录销售电价，有序推动工商业用户全部进入电力市场。电网公司代理购电业务作为目录销售电价取消后的过渡性措施，通过挂牌交易和集中出清等方式确定代理购电价格。
综合来看，自 2021年 12 月电网代理购电业务开展以来，代理购电价格均高出基准价（当地燃煤标杆电价），甚至存在长期顶格向上 20%浮动的情况。
根据国家发改委办公厅《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格[2021]809 号）文件，各地将推进放开发电计划，推动更多工商业用户直接参与电力市场交易，不断缩小电网代理购电范围和规模。
可以预见，市场化不断推进的情况下，工商业用户的销售电价将以电力市场化改革为变化主线实现上涨。
同时，工商业用户电价将以不同行业区分，分门别类实现上涨。根据国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%的限制。电网代理购电业务对高耗能企业提出“原则上要直接参与市场交易，暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电，用电价格为电网企业代理购电价格的1.5 倍”的规定，成为工商业用户中首个涨电价的行业。
2022 年 5 月，浙江省发改委能源局联合发布《关于调整高耗能企业电价的通知（征求意见稿）》，对部分负荷条件的高耗能企业电价提高 0.172 元/kWh。因此，工商业用户电价在跟随市场化推进上涨的过程中，各个行业的步伐和节奏也将有所差别，预计高耗能产业电价将率先上涨。
于绿电企业而言，由于其在建成后无需像火电一样需要承受发电材料的价格波动，其核心竞争要素在于和其它发电主体在成本端的竞争，在电力消纳方面，电价端的波动对公司影响较大，在经过技术进步降本，电力市场化改革发展下，国内绿电企业有有望复制美股绿电运营商新纪元能源的走势。
三、国内绿电的降本增收前景
技术进步将推动绿电行业持续降本，碳中和背景下绿电企业有望享受更高溢价。
目前我国不同发电主体的上网电价是存在显著差异的，售电企业从不同类型发电厂购买电力的成本并不相同。下图为智汇光伏在2021年2月所整理的一份我国各类发电项目的电价范围，由于时效性的原因，目前的情况与此有差异，但由此也可看到在行政指令下，为了促进某些发电主体的发展，在定价端给到了政策性的支持。但“双碳”目标下新能源发电比例将不断增加，风光电需要从政策补贴推动切换至市场推动。
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1、成本端：技术进步带来发电成本下降
从光伏的平价上网到陆风、海风，技术进步推动着行业从政策补贴发展到市场驱动发展。光伏组件、风电设备的技术创新有助于更好地利用风光等可再生能源，提升风光发电效率，增加风光发电企业利用小时数。由于利用小时数的增加，进而摊薄单位电价的成本。
根据IRENA 统计，中国光伏平均度电成本近 10 年下降了 85%，风电平均度电成本近 二十多年下降了82% 。
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根据BNEF预测，展望 2030 风电与光伏随着风机大型化与组件效率不断突破，单瓦成本降低，平均度电成本也还将进一步下降。
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光伏市场方面：组件光电转化效率提升、跟踪支架使用、硅片新材料使用等技术创新将有助于促进光伏发电利用小时数增长。以组件光电转化效率为例，电池技术创新将推动光伏光电组件转化效率持续增长，而据我们测算，当光电组件转化效率由23.0%升至26.5%时，给定的光伏电站的利用小时数将由1318小时增至1519小时，增长15.25%。
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风电方面：风机大型化轻量化发展、智能化运维等将促进风力发电效率增长。根据中泰证券的测算，在给定功率曲线和地区风能小时概率分布的基础上，当风机叶轮直径为 120 米时，3、4、6、8MW 风机对应的利用小时分别为 1703、1916、2159、2249 小时，6MW 风机较 3MW 风机利用小时数增加 26.78%，8MW 风机较 4MW 风机利用小时数增加 17.38%。
当风机容量为3MW时，当叶轮直径由 120 增至 170 米时，利用小时数由 1703小时增至 2314小时，增长35.88%。
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2、售电端：碳中和背景下绿电享受更高溢价
2021 年 9 月国家发改委与能源局下发的《绿色电力交易试点工作方案》，将光伏、风电发电企业所发的上网电量，纳入指定电力市场进行交易，并为其分档。
第一档即最优先安排的是无享受国家补贴、无保障性收购安排的电量；第二档为保障性收购电量；第三档为补贴电量，但溢价将于补贴所抵消，避免绿色属性双重收费。
绿电市场化交易的启动一方面将绿电发电量最大程度的消纳，另外一方面绿电资产除了可以带来正常的电力供应收益外，还可以通过出售 绿色电力证书、碳排放权（CCER ）以及进行绿电市场化交易这三条途径来兑现自身的绿色溢价，简单说就是绿电要较火电卖出溢价，其和碳交易市场息息相关，因为下游部分消费端的用户，如钢铁、冶炼等用电大户，由于碳排放需要购买碳积分，如果用绿电就可以减少碳排放。
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四、绿电企业投资关注要点
风电、光伏项目盈利能力主要取决于上网电价、利用小时数、初始投资成本三大因素。而上网电价与初始投资成本往往在项目申报、投资与建造时点得以确定，因此投资时点的电价与单位成本情况决定了未来装机容量增长对公司业绩的贡献能力。
上网电量与装机容量和利用小时数息息相关，因此就中期来看，具有地理资源优势、未来装机规模大、融资成本低、绿电营收占比高的企业将更具备投资价值。
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这些数据靠投资者个人去逐一梳理难度系数较高，我们此处引用中泰证券研究所的所整理的A股标的来看，在剔除估值维度后，综合维度排序靠前的分别为华能国际、三峡能源、华润电力、福能股份、节能风电、中闽能源，就这些标的投资者可以从中再度进行逐个的详细研究。
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在新三板，绿电运营商主要有威宁能源（公司基本面详见：年利润3亿的创新层挂牌企业，有望成为北交所光伏电站第一股）、珠海港昇（公司基本面详见：新三板精选层之珠海港昇：靠喝西北风每年赚1亿多）、海控能源、金太阳，数量较少，这主要是因为新三板以中小型企业为主，而绿电行业投资所需资金规模庞大，而且投资回报周期长。以五大央企发电集团为主：华能、华电、大唐、国电投、国家能源集团，以及三峡、华润中核等央企。
五、绿电企业投资的风险
1、价格方面：部分省份实行绿电项目向下竞价，导致申报电价大幅低于基准燃煤价，降低投资收益率。比如今年3月23日上海市发改委公布三峡集团、上海绿能、中海油融风能源联合体为金山海风一期项目第一中标人，申报电价低至 0.302 元/kWh，远低于0.4155元/kWh 的上海市燃煤基准价。
2、成本方面：大部分省份对新建绿电项目提出配置储能要求，导致建设成本上升。自2021年起，全国超过 23 个省份对于新建的光伏和风电项目都提出了相关配储能要求。
3、装机方面：若未来风机及光伏设备降本进度不及预期乃至上涨，绿电行业投资收益将收到影响，整体装机量会不及规划预期。
4、补贴发放方面：目前应收绿电补贴仍未完全解决，今年累计已发放三批的可再生能源补贴（500/500/399亿元），头两批发放对象主要是五大电力央企，而存量未解决补贴规模仍有约3,000亿元左右。
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