在新能源发电基本摆脱补贴依赖之后，制造环节仍在持续降低发电成本，进而带来新投运运营商项目的经济性提升。同时，电价体系的变革，使绿电在部分市场出现一定溢价也成为可能。此外，之前影响运营环节估值的不确定因素均得到改善，尤其是拖欠补贴也有望得到解决。综上，预计运营环节有望迎来一定的重估。

　　运营商的长期回报率可能提升。2021 年光伏与陆上风电全面平价，主要与这两个子行业持续降本增效有关：过去10 年光伏组件价格下降90%，效率持续提升；风电成本在2021 年快速下降系大型化技术革命。制造环节主旋律始终是降本提效，即便在摆脱补贴依赖后仍在持续降本，从而提升了运营环节项目收益率，这个演变奠定了运营环节价值重估的基础。

　　能耗双控有望进一步提升新能源运营商收益。我国从“十一五”规划就将单位GDP能耗降低作为约束性指标，2019 年发改委817 号文规定各地方政府非水可再生能源(光伏+风电)最低消纳权重和激励值，并提出新能源消纳比例超过激励值部分可不再计入能耗双控指标，此后进一步提出最低消纳权重以上部分全部不计入能耗双控指标。对于能耗指标短缺却又希望尽量减少限电对工业企业影响的地方政府，加大对新能源的支持可能是最优解。2021 年12 月23 日、12 月25 日，江苏、广东电力交易中心对2022 年电力市场年度交易结果进行公示，其中参与交易的绿电成交价较当地煤电基准价高6-7 分/kwh，随着电力交易市场不断完善，新能源运营商收益有望进一步提升。

　　压制运营商估值的不确定因素在减弱。目前弃风弃光稳定在5%以下，不确定性减弱，而早先国内风电项目弃风率与装机关系密切，往往某一年新增装机规模大就会导致次年弃风率提升，直接影响运营商的资产收益。此外补贴拖欠规模持续提升影响了运营公司现金流、财务成本及其资产开支能力，截至2019/2020 年，运营商应收账款占总流动资产比重在75-80%，占总资产比重约为12-15%。目前运营商应收款/长期借款基本在40%左右，形成的利息支出(未考虑短期贷款)对净利润的影响较大，若补贴拖欠可以一次性解决，预计运营商财务费用将有比较大的下降，同时，其扩张能力也更强。

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