2025.7.18新能源行业观察

一、核心投资逻辑：三大压制因素释放，行业迎来反转

新能源运营商的估值长期受电价、消纳、补贴三大因素压制。2025 年 1 月中央 136 号文出台后，推动新能源全面入市，三大因素逐步缓解，行业迎来价值重估。

从自由现金流折现模型（FCFF）拆解来看：收入端受电价下行影响，存量项目盈利下滑，增量项目盈利不确定性增加；支出端因新能源高装机导致资本开支高企；经营效率端因补贴应收账款占用资金，拖累现金流表现。

中央 136 号文推动下，电价形成 “中长期 + 现货” 结合的市场结算模式，中长期合同占比超 90% 成为压舱石，电价具备合理区间；消纳方面，市场引导理性投资，配套特高压、储能等建设加速；补贴方面，基金缺口已平衡，历史欠款风险可控。

二、电价：市场化机制确立，长期有底且风电优势显著

（一）电价下行压力及成因

1. 结算电价持续下滑

2. 风电：2020-2024 年，龙源电力、三峡能源等企业风电结算电价跌幅 3.3%-11.1%。

3. 光伏：同期光伏电价跌幅更大，华能国际、华电新能等企业跌幅达 8.9%-40.0%。

4. 下行驱动因素

5. 保障性收购比例下降：全额保障性收购制度弱化，市场化交易成为主流。

6. 市场化电价走低：新能源装机激增（2025 年 5 月装机超 17 亿千瓦），配套调节工程滞后，导致出力高峰时段低价竞销。

7. 平价项目摊薄：2021 年起新备案项目全面平价，拉低整体电价水平。

（二）136 号文构建可持续发展电价机制

1. 核心内容

2. 新老划断：以 2025 年 6 月 1 日为界，存量项目衔接原有保障性政策，增量项目通过竞价确定机制电价。

3. 差价结算：机制电量由电网企业按 “市场均价与机制电价差额” 结算，费用向用户侧传导。

4. 电价底线支撑

5. 以资本金 IRR=6% 为基准，集中式光伏需电价 0.238 元 / 千瓦时，而风电在同电价下 IRR 达 9.8%；当风电电价降至 0.197 元 / 千瓦时时，IRR 仍能维持 6%，同期光伏 IRR 仅 1.8%。

6. 现货市场中，风电出力曲线与电价曲线更匹配，2024 年多数地区风电现货均价高于光伏，如山西风电现货均价 268 元 / 兆瓦时，光伏 211 元 / 兆瓦时。

（三）绿证价值潜力

2024 年绿证核发量达 496488 万个，同比增长 271%，但受政策影响价格波动较大。2025 年以来政策完善推动价格回升，长期有望成为绿电收益补充。

三、消纳：理性扩张与配套建设缓解压力

（一）消纳现状与挑战

1. 装机与利用率矛盾：2024 年新能源发电量超 1.8 万亿千瓦时，占比 14%，但风电利用率降至 93.2%，光伏降至 94.2%（2025 年 5 月数据）。

2. 结构性问题：新能源装机集中于三北地区，与东部负荷中心错位，配套输电工程滞后。

（二）缓解路径与数据支撑

1. 市场引导理性投资

2. 消纳责任权重明确需求：2025 年各省非水可再生能源消纳权重普遍提升 1.1pct，高耗能行业（电解铝、钢铁等）绿电消费比例要求达 25.2%-70%。

3. 新增装机放缓：预计 “十五五” 期间风电年均新增 62GW，光伏 123GW，较此前增速下降。

4. 配套工程加速落地

5. 特高压：2025 年陇东 - 山东、哈密北 - 重庆等 ±800KV 项目投产，2026 年将新增甘肃 - 浙江、陕西 - 安徽等线路，提升跨区输送能力。

6. 调节能力建设：2025-2027 年计划年均新增消纳能力 2 亿千瓦，包括煤电灵活性改造 5-7 亿千瓦、抽水蓄能 2027 年达 8000 万千瓦、新型储能统一调度。

7. 绿电直连：政策明确物理直供模式，2025 年起支持分布式光伏外的新能源项目与用户直连，促进就地消纳。

四、补贴：基金平衡在即，历史欠款风险可控

（一）补贴现状与影响

1. 应收账款压力：截至 2024 年底，绿电板块应收账款占总资产比例达 15%，信用减值影响净利润 9.5%，显著高于水电（-0.4%）、火电（-2.1%）等板块。

2. 基金收支趋势

3. 收入端：2023 年可再生能源电价附加收入约 1729 亿元（适征电量 9.1 万亿千瓦时 ×0.019 元 / 千瓦时），年增速 6%。

4. 支出端：2021 年起无增量补贴，年支出规模达上限，预计 2025 年实现收支平衡，2036 年历史欠款（约 4000 亿元）自然解决。

（二）解决措施与影响

1. 专项融资：电网公司通过市场化融资解决补贴缺口，2022 年已设立北京、广州结算服务公司统筹管理。

2. 回收效益：若回收 20% 国补欠款，龙源电力可节省财务费用 1.91 亿元，净利润提升 2%；回收 80% 则撬动资本开支 1065 亿元，较 2024 年增长 397%。

五、投资分析：三类核心标的及数据支撑

（一）优质绿电运营商

• 龙源电力（H）：总市值 522 亿元，风电装机 30.4GW，占比 74%，2024 年净利润 64.2 亿元，PE 8.1 倍。

• 节能风电：总市值 195 亿元，纯风电装机 6.2GW，2024 年 IRR 14.6%，股息率 2.5%。

• 大唐新能源（H）：绿电占比 100%，风电装机 14.5GW，应收账款 228 亿元，占总市值 147%，存在减值冲回弹性。

（二）优质海风相关公司

• 中闽能源：海风装机 0.9GW，占比 95%，2024 年净利润 6.5 亿元，PE 15.4 倍。

• 福能股份：海风装机 1.8GW，2024 年净利润 27.9 亿元，股息率 3.3%。

（三）优质火转绿相关公司

• 华能国际（H）：绿电装机 37.9GW，占比 26%，2024 年净利润 101.8 亿元，股息率 6.1%。

• 华润电力（H）：总市值 1011 亿港元，绿电占比 47%，2024 年 PE 7.0 倍。

六、风险提示

1. 政策执行差异：地方入市细则可能导致区域收益率分化，如机制电量比例、竞价规则不同。

2. 供需波动：一次能源价格（如煤价）变动影响火电边际成本，进而波及电力市场价格。

3. 消纳节奏：2025 年新能源利用率目标 90%，若配套工程滞后，部分地区限电风险仍存。

数据附录

1. 装机与电量：2024 年新能源发电量 1.8 万亿千瓦时，2030 年目标 5 万亿千瓦时，CAGR 11.8%。

2. 特高压规划：“十四五” 期间投运 “24 交 14 直”，2025-2026 年新增 7 条 ±800KV 直流线路，输送能力超 1 亿千瓦。

3. 消纳权重：2025 年全国非水可再生能源消纳权重 14.8%，较 2019 年提升 5.5pct。

4. 估值对比：绿电板块平均 PB 0.7-1.4 倍，火转绿企业 PB 0.63-1.10 倍，海风标的 PE 8.2-15.4 倍。