公用事业及环保产业行业：新能源入市恰如那年火电风电资产脱颖而出_23页_2mb

公用事业及环保产业行业研究总结

核心内容

本报告围绕新能源市场化改革对行业的影响，重点分析了风电在市场化机制下的表现与投资价值，提出对风电运营商的买入建议。报告指出，新能源全面入市与火电入市有相似之处，但也存在差异，预计2025年风电将获得更优的市场定价与收益结构。

主要观点

1. 新能源入市背景与影响

• 新能源入市趋势：随着新能源装机容量超过火电，新能源全面入市政策落地，市场化交易将成为主流。
• 电价机制演变：新能源电价经历了“保量保价”（带补贴）→“保量限价”（平价+市场化）→“全面市场化”（新老划断+可持续发展价格结算机制）三个阶段，与火电改革路径相似。
• 市场化对IRR的影响：全面入市后，市场化交易部分折价对IRR有显著负面影响，但部分项目仍可通过机制电量兜底维持收益。
• 价外收益：绿电交易中，环境溢价与电能量价格脱钩，为新能源运营商带来额外收益，未来有望成为重要收入来源。

2. 风电为何胜出

• 出力曲线优势：风电出力高峰与光伏错位，有利于在现货市场中获得更优电价。
• 区域电价差异：省内α公司（具备高电价优势）在全面市场化后将更受益，建议关注具备高电价的区域风电资产。
• 海风发展潜力：海风项目因资源稳定、出力曲线与负荷曲线匹配度高，成为风电发展的下一站，预计“十五五”期间年新增装机中枢将超过20GW。
• CCER收益：海风项目符合CCER核发标准，预计CCER收入可达0.049元/KWh，远高于绿证收益。

3. 投资建议

• 陆上风电：建议关注龙源电力（H）、云南能投等具备高风电装机比例和优质资产的公司。
• 海上风电：重点推荐中闽能源、福能股份、新天绿色能源（H）、江苏新能等具备海风项目储备和开发能力的公司。

关键信息

市场化改革对收益的影响

• 补贴拖欠影响：补贴拖欠相当于降电价，影响IRR。以明阳REIT内蒙风电项目为例，国补延迟发放对IRR的影响等同于市场电降0.1元/KWh。
• 市场化电价波动：若电力供需趋缓，市场化电价可能下行，对新能源收益形成压力。
• 机制电量与溢价：纳入机制的电量，其市场交易均价与机制电价差额纳入系统运行费用，企业可获得溢价收益。

风电项目表现

• 利用率与收益：风电利用率高于光伏，尤其在三北地区，利用率下降幅度小于光伏。
• 区域差异：沿海省份风电利用率高，且电价稳定，具备更强的盈利潜力。
• 现货市场表现：风电现货均价下降幅度小于光伏，体现出力曲线优势。

海风项目发展

• 资源储备充足：沿海省份海风项目储备充足，深远海开发加速。
• 央企主导：电力央企在海风项目中占据主导地位，占25年重点项目容量的82%。
• 电价机制：海风项目已进入无补贴时代，竞价成为常态，但其电价仍优于其他可再生能源。

估值与盈利预测

• 港股性价比高：港股对应收资产容忍度更高，估值弹性较大。
• 重点公司估值：
  • 龙源电力（H）：总市值1067.9亿元，风电装机占比75%，2025年PE预期为6倍。
  • 新天绿色能源（H）：总市值261.0亿元，风电装机占比98%，2025年PE预期为6倍。
  • 云南能投：总市值105.0亿元，风电装机占比94%，2025年PE预期为12倍。
  • 江苏新能：总市值97.8亿元，风电装机占比67%，2025年PE预期为15倍。

风险提示

• 电价波动风险：若电力供需格局趋缓，市场化电价可能下行。
• 机制电量设置低于预期：地方细则可能影响机制电量与电价设置，导致收益不及预期。
• 补贴回收不及预期：若化债进度缓慢，补贴拖欠可能持续影响IRR与估值。

图表目录（摘要）

• 图表1：24年新能源装机已超煤电
• 图表2：24年近6成用电增量由新能源贡献
• 图表3：火电市场化改革三个时点对应的行业背景
• 图表4：新能源电价演变第一阶段：“保量保价”带补贴收购
• 图表5：新能源电价演变第二阶段：平价后“保量保价”+“市场化”共存
• 图表6：新能源电价演变第三阶段：全面市场化、配套“新老划断”+“可持续发展价格结算机制”
• 图表7：“价外”收益占发电侧比例将进一步提升
• 图表8：环境溢价与电能量价格脱钩
• 图表9：国网区域部分省份1H24绿电交易环境溢价情况
• 图表10：绿证交易平台3M25第一周绿证价格情况
• 图表11：非水可再生消纳责任权重分配与各省可再生资源禀赋成正比
• 图表12：非水可再生消纳责任权重紧贴实际装机情况，24年考核大幅趋严
• 图表13：重点新能源运营商23年末应收/3M25最新市值
• 图表14：重点新能源运营商近三年累计信用减值损失/23年利润总额
• 图表15：带补贴新能源项目补贴拖欠对IRR影响与降电价无异
• 图表16：沿海区域性风电度电盈利表现靠前
• 图表17：23/24年现货市场风/光/现货均价折溢价情况
• 图表18：三北地区风光利用率同比情况
• 图表19：全面市场化交易、电价下降对IRR影响较大
• 图表20：酒泉风电基地风场布局及海拔示意
• 图表21：酒泉风电基地瓜州区域日内出力曲线
• 图表22：酒泉风电基地昌马区域日内出力曲线
• 图表23：机制电量“折价补偿”场景下的超额收益
• 图表24：机制电量“溢价回收”场景下的超额收益
• 图表25：蒙西两项目限电率比较
• 图表26：蒙西两项目利用小时数比较
• 图表27：蒙西两项目市场电比例比较
• 图表28：蒙西两项目市场化电价比较
• 图表29：实际情景下单瓦收入拆解
• 图表30：假设全电量入市情景下，单瓦收入情况
• 图表31：预计国内“十五五”海风年新增装机中枢将超过20GW
• 图表32：海风全天出力，利用小时数可逼近火电
• 图表33：近10年中国引领海风降本进程
• 图表34：利用率提升，度电成本降幅更大
• 图表35：广东+福建占各地海风重点项目容量近一半
• 图表36：央企占各地海风重点项目容量近82%
• 图表37：海风价格机制一览
• 图表38：沿海地区风速更稳定
• 图表39：东海大桥海上风电场出力高峰匹配负荷晚高峰
• 图表40：江苏年协报量结构来看火电主导市场价格
• 图表41：江苏海风年协价格表现较优
• 图表42：CCER价格随碳价水涨船高
• 图表43：相关标的风电装机容量占比情况
• 图表44：相关标的估值表

结论

新能源全面入市是行业发展的必然趋势，风电因出力曲线优势和区域电价差异，在市场化后将更受益。海风作为风电发展的下一站，具备更高的利用率和收益潜力，成为未来重点发展方向。建议投资者关注具备高风电装机比例、优质资产及良好市场定价能力的公司，如龙源电力（H）、云南能投、江苏新能等。同时，需警惕市场化电价波动、机制电量设置低于预期及补贴回收不及预期等风险。