公用事业及环保产业行业研究：新能源入市恰如那年火电，风电资产脱颖而出

新能源入市政策靴子落地，风电运营商有望率先迎来估值修复。港股性价比更高、海风增长潜力更大。建议关注：龙源电力（H）、云南能投、福建/河北/江苏海风运营商。 如何辩证看待新能源入市？ 市场化是必然趋势，但按照22年发改118号文，新能源全面入市原定在2030年，超前完成规划主因成本下降/装机超预期，周期节点与15年火电入市相符。回顾新能源价格机制的演变，与火电经历类似：（1）初期经历标杆电价时代，标杆价格（国补价格）行政调整；（2）开放入市，新老划断+设置可持续发展价格结算机制。这一措施本质是由新能源高比例固定成本所决定，考虑到不同批次机组的成本差异。这和参考煤价调整火电价格浮动上下限类似，提供市场纠偏的空间。19/21年火电入市机制调整结果均为涨电价，25年江苏海风入市价410.3元/MWh、亦高出燃煤基准价19.3元/MWh，表明入市电价并非一定下降、部分地区/电源类型存在“搭便车”机会； （3）欧盟新电池法&CBAM机制&可再生能源消纳责任权重倒逼下，绿电与绿证交易提供“价外”收益、绿电直连供电试点，与火电容量补偿类似将改变运营商收益结构。 入市有望厘清补贴。根据内蒙风电项目测算来看：国补占上网电价45%，平均延迟发放3年，影响等同于市场电降0.1元/KWh（80%市场电）。入市后补贴名单将直接影响带补贴项目报量报价、名单落地有望加快、并随之解决存量欠补。 风电为何胜出？ 全面入市后电价对IRR影响显著，风电出力曲线更胜一筹。根据内蒙风电项目测算来看：全面入市后若不含机制电量兜底，市场化交易部分折价20%对应补贴后综合电价下降0.052元/KWh，IRR下降2.5pct，相当于弃电率达15%；平价项目由于没有补贴作为缓冲，折价对IRR的影响更大；风电与光伏相比，风电优势是出力的非同时性、出力高峰与光伏的错位竞争。光伏折价幅度更大，因而对IRR影响更突出。 重视所在节点电价更高的省内α资产。我们认为全面入市后将加大新能源公司收益分化，省内α公司脱颖而出。 对纳入机制的电量，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用，即当企业在市场化竞争中取得的电价高于省内同电源类型均价，该溢价将由企业获得而不会被回收。 风电发展下一站，看好海风。 沿海省份可再生能源消费需求将持续上升；同时，电力央企也具备持续投资需求。地区可开发资源、地区开发意愿、不同类新能源项目收益分化等多因素共同推动下，海风脱颖而出。25年能源能源领域重点项目梳理可见：海风大省广东、福建项目装机容量合计占比48%；央企占各地海风重点项目容量近82%。 海风CCER收益可观。以近期首个签发的三峡新能源江苏如东H6（400MW）海上风电场项目运行情况测算，年发电12亿千瓦时核发约50万吨CCER，对应度电CCER收入约0.049元/KWh，该值与1H24江苏绿电直接交易产生的环境溢价接近（但变现难度大幅降低），远大于绿证价格（5元/个对应度电不足1分）。 电力供需格局趋缓导致市场化电价向下波动、各地新能源入市细则对机制电量/机制电价的设置低于预期、化债落地不及预期风险等。 1.1新能源入市，恰如那年火电 新能源装机超过火电，将承担增量电量供应的主力地位，这一背景下新能源入市政策落地。我们预计未来两年近6成的增量用电需求仍将由新能源发电量的增长满足；剩余4成由水电、火电、核电三类常规能源瓜分。新能源迅猛发展之后迎来继补贴-平价之后的电价第三阶段-全面市场化。在2月9日，国家发改委、能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革，促进新能源高质量发展的通知》（简称136号文），标志着新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。 市场化是必然趋势，但按照22年发改118号文，新能源全面入市节点原定在2030年。超前实现新能源全面入市，我们认为有两大主因： 新能源装机超预期。截至24年底新能源装机已达14.1亿千瓦，超前投资下提前6年超过了原装机规划（2030年底新能源装机12亿千瓦）。计划与市场“双轨制”下，优发与优购电规模之间的平衡被打破，电网继续维持当前保障收购政策将加剧已经入市的电源和工商业用户承担不平衡资金的压力。 新能源成本下降。装机成本下降、继续按原固定电价上网对用户有失公平。新能源全电量入市后预计将在更多时间段主导市场电价，降低用能成本，同时有助于推动电力系统转型（清洁低成本的可再生能源电量占比提升、火电向保供/调节电源转变）。 图表1：24年新能源装机已超煤电（万千瓦，%） 图表2：24年近6成的用电增量由新能源贡献 与上一周期火电入市节奏相比有相似之处，亦有不同。 中发9号文推动火电入市，供需/成本背景与当前类似，以降电价为目的。以火电投资、利用小时数来表征电力供需关系，可见15年CAPEX阶段性见顶、利用小时数持续下行；以秦皇岛Q5500动力煤价反映成本，可见15年成本处于连续4年下行通道。 此时推动市场化对降低用能成本效果最为显著，新政出台次年16年电价下行。 1658号文、1439号文逐步释放涨价信号，火电全面入市之时以涨电价为目的，与当前不同。19年《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（1658号文）、21年《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（1439号文）分别明确了火电市场化电价区间在“基准价-15%~基准价+10%”、“基准价-20%~基准价+20%”。 结合供需/成本来看，这两次政策调整均出现在供需趋紧（行业CAPEX向上）、成本上涨、盈利先行承压之后。 供需/成本辩证看待新能源入市。市场对于新能源入市后的电价下降已有充分预期，从积极角度看：（1）供需视角：政策落地加大了市场供需决定价格的自由度，价格可跌也可涨。抛开电力行业4~5年大周期影响，区域间/不同类型新能源之间电价差异将放大。（2）成本视角，新能源制造成本已出现企稳回升态势。同时，新能源具有绿色价值，电价还将长期受益于其他电源环境成本上升。 图表3：火电市场化改革三个时点对应的行业背景 回顾新能源价格机制的演变，与火电经历类似：（1）初期经历标杆电价时代，标杆价格（国补价格）行政调整；（2）开放入市，新老划断+设置可持续发展价格结算机制。 这一措施本质是由新能源高比例固定成本所决定，考虑到不同批次机组的成本差异。 这和参考煤价调整火电价格浮动上下限有异曲同工之处，均留出了市场纠偏的空间。 第一阶段：保量保价阶段（带补贴机组）：全电量根据所在资源区的“标杆电价”收购，“标杆电价”与当地燃煤标杆电价（现称燃煤基准电价）差值为财政补贴。“标杆电价”经历多轮下调，使得机组在不同并网时点所获补贴有别，但原则上执行该电价20年不变。通过对比十年间成本下降情况，可见电价降幅基本略小于成本降幅，但补贴回收风险降低。 图表4：新能源电价演变第一阶段：“保量保价”带补贴收购 保量保价+保量限价结合阶段（带补贴机组+平价机组）： （1）保量保价部分： 6M16 发布《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》明确了重点地区风、光保障利用小时数， 1M19 发布《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》明确了保障利用小时数内的电量由电网保量保价收购。价格为政府定价——21年前带补贴机组为绿电标杆电价，21年后平价机组为当地燃煤基准价。由于各地价格分化、抢占优质资源区位变得重要。 （2）保量限价部分：保障利用小时数外的电量由电网保量收购、但要参与市场定价。 由于绿电边际成本更低而出力波动性更大，若不考虑环境溢价，则市场化电量电价低于燃煤基准价（燃煤基准价反映当地煤电边际成本+稳定出力价值）。21年前带补贴机组可额外获得“绿电标杆电价-当地燃煤电价”的固定财政补贴）。 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 全面市场化阶段：136号文提出“新老划断”+“可持续发展价格结算机制”，体现政府信用、对存量项目兜底情况好于预期；以市场竞价指引未来投资，增量项目投资趋于理性。总体而言，对新老项目未来收益的可预期性相比当前均有提升。 （1）对存量新能源的影响：25年6月以前并网的老项目，机制电价维持现行电价机制； 机制电量比例由地方确定，参考当前保障比例；执行期限同现行保障机制。 （2）对增量新能源的影响：25年6月以后并网的新项目，机制电价由发电企业竞争确定，参考装机成本；机制电量比例由地方确定，参考可再生能源消纳责任权重完成情况、用户电价承受能力等多方因素，执行期限为项目平均回本周期。 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” 1.2再比火电，“价外”收益尚未充分体现 类比火电容量机制，期待新能源“价外”类政策进一步释放。电改10年，由火电为主体的电源结构走向新能源占比提升的新型电力系统结构，电改政策在维持电源合理收益平衡的同时，也在朝着完善电价定价体系的方向努力。自2021年1439号文发布以后，同样重磅的火电容量补偿机制在23年发布，“价外”收益占比开始提高。与之类比，从大幅提高的可再生能源消纳责任权重、绿电绿电绿证。 图表7：“价外”收益占发电侧比例将进一步提升 新能源环境价值交易的价格机制初步理顺，环境价值不设价格限制、不参与峰谷调节。 绿电交易明确电能量/环境价值分割，绿电交易结算均价=电能量价格+绿证价格（双边协商中，绿证价格≠绿证市场交易价）国网绿电交易24修订稿中仅针对电能量提及价格约束，意味着沿海新能源参与绿电交易所得环境溢价不受机制电量溢价回收的影响。 图表8：环境溢价与电能量价格脱钩 绿电直接交易在新能源资源富集地区、出口企业聚集地更快发展。不同于美国可再生能源配额制（RPS体系）仅认可绿电PPA物理合约和绿电直连/自发自用履约，国内可以可再生能源消纳责任权重可通过绿证履约，降低了门槛。但涉及到对欧盟出口的相关产品（电池、CBAM范围内产品）均不认可国内绿证，使得出口企业对绿电直接交易的凭证存在客观需求。更进一步，欧盟电池法案有直供绿电的苛刻要求，对此江苏于近期开展直供试点。由于绿证核发全覆盖带来的供给冲击尚未消化完毕，绿电/绿证价格均下行，绿电直接交易情况好于绿证。 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 绿证价格走势将与非水可再生消纳责任权重密切相关。目前非水可再生消纳责任权重分配按照“能者多劳”原则。自2019年非水可再生消纳保障机制建立以来，三北地区非水可再生消纳责任权重绝对值与近年来的提升量均大幅高于沿海地区（24年约束目标看权重最高的吉林高出权重最低的上海近3倍），以当地非水可再生资源禀赋和实际装机现状来定目标。 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 跟踪各地实际装机+刺激跨区域绿证交易，24年非水消纳责任权重大幅提升，东部地区考核压力将愈加凸显。 非水消纳责任权重由国家发改委、能源局在每年年中下发当年最低目标（或称约束目标），并提出下一年预期目标。22/23两年下发的当年约束目标都与前期预期目标保持一致，由于23年实际风光装机达到了291.8GW使得23/24目标相对变得宽松，因此 8M24 下发的24年考核趋严，所需新能源增量装机已逼近24全年354.6GW的实际装机容量，目标制定与实际装机衔接紧密。同时，在绿证实现可再生能源电力全覆盖后，绿证供给趋于宽松、绿证价格快速下滑；大幅提升考核指标也充当了绿证“需求侧”刺激手段。 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 1.3入市还将推动补贴厘清 补贴拖欠影响新能源运营商三表与估值。 资产负债表来看：新能源运营商应收增速普遍超营收增速，反映持续面临可再生能源补贴/政府付费拖欠问题。趋势上营收-应收增速差距缩小主因近两年新增项目均为平价或市场化竞价，电网代收后按月结算。 利润表来看：目前新能源运营商均有不同规模的项目因前期并网时点规则模糊等原因未进入补贴合规