绿电投资策略：迈向全面市场化新阶段

/ CONTENTS 010203136040506 1.1 截止2025年，全国新能源装机达18.4亿千瓦，其中风电、光伏分别6.4、12亿千瓦，十四五CAGR+17.9%、36.5%，新能源装机占比达47%。2025年新能源发电量达2.3万亿度，占比达22%。 火电装机占比从2020年的57%下降至40%，火电比新能源装机系数从2020年的2.3下降至2025年的0.8，电力系统清洁性凸显，但稳定性下降。 1.1 2025年9月24日，国家主席习近平在联合国气候变化峰会提出，到2035年我国风电和光伏总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦，按照当前装机简算，未来10年我国风光装机年均增量约为2亿千瓦，风光装机仍为我国未来十年电力行业发展中的核心增量，将在新型电力系统中继续发挥其绿色低碳、低成本等价值。 截至2025年，新型储能装机突破1亿千瓦，占全球总装机超过40%。 →→ 1.2 →→1.2 11.3 2025年全国风电利用小时1979h，同比-148h，较过去4年均值-222h；2025年全国光伏利用小时1088h，同比-123h，较过去4年均值-191h。2025年全国风电、光伏利用率均值分别为94.3%、94.8%，部分省份如新疆、甘肃下降至90%以下。 21.3 25H1节能风电各省上网电价有不同程度下行，其中甘肃-155元/MWh、湖北-150元/MWh、广西-65元/MWh、内蒙-4元/MWh、山东+5元/MWh，公司装机增量不大，电价下滑主因市场化交易影响。 1362.1 •总体原则：新能源上网电量全面参与市场化交易。通过差价合约机制，将新能源收入分为“市场内”和“市场外”，市场内交易体现新能源电能量价值与电力企业交易水平，市场外提供机制电价予以部分保障。 •未来新能源的收入模式公式化：新能源电价=该项目参与市场化交易的电价+（机制电价-市场交易均价） •我们认为，新能源新政更多体现对于稳定电价、控制装机增速的目的，未来项目业主将会更加注重项目收益质量，装机增速或放缓，新能源装机将理性发展。 2.2 2.2 2.3 IRR 参 数说明：1、考虑机制电比例问题，电价假设为机制电价打八折；2、下表利用小时为各省2025年风电平均利用 小时数，考虑新项目消纳问题，在此基础上利用小时扣减100小时；3、风电造价假设4500元/KW。 2.3 IRR 参 数说明：1、考虑机制电比例问题，电价假设为机制电价打八折；2、下表利用小时为各省2025年光伏平均利用 小时数，考虑新项目消纳问题，在此基础上利用小时扣减50小时；3、光伏造价假设3700元/KW。 3.1 TOKEN出海：通过将电力转化为算力，以AI大模型处理信息的最小语义单元——Token为载体，依托互联网与跨境通信基础设施，向全球用户提供智能服务，实现“电力不出境、算力价值跨境”的闭环运转。 IEA预计2030年全球数据中心用电量将达945TWh（即9450亿度），较2024年增量为530TWh，其中美国增量240TWh、中国175TWh、欧洲100TWh。 3.1 3.2 测算“十四五”单位GDP二氧化碳排放降低12.4%，低于18%的目标值，“十五五”纲要指出，单位GDP二氧化碳排放目标降低17%。 注：绿证在全国碳市场中不直接抵消核算，而是用于抵扣外购电力的碳排放。 3.2 2025年全国碳市场首次扩围落地，钢铁、水泥、铝冶炼正式纳入，全国市场由原先单一发电行业扩展至4大行业。扩围后四大行业覆盖排放量约80亿吨，碳市场覆盖比例从此前约40%提升至约60%。 3.3 2025年 ， 绿证供给收缩，交易量上涨。2025年国家能源局共计核发绿证29.47亿个，YOY-37.8%；核发可交易绿证18.95亿个，YOY-40%；绿证交易数量9.31亿个，YOY+108.7%。绿证交易量占核发比重从24年的14.1%提升到25年的49.1%。 绿证价格低迷的原因：1、2023年8月，国家发改委发文绿证全覆盖，供给大幅扩张；2、绿证有效期2年，存量“老证”集中到期，低价抛售；3、需求侧，海外对国内绿证认可度低，国内主要应对碳排放考核，覆盖面较窄需求少。 边 际变化：1、136号文首度明确规定，机制电量不再重复获得绿证收益，绿证供给侧或收紧。2、需求侧，2025年7月，国家发改委发布《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，在电解铝行业基础上，增设钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例，重点用能行业绿色电力消费比例完成情况核算以绿证为主。 3.4 量：国家鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级，截止“十四五”末，全国达到15年运行时间的风电容量将超过4000万千瓦，而到2030年前后，每年将有超过13000台，总量约2000万千瓦风电场面临机组退役。 利：根据《经济性评估方法在老旧风电场改造中的应用》，以大代小项目改造后，项目IRR测算值可达10%以上，优于新开发项目，主要因老项目占据早期优质的风资源，改造后利用小时提升空间大，且消纳外送条件相对完备、边际改造成本较低等。 3.5 4.0 在供给快速扩张后，当前新能源运营商行业面临两大难题：消纳和电价。 行业边际变化：1、数据中心带来消纳改善空间；2、碳市场和绿证市场建设带动绿电溢价上行；3、关注“十五五”老旧机组改造；4、补贴回收改善新能源公司现金流。 2025年发布136号文，推动新能源全面入市，新能源电价市场化后，未来新能源新项目发展将“质”重于“量”，存量新能源公司将突出区位差异。 我们认为，当前新能源运营商行业的投资逻辑：1、优选风电，风电资产收益率整体优于光伏；2、重视区域，当前供需格局相对较好，市场化电价下行小的地区（如福建、长三角、京津冀等）；3、关注低估值以及潜在现金流回收弹性较大的标的。 5.0 绿电电价下行风险；新能源消纳不佳，利用小时下滑风险；政策不确定性风险等。 THANKS FORLISTENING