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公用事业行业绿电专题三：如何理解当下基本面压力与预期差，重视低估值绿电运营商。当下绿电运营商存在一定基本面压力，但估值或已部分反映。根据我们搭建的风电全生命周期盈 利模型，对于造价为 4500 元/KW，综合结算电价为 0.31 元/千瓦时，年利用小时数 2200 小时的 20 年陆上风电项目，增值税退税取消使得全投资 IRR 由 6.6%下降至 6.2%，全生命周期年均度电 净利润下降约 0.01 元；企业所得税三免三减半到期当年影响平价陆风项目约 0.01 元度电税后利 润。电力供需转向宽松叠加绿电入市一定程度上压制市场电价水平，其中广东/江苏 2026 年度交 易成交均价同比下降 0.02/0.07 元/千瓦时。2025 年 10 月至今绿电板块整体跑输大盘，其中龙源 电力 H、大唐新能源、新天绿色能源、京能清洁能源分别下跌 10%、31%、4%、8%，截至 2026 年 2 月 26 日 PB-MRQ 为 0.76、0.64、0.75、0.51 倍，估值或已部分反映绿电运营商基本面压力。

补贴欠款影响绿电装机持续性，或刺激发放提速。当前绿电运营商经营现金流普遍无法满足还本 付息+新增装机建设所需，如龙源电力 2024 年经营活动现金流量净额为 171 亿元，同期资本开支 269 亿元、财务费用 35 亿元，2026、2027 年假设龙源电力新增 3.5、3.5GW 风光装机，资本开 支约 200-250 亿元，仍然存在现金流压力。截至 2025H1，龙源电力、大唐新能源、新天绿色能 源、京能清洁能源资产负债率为 67%/67%/66%/63%，补贴问题不解决将逐步逼近国资委对于中 央工业企业 70%的资产负债率重点监管线。若补贴常态化足额发放将较大程度缓解绿电运营商新 增装机资本开支压力，以龙源电力为例，2022-2024 年均新增 80 亿元应收账款，若补贴顺利收回 公司经营现金流有望达到约 250 亿元。

容量电价政策落地，重塑电力系统盈利模式。2026 年 1 月国家发展改革委、国家能源局完善容量 电价机制，其中首次出台全国性储能容量电价政策。截至 2025 年底我国电化学储能累计装机 96GW，2025 年新增 34GW，2025 年前 11 月新型储能项目招标落地规模约 405GW，同比增长 182%。对于绿电运营商，储能通过削峰填谷提高风光综合电价水平，并将部分费用通过储能容量 电价的方式疏导至工商业用户，中长期维度有望提升绿电整体盈利能力；此外容量电价政策保障 调节性电源回收固定成本，激励火电在新能源发电高峰期降低出力，假设 2026-2027 年我国全社 会用电量增速 4%（约约+4000 亿度），若 2026-2027 年风/光年新增 100/150GW 装机，在新增用电 均由新能源满足情境下，2026 年风、光利用小时数有望维持稳定，2027 年风、光利用小时数有望 同比+51、+35 小时,相对应火电 2026-2027 年利用小时或同比-290、-199 小时。