绿电行业行情、政策与高频数据跟踪

2023 年以来大幅下跌，经历一段时间的小幅回涨 后再次下跌，些许波动后近期继续下跌。

一、两部委发文推动绿电直连，关注政策驱动下的绿电行情

两部委发文推动绿电直连，要求自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于 60%。 5 月 30 日，国家发改委、国家能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的 通知》，总体来看以满足用户绿电需求、解决新能源就地消纳为核心发展目标。项 目按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类；其中并网型项目整体新能 源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于 60%，占总用电量的比例应不低 于 30%，并不断提高自发自用比例，2030 年前不低于 35%；在现货市场连续运行 地区，可采取整体自发自用为主，余电上网为辅的模式，现货市场未连续运行地区， 不允许向公共电网反送。鼓励并网型项目通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜 力等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。绿电直连项 目合理缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用； 项目负荷不得由电网企业代理购电。本次政策推动绿电直连，隔墙售电模式逐步放 开，绿电清晰可溯源有望催化更多企业绿能使用需求，新能源上网电价改革后、消 纳政策紧接落地，绿电盈利模式有望逐步清晰。

山东、广东、蒙东 136 号文细则陆续落地，山东、蒙东存量机制电价定为燃煤标杆。 5 月 7 日，山东省发改委发布 136 号文细则，存量项目合约电价为燃煤标杆基准价 0.3949 元/度，合约周期为保障全生命周期合理利用小时的剩余部分，带补贴的部 分照常发放；5 月 31 日后的新增项目，竞价价格原则上不高于上年，合约执行期限 文件未明确。5 月 12 日，广东省电力交易中心印发新能源增量项目相关细则，广 东采用集中竞价的方式开展竞价交易，增量项目机制电价的执行期限为海上风电项 目 14 年、其他新能源项目 12 年，到期后不再执行机制电价。5 月 29 日，内蒙古 自治区发改委、能源局印发蒙东细则通知，纳入机制的电量机制电价为蒙东煤电基 准价 0.3035 元/度，达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满 20 年后，不再 执行机制电价；增量项目衔接现行电力交易政策，暂不安排新增纳入机制的电量。 总体来看，基本能延续对新能源发展的友好趋势，参考此前国家发改委、能源局顶 层文件（2 月 9 日《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》，国家发改委、能源局）要求各地要在 2025 年底前出台并实施具体方案，预 计后续各省合约电价细则陆续落地，绿电的存量项目的 ROE 将得到明确。

期待消纳问题解决、电价理顺，绿电业绩增速回正，估值修复可期。综合来看，绿 电从当前情况来看尚存在六大困境：（1）保障利用小时持续回落，引发消纳忧虑； （2）非保障利用小时部分的市场化竞争报价，消纳进一步承压；（3）现货市场部 分电价承压；（4）配储成本；（5）补贴发放；（6）风机组件等造价。尽管当前 风机组件价格有所回落，新能源上网电价改革、火电的辅助服务降低配储成本，但 绿电的商业模型仍未显著改善。复盘过去几年绿电的估值与业绩数据，我们发现绿 电的估值提升恰好发生于利润高增及 ROE 的高点，伴随绿电装机增速的回落和 ROE 的回落（2024 年增速已转负），绿电的估值体系也从偏成长的 PEG 走向偏价 值的 PB-ROE 定价体系。伴随电力系统的改革逐步推进，通过环境溢价以及市场化 交易等，从长期看将会显著的改善绿电的六大困境，赋予绿电稳定的盈利模型。关 注政策推动 ROE 企稳，当前可优先布局高 ROE、低 PB 绿电公司。

二、政策回顾：两部委发布推动绿电直连通知

近日（2025/05/26-2025/05/30）公用事业行业政策： 2025年5月29日，两部委发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，其中 提出：绿电直连指风电、光伏、生物质等新能源通过专线直接向单一用户供电，实 现物理溯源；项目整体新能源年自发自用比例不低于60%，用电侧自发自用比例不 低于30%，2030年前不低于35%；项目整体作为电力市场主体参与交易，不得由电 网企业代理购电，并按规定缴纳输配电费等相关费用，统一以接入点为计量和结算 基准。

三、行业高频数据跟踪

（一）近期海内外煤价低位保持，沿海电厂负荷环比提升

港口煤价：根据 wind 数据，2025 年以来煤价较为平稳，5 月 30 日秦皇岛 5500 大 卡动力煤市场价格为 611 元/吨，较前一周同期持平，位于近 12 月以来 0.0%的价 格低位。5 月 28 日环渤海动力煤指数报价 669 元/吨，较前一周持平；秦皇岛港、 天津港、京唐港、曹妃甸港港口价格分别为 669 元/吨、669 元/吨、669 元/吨、669 元/吨，全部较前一周下降 1 元/吨，近几月环渤海动力煤指数波动较小。

进口煤价：近期印尼烟煤价格下降，根据百川盈孚数据，5 月 30 日，广州港外贸 动力煤印尼烟煤 Q4200、Q4800、Q5500 价格分别为 520、613、705 元/吨，与前 一周同期相比均持平。目前动力煤印尼烟煤 Q4200 换算为 Q5500 的价格为 681 元 /吨，2023 年 5 月以来海内外煤价同频大幅下跌，8-9 月有所回调后，2024 年 2 月 以来继续下跌，当前秦皇岛动力煤 Q5500 价格低于印尼烟煤（Q4200 换算为 Q5500） 70 元/吨，国内煤和进口煤价之间差价小幅扩大。

产地煤价：产地动力煤车板价格 2023 年以来大幅下跌，经历一段时间的小幅回涨 后再次下跌，些许波动后近期继续下跌。5 月 30 日山西大同 5500 大卡动力煤车板 价为 487 元/吨，较前一周同期上升 3 元/吨；5 月 30 日内蒙古乌海、山东枣庄 5500 大卡动力煤车板价分别为 486、610 元/吨，分别较前一周同期变化 30、0 元/吨。

煤炭库存：2025 年以来港口库存持续提升，近期北方港开始下降，广州港库存高 位持续。上周秦皇岛港、曹妃甸港、国投京唐港、黄骅港煤炭库存分别较前一周同期变化-55、-13、21、-29.4 万吨，广州港煤炭库存较前一周同期下降 4.8 万吨至 282.5 万吨。截至 5 月 30 日，秦皇岛港、曹妃甸港、国投京唐港、黄骅港煤炭库存 分别 675、599、250、282.5 万吨，合计库存 1732 万吨，环比前一周下降 118 万 吨，但位于多年同期的最高位。

山东电力交易中心自 2021 年 12 月起，在官网公开披露山东省电力现货结算试运行 日报。从中长期交易来看，上周交易电量环比小幅上升，5 月 26 日至 5 月 30 日成 交电量达 33.13 亿千瓦时，环比前一周同期上升 28.31%；上周加权平均成交电价 达 372.54 元/兆瓦时，环比前一周同期上升 0.06%。现货交易方面，上周日前加权 平均电价最高、最低值分别为 275.42（周四）、249.76（周五）元/兆瓦时，环比前 一周分别下降 4.7%、上升 26.2%。

广东电力交易中心自 2021 年 11 月起，在官网公开披露广东省电力现货结算试运行 日报，主要披露现货日前及实际交易数据。从现货日前交易市场来看，上周发电侧 加权平均电价 5 月 26 日（周一）达到最高值 370.36 元/兆瓦时，其中燃煤为 364.47 元/兆瓦时，燃气为 404.96 元/兆瓦时，新能源为 322.04 元/兆瓦时；5 月 28 日（周 三）为上周加权平均电价最低值 275.96 元/兆瓦时，其中燃煤为 278.83 元/兆瓦时， 燃气为 303.47 元/兆瓦时，新能源为 271.42 元/兆瓦时。

东部沿海电厂负荷表现分化。通常来看，3 月起供暖期结束电厂负荷率有所下降， 经历 4、5 月用电负荷低谷期后，6 月起用电负荷开始回升，7、8 月随高温天气持 续保持增长，9 月起随气温回落有所下降，11 月初入冬后逐步回升。 2025 年 5 月 16 日江、浙、沪地区电厂负荷率分别为 78%、80%、78%，平均电厂 负荷率达到 78.7%，环比上升 2.7 个百分点，同比下降 0.7 个百分点；广东、福建 地区电厂平均负荷环比前一周上升 3.5 个百分点，同比上升 3.0 个百分点；山东地 区电厂负荷率环比前一周上升 3.0 个百分点，同比下降 4.0 个百分点。

（二）天然气：海内外气价同比偏高，近期价格开始回落

国内LNG到岸价、出厂价分别较2025年初下降18.9%、下降2.4%。根据金联创披露 数据，2025年5月29日LNG到岸价为12.45美元/百万英热（合人民币4648元/吨），较 近12月的高点6383元/吨下降27.2%，较2025年初下降18.9%。根据上海石油天然气 交易中心披露数据，LNG出厂价近期有所下降，5月23日我国LNG出厂价4415元/吨， 环比前一周下降1.87%，较2025年初下降2.4%。

英国、欧洲天然气价格近期小幅下跌，美国天然气指数回升。2025年5月29日欧洲 基准TTF荷兰天然气期货收盘价为35.34欧元/MWh，较前一周同期下降3.05%，较 2025年初下降29.7%。JKM日韩综合到岸价格指数2022年8月25日达69.96美元/百 万英热高点后开始回落，2025年5月29日为12.49美元/百万英热，较前一周同期下降 1.52%，较2025年初下降14.5%。2025年5月29日美国NYMEX天然气期货收盘价为 3.54美元/百万英热，较前一周同期上升6.95%，较2025年初下降3.28%。