2025年电力行业投资策略：政策助力预期企稳，静待绿电触底回升

1、 能源转型有序推进，绿电行业有望触底回升

2020 年中国提出 “双碳” 目标，新能源装机规模快速上升，行业成长空间打开； 同时由于风光发电补贴退出，全面平价上网，增量项目不存在补贴回款问题，新能 源电价预期企稳。2021 年，新能源中上游（材料与制造）和新能源发电板块迎来了 一轮波澜壮阔的行情，年内风电/光伏运营商涨幅达 96.9%/41.3%。2021 年年底，美 联储加息预期升温导致成长股估值体系遭到冲击，国内源网建设进度不一致导致新 能源消纳承压，新能源有序入市导致电价预期不确定性增加，在多重因素的叠加影 响下，新能源发电板块开始回调。2022/2023 年内新能源发电运营商跌幅约 30%/20%。 政策助力行业预期回稳，电量/电价的不确定性或已充分定价。2024 年，国家多 部门密集出台电力相关政策，涉及绿色电力证书、电力系统调节能力等多方面，同 时高层对大基地与外送通道的态度转为有序推进，为新能源发电运营商提供了更加 稳定和可预测的市场环境。2024 年内新能源发电行业整体止跌企稳。 补贴欠款问题有望得到解决，助力新能源发电行业公用事业属性回归。按财务 规则，新能源发电补贴计入当期营业收入，公司需按照含补贴报表利润上缴所得税， 同时新能源发电运营商处于资本开支周期中，补贴拨付滞后导致企业现金流压力较 大，分红能力不足。2021-2022 年，光伏、陆风、海风补贴陆续退出，补贴总需求收 口；2022 年三部委授权两大电网成立可再生能源发展结算公司，统筹解决新能源发 电补贴问题。汇总 16 家新能源发电运营商 2024 中报披露的应收账款，截至 2025 年 2 月 14 日，应收账款总额约占上市公司总市值的 55.5%，若新能源补贴能够陆续发 放，上市公司现金流情况有望得到较大改善，分红能力将大幅提升。

2、 收入：多因素交织，新能源发电量价均承压

2.1、 装机容量：装机承诺提前兑现，多省超额完成十四五装机目标

风光装机容量快速增长，发电量占比逐年提升。2024 年全国新增风光装机容量 356.5GW，占新增装机的 83.1%。截至 2024 年底，全国风电装机容量 520.7GW，同 比增长 18.0%；光伏发电装机容量 886.7GW，同比增长 45.5%；风光装机占电源装机 的 42.0%，同比提升 6.0pct。2024 年，全国风电累计发电量 9361 万千瓦时，光伏累 计发电量 4191 万千瓦时，风光发电量占比 14.4%，同比提升 2.0pct。 风光装机或将进入平稳增长阶段。2025 年全国能源工作会议提出，2025 年我国 将坚持绿色低碳转型大力推进风电光伏开发利用，全年新增风电光伏装机 2 亿千瓦 左右。2025 年 1 月 6 日，国家发展改革委发印发《电力系统调节能力优化专项行动 实施方案（2025—2027 年）》，提出通过调节能力的建设优化，支撑 2025-2027 年年 均新增 2 亿千瓦以上新能源的合理消纳利用，全国新能源利用率不低于 90%。

分地区来看，华东、华北、西北新能源装机容量居前。截至 2024 年 6 月末，华 东、华北、西北地区累计风光装机容量分别为 304.4 GW、258.8 GW、247.2GW。结 构上看，华东、华北、西北地区光伏装机占风光装机总量的 74.4%、47.8%、57.2%。

东北、西北、西南三大区域“十四五”风光装机目标完成进度滞后。根据各省“十 四五”规划，2025 年全国风光装机目标总计达 1380.4GW，较 2020 年末新增 846.6GW， 其中 23 省披露了风电和光伏的具体装机规划，7 省披露了新能源总装机规划，西藏 仅披露了光伏装机规划。截至 2024 年 6 月末，华北、华东、华中、华南地区装机目 标完成度领先，三北地区和西南地区装机进度滞后。 东部地区已有多省超额完成光伏装机目标，光伏装机进度条快于风电。截至 2024 年 6 月末，17 省风电装机目标完成度超 70%，15 省光伏装机目标完成度超 70%，11 省超额完成光伏装机目标，各省十四五新能源装机目标剩余缺口约 280GW。

2.2、 利用小时数：优质资源有限，不同地区资源禀赋存在差异

优质风资源集中在三北地区，海风合理利用小时高于陆风。2009 年《国家发展 改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》将我国陆上风电资源区划分为四类， 分区制定风电标杆上网电价，Ⅰ至Ⅳ类资源区风电标杆电价依次递增。2020 年，《关 于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知明确风电Ⅰ类、 Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类资源区项目全生命周期合理利用小时数分别为 48000 小时、44000 小时、40000 小时和36000小时，海上风电全生命周期合理利用小时数为 52000小时，按照各类资源区合理利用小时数核定可再生能源发电项目中央财政补贴资金额度。 2024 年沿海、东北、西南地区部分省份风电利用小时数较高。2024 年全年，全 国风电平均利用小时数约 2100 小时，16 省风电平均利用小时数超过全国平均水平。 其中，福建风电平均利用小时数约 3000 小时；江浙沪地区其次，风电平均利用小时 数约 2500 小时，东北三省风电平均利用小时数约 2300 小时。

陆风资源区利用小时数普遍下滑，沿海地区风电利用小时数普遍提升。截至 2024 年 6 月末，全国风电装机容量前三的区域为华北、西北、华东区域，装机容量分别 为 135GW、106GW、78GW。随着近年来全国风电装机容量持续增长，华北、西北 区域风电利用小时数有所下降。2024 年河北、内蒙、新疆、甘肃风电利用小时数较 2021-2023 年均值分别下降 10.9%、9.3%、10.5%、17.5%。海风平均利用小时数高于 陆风，随着海风渗透率提升，沿海地区风电利用小时数有所提高。2024 年浙江、江 苏、广东风电利用小时数较 2021-2023 年均值分别提升 11.6%、4.9%、5.5%。

优质光照资源集中在三北和西南地区。2013 年《国家发展改革委关于发挥价格 杠杆作用 促进光伏产业健康发展的通知》根据各地太阳能资源条件和建设成本，将 全国分为三类太阳能资源区，相应制定光伏电站标杆上网电价，Ⅰ至Ⅲ类资源区光伏 标杆电价依次递增。2020 年，《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》 有关事项的补充通知明确光伏Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区项目全生命周期合理利用小时 数分别为 32000 小时、26000 小时和 22000 小时，按照各类资源区合理利用小时数核 定可再生能源发电项目中央财政补贴资金额度。 2024 年北方地区部分省份光伏发电利用小时数较高。2024 年全年，全国光伏发 电平均利用小时数约 1235 小时，13 省光伏平均利用小时数超过全国平均水平。其中， 内蒙古和东北三省光伏平均利用小时数较高，约 1500 小时。

三北地区光伏利用小时数普遍下滑，其余地区光伏利用小时数多有提升。截至 2024 年 6 月末，全国光伏装机容量前三的区域为华东、华北、西北区域，装机容量 分别为 227GW、141GW、124GW。随着近年来全国风电装机容量持续增长，三北区 域光伏利用小时数有所下降，华东区域光伏利用小时数有所提升。

2.3、 消纳：政策定调转为有序推进，三北地区消纳压力有望得到缓解

可再生能源消纳责任保障机制建立，超额消纳量交易、绿电绿证交易等市场交 易机制逐步形成，绿电消纳机制逐步完善。 2017 年以前，我国绿电政策重点在于建立可再生能源发电全额保障性收购机制， 促进电网落实保障性收购任务。 2019 年，《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》正式提出建立健 全“可再生能源电力消纳保障机制”，自 2019 年起，两部委每年印发各省级区域可 再生能源电力总量消纳、非水可再生能源电力消纳责任权重。 2020 年，山东、黑龙江、湖北、陕西、北京、重庆等地先后印发本地区“消纳 保障实施方案”，各类市场主体除了实际消纳可再生能源电量以外，还可以通过购买 其他市场主体“超额消纳量”、自愿认购绿色电力证书等方式完成消纳量。 2022 年，《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》提出，鼓励 各地区通过区域协作或开展可再生能源电力消纳量交易等方式，满足国家规定的可 再生能源消费最低比重等指标要求。2024 年《国家能源局关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》 提出，科学优化新能源利用率目标等重点任务，原则上新能源利用率不低于 90%。

三北地区风光利用率承压，大基地消纳遇阻。2024 年 6 月末，国家审计署发布 《国务院关于 2023 年度中央预算执行和其他财政收支的审计工作报告》指出，新能 源开发利用缺乏统筹，部分地区不顾自身消纳、外送和配套保障能力上马新能源项 目，个别已投产项目 2021 年以来已累计弃电 50.13 亿千瓦时。全国新能源消纳监测 预警中心数据显示，2024 年 1-11 月，华北、东北、西北地区多个省/区风电消纳率不 足 95%，西北地区多个省/区光伏弃置率逼近 10%。 风光大基地政策定调转向，三北地区风光消纳压力有望得到缓解。2021 年 10 月，总书记宣布中国将大力发展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建 设大型风电光伏基地项目；此后，政策文件中多以“加大力度规划”、“加快推进”等词 来强调风光大基地的重要性；《2024 年政府工作报告》继续提出，加强大型风电光伏 基地和外送通道建设。2024 年 8 月国新办发布《中国的能源转型》白皮书，提出“有 序推进大型风电光伏基地建设”；2024 年 9 月，总书记在全面推动黄河流域生态保护 和高质量发展座谈会上提出“有序推进大型风电光伏基地和电力外送通道规划建设”。 这是高层在风光大基地和电力外送通道建设方面，首次使用了“有序推进”一词。

电力系统调节能力优化专项行动实施方案发布，支撑 2025-2027 年年均新增 2 亿千瓦以上新能源的合理消纳利用。2025 年 1 月 6 日，国家发展改革委发印发《电 力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027 年）》，其中提到通过抽水蓄能、 新型储能、火电调节、可再生能源（如龙头水库）调节等方式提升系统调节能力； 通过调节能力的建设优化，支撑 2025-2027 年年均新增 2 亿千瓦以上新能源的合理 消纳利用；到 2027 年，电力系统调节能力显著提升，各类调节资源发展的市场环境 和商业模式更加完善，各类调节资源调用机制进一步完善。各电源利用率有望改善。

2.4、 电价：新能源有序入市，高成本电源为低成本电源提供安全边际

新能源发电的上网电价整体经历了核准电价、标杆电价、竞配电价与平价上网 四个时期。 风电：2006 年，国家发改委会同国家电监会制定《可再生能源发电价格和费用 分摊管理试行办法》，提出风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国 务院电价主管部门按照招标形成的电价确定。2009 年，国家发改委发布《关于完善 风力发电上网电价政策的通知》，将全国分为四类风能资源区，风电标杆电价水平分别为每千瓦时 0.51 元、0.54 元、0.58 元和 0.61 元。2014 年，国家发改委发布《关于 海上风电上网电价政策的通知》，规定 2017 年以前投运的近海风电项目上网电价为 每千瓦时 0.85 元，潮间带风电项目上网电价为每千瓦时 0.75 元。2019 年，国家发改 委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，将陆上风电标杆上网电价改为指导价， 新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在 资源区指导价。2021 年，国家发改委发布《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事 项的通知》，新建陆风项目实行平价上网，上网电价按当地燃煤发电基准价执行，可 自愿通过参与市场化交易形成上网电价；新建海风项目上网电价由当地省级价格主 管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。

光伏：2008 年，国家发改委分批核准了 4 个光伏项目，包括上海 2 个、内蒙古 及宁夏各 1 个，将电价核准为 4 元/kWh。2011 年，国家发改委发布《关于完善太阳 能光伏发电上网电价政策的通知》，制定全国统一的太阳能光伏发电标杆上网电价， 标杆电价按项目投产时间不同分为每千瓦时 1.15 元和每千瓦时 1 元。2013 年，国家 发改委发布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，将全国分为三 类太阳能资源区，光伏电站标杆电价水平分别为每千瓦时 0.90 元、0.95 元和 1.0 元。 2019 年，国家发改委发布《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》，将集 中式光伏电站标杆上网电价改为指导价，新增集中式光伏电站上网电价原则上通过 市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价；工商业光伏发电项目上网电价按 照指导价+补贴的形式形成。2021 年，国家发改委发布《关于 2021 年新能源上网电 价政策有关事项的通知》，新建集中式、工商业分布式光伏项目实行平价上网，上网 电价按当地燃煤发电基准价执行，可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。

进入标杆电价模式后，风电、光电的标杆电价（指导价）进行了一系列政策调 整，分别经历多次下调。风电 I 类、I 类、Ⅲ类、IV 类资源区标杆电价从 2009 年的 0.51、0.54、0.58、0.61 元/千瓦时下调至 2020 年的 0.29、0.34、0.38、0.47 元/千瓦时， 平均下调幅度 34.4%。光伏 I 类、I 类、Ⅲ类资源区标杆电价从 2013 年的 0.90、0.95、 1.00 元/千瓦时下调至 2020 年的 0.35、0.40、0.49 元/千瓦时，平均下调幅度 56.7%。

电力市场建设持续推进，新能源市场化交易不断扩容。2022 年国家发改委、国 家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到 2030 年， 全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易。2024 年 11 月，《全国 统一电力市场发展规划蓝皮书》发布，明确提出“三步走”战略：第一步，到 2025 年 初步建成，实现跨省跨区市场与省内市场有序衔接；第二步，到 2029 年全面建成， 实现新能源在市场中的全面参与；第三步，到 2035 年完善提升，支持新能源大规模 接入，形成市场、价格和技术全面协调的市场机制，新能源入市进程加快。根据各 省/区 2025 年电力市场交易方案，集中式新能源逐渐入市，分布式新能源大多不参 与或自愿参与市场化交易。

2025 年 2 月国家发改委、国家能源局发布《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》，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的总体思路，深化新能源上网电价市场化改革，推动风电、太 阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；同步 建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，区分存量和增量项目分类施策，促进 行业高质量发展。其中，2025 年 6 月 1 日以前投产的存量项目，通过开展差价结算， 实现电价等与现行政策妥善衔接。2025 年 6 月 1 日及以后投产的增量项目，纳入机 制的电量规模根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整，机制电价 由各地通过市场化竞价方式确定。 中长期市场中绿电的电能量价格承压，主要原因在于煤电交易价格下降以及煤 电容量电费的拆分。目前煤电电量仍占主导地位，绿电电能量价格主要锚定煤电交 易价格。以广东为例，绿电电能量价格随火电交易价格波动的态势，2022-2025 年， 两者波动趋势相同。2024 年辅助服务市场投入试运行，绿电与火电价格差距收窄， 不含环境价值的绿电价格基本与年度交易均价相等。此外，在煤电的容量电费逐渐 纳入系统运行费用后，煤电市场化电价将只反应电量价格，市场均价将较未设立容 量电费前出现下降。煤电市场化电价下降将带动绿电电能量价格的下降。 煤电边际成本更高，中长期市场中煤电价格为绿电价格提供安全边际。2024 年 12 月 CCI 动力煤长协价格指数为 696 元/吨，大宗指数为 801 元/吨。假设煤电度电 供电煤耗为 300 克标准煤，5500 动力煤价格区间 400-800 元/吨，则燃煤发电单位燃 料成本区间约为 150-300 元/兆瓦时。假设火电初始投资成本 4000 元/千瓦，利用小 时数 4000-4500 对应单位发电固定成本约 100-120 元/兆瓦时。全国范围内火电综合 供电成本区间为 250-430 元/兆瓦时。火电企业保持合理盈利的前提下，各省中长期 电力市场价格具备一定支撑。

西北多省出台分时电价政策，光伏中长期电价承压。风电日内出力整体呈现午 间低于晚间的特点，季节出力整体呈现春、秋季高于夏、冬季的特点；光伏春、秋 季出力较高，冬季出力较低；风电日内出力波动幅度整体上小于光伏，出力分布更 均匀

光伏发电出力集中度高，扣除新能源出力后的净负荷曲线呈现鸭子形态，随着 光伏发电占比的不断增长，中午时段净负荷跌落幅度越来越深。 日内分时电价合同导致光伏长协电价承压。2021 年甘肃发改委印发《关于进一 步完善我省分时电价机制的通知》，要求市场参与主体签订分时段、带量带价中长期 交易合同，体现发、用电曲线特性及分时价格差异，在平段电价基础上，高峰、低 谷电价上下浮动幅度为 50%。2023 年 8 月新疆发改委印发《关于进一步完善分时电 价有关事宜的通知》，扩大峰谷浮动比例，在平段电价基础上，高峰、低谷电价上下 浮动幅度扩大至 75%。根据新疆 2025 年度双边交易结果，光伏申报均价 164.77 元/ 兆瓦时；风电申报均价 257.05 元/兆瓦时。

2023 年各市场（价区）现货分时电价曲线同样呈现鸭子形态。2024 年各价区电 力现货均价普遍下降，现货市场整体呈现全市场均价>风电均价>光伏均价的特征。 根据兰木达电力现货数据，2024 年广东省电力现货价格降幅显著，山西省的价格降 幅较小。2024 年光伏和风电的捕获价格变化趋势一致，各价区的价格均有所下降。 其中，甘肃与蒙西的新能源捕获价格下降幅度较大：甘肃省的光伏和风电捕获价格 分别较 2023 年下降了 36.99%和 15.88%，四省（区）中光伏捕获价降幅最大；蒙西 地区光伏和风电捕获价降幅分别为 20.61%和 18.97%，四省（区）中风电捕获价降幅最大。

2.5、 环境价值：绿电/绿证市场承接新能源发电补贴任务

绿证市场打通新能源低碳价值传导渠道。2017 年，《关于试行可再生能源绿色电 力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（发改能源〔2017〕132 号）提出建立可再 生能源绿色电力证书自愿认购体系，试行可再生能源绿色电力证书的核发工作，完 善绿色电力证书的自愿认购规则，做好绿色电力证书自愿认购责任分工，我国绿证 机制开启试运行。风电、光伏发电企业出售绿证后，相应电量不得再享受补贴。绿 证核发对象暂限于陆上风电和集中式光伏项目。 2019 年，《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发 改能源〔2019〕19 号）提出开展平价上网项目和低价上网试点项目建设，鼓励平价 上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿，促进风电、光伏发电通 过电力市场化交易无补贴发展。风光进入无补贴时代，亟待与其他支持政策衔接。 2023 年，《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力 消费的通知》（发改能源〔2023〕1044 号）明确绿证适用范围，规范绿证核发，完善 绿证交易。2023 年 1044 号文，全方位提高绿证唯一性、通用性和权威性，标志着我 国进入“全面绿证”阶段。

2024 年 8 月，国家发展改革委、国家能源局近日印发《电力中长期交易基本规 则—绿色电力交易专章》，规定绿色电力交易中，电能量价格与绿证价格应分别明确。

绿电交易量迎来快速增长。2024 上半年，全国各电力交易中心累计组织完成市 场交易电量 28470.3 亿千瓦时，同比增长 7.4%，占全社会用电量比重为 61.1%。其 中，省内绿电交易 905.4 亿千瓦时，同比增长 324.3%。 多个省区绿电交易量实现新突破。2024 上半年，海南省内“绿电+绿证”交易 总成交电量 6.47 亿千瓦时，是 2023 年全年绿电交易量的 7.6 倍；新疆实现绿电交易 电量 8.6 亿千瓦时，较 2023 年全年绿电交易电量增长 2 倍。 绿证核发数量快速增长。2024 年上半年，国家能源局核发绿证 4.86 亿个，同比 增长 13 倍。其中，风力发电 1.97 亿个，常规水电 1.02 亿个，太阳能发电 1.33 亿个， 生物质发电 5435 万个，其他可再生能源发电 1.65 万个。核发补贴项目绿证 1.29 亿 个，核发无补贴项目绿证 3.57 亿个。自 2017 年实施绿证制度以来，累计核发绿证约 7.07 亿个，其中风力发电 3.15 亿个、常规水电 1.02 亿个、太阳能发电 2.29 亿个、生 物质发电 6068 万个、其他可再生能源发电 2 万个。 绿证交易规模显著提升。2024 年上半年，全国参与绿证市场交易的买方企业和 个人主体 3.9 万个，同比增长 4 倍，交易绿证 1.6 亿个（其中随绿电交易绿证 7737 万个），同比增长 6 倍，其中风力发电 9539 万个，太阳能发电 6413 万个，生物质发 电 18.5 万个，市场活力有效激发。

目前多省对绿电的环境价值作出限制，使其在较为稳定的范围内波动。由于绿 电的环境价值涉及与碳市场、能源消费量计算等环境属性相关机制，因此主管部门 对其合理波动范围有所预期，将其维持在稳定范围内也便于在市场初期与其他机制 对接，体现环境属性的一致性。部分绿电需求旺盛的省份如浙江、广东都对环境价 值的范围设定了限值。

3、 成本：投资成本下行、灵活性边际成本提高

3.1、 新能源投资成本持续下行，风光地面电站 LCOE 降至 0.2 元/千瓦时

新能源投资建设成本大幅下降。根据国际可再生能源机构（IRENA）的报告， 2023 年，我国陆上风电、海上风电、大型光伏电站加权平均平准化成本（Levelised Cost of Electricity, LCOE）分别为 25.97 美元/兆瓦时、70 美元/兆瓦时、35.65 美元/兆瓦时， 分别较 2010 年下降 71.1%、34.9%、89.5%。

根据国家电投编制的《新能源电站单位千瓦造价标准值（2024 版）》，陆上集中 式风电（不含复杂山地）单位千瓦造价位于 4000-5000 元区间，其中机组设备 2100 元；海上风电单位千瓦造价位于 9400-12000 元区间，其中机组设备 3500 元；光伏电 站单位千瓦造价位于 2700-3100 元区间，其中光伏组件设备 1000 元。根据中国光伏 行业协会数据，2024 年 12 月光伏主流产品一体化组件成本 692 元/千瓦。 假设风电光伏电站折旧年限均为 20 年，实际使用年限 25 年，年运维费用为初 始投资额的 2%，综合损耗率（售电量小于发电量的部分）为 2%。 假设基准情景下陆上风电单位建设成本为 4500 元/千瓦，年利用小时数 2000 小 时，考虑全权益项目，则全生命周期平准化成本约为 192 元/兆瓦时。

假设基准情景下光伏电站单位建设成本为 2500 元/千瓦，年利用小时数 1200 小 时，考虑全权益项目，则全生命周期平准化成本约为 188 元/兆瓦时。

假设基准情景下海上风电单位建设成本为 10000 元/千瓦，年利用小时数 2800 小时，考虑全权益项目，则全生命周期平准化成本约为 305 元/兆瓦时。据中闽能源 公告，福建省部分海上风电场年利用小时数超 4000 小时，对应平准化成本低于 214 元/兆瓦时。

3.2、 辅助服务市场明确电源侧稳定性、灵活性、可靠性费用分摊机制

电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能 生产、输送、使用外，由可调节资源提供的调峰、调频、备用、爬坡、黑启动等服 务。电力辅助服务市场是电力系统可调节资源市场化配置的渠道，遵循市场原则， 为电力辅助服务主体提供经济补偿。 2021 年国家能源局修订发布《电力并网运行管理规定》（国能发监管规〔2021〕 60 号）和《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61 号)，进一步规范了 电力辅助服务管理。2024 年 2 月，发改委、能源局发布《关于建立健全电力辅助服 务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196 号），提出加强电力辅助服务市场与 中长期市场、现货市场等统筹衔接，科学确定辅助服务市场需求，合理设置有偿辅 助服务品种，规范辅助服务计价等市场规则；按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁 承担”的总体原则，不断完善辅助服务价格形成机制，推动辅助服务费用规范有序 传导分担，充分调动灵活调节资源主动参与系统调节积极性。

2024 年 10 月，国家能源局综合司发布《电力辅助服务市场基本规则（征求意见 稿）》，提出按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，优化各类辅助服务价 格形成机制，健全辅助服务费用传导机制，统筹完善市场衔接机制，推动完善电力 辅助服务市场建设。

根据国家能源局最新数据，截至 2023 年 6 月底，全国发电装机容量约 27.1 亿千 瓦，其中参与电力辅助服务的装机约 20 亿千瓦。2023 年上半年，全国电力辅助服务 费用共 278 亿元，占上网电费 1.9%。从结构上看，市场化补偿费用 204 亿元，占比 73.4%；固定补偿费用 74 亿元，占比 26.6%。从类型上看，调峰补偿 167 亿元，占 比 60.0%；调频补偿 54 亿元，占比 19.4%；备用补偿 45 亿元，占比 16.2%。从主体 来看，火电企业获得补偿 254 亿元，占比 91.4%。

3.3、 强化电源侧调节能力，新能源电站配储要求逐渐提高

2017 年，青海省印发《2017 年度风电开发建设方案》，要求列入规划年度开发 的风电项目按照规模的 10% 配套建设储电装置。2017 年以来，有超过 20 个省市陆 续出台新能源配储政策文件，1-2 小时储能时长，10%-15%的配置比例整体成为各省 的基本要求，4-5 小时储能时长，20%及以上配置比例不断出现。根据《上海市新型 储能示范引领创新发展工作方案（2025—2030 年）》，2025 年 1 月 1 日起，新开工（含 升级改造）集中式陆上风电，按照不低于装机容量的 20%、额定充放电时长不低于 4 小时配置新型储能，新建海上风电按照竞争配置要求配置。 假设基准情景下电化学储能电站随储能容量变化的单位成本为 1000 元/千瓦时， 随储能充放电功率变化的单位成本为 240 元/千瓦，额定功率放电时长 4 小时，循环 效率 90%，折旧年限 15 年，实际使用年限 16 年；考虑全权益项目，则储能电站全 生命周期度电成本（Levelized Cost of Storage, LCOS）约为 382 元/兆瓦时。

考虑风力发电基准场景，在配储比例 25%、储能时长 4 小时的情境下，风电综 合供电成本为 0.26 元/千瓦时，相较于配储之前增加 72 元/兆瓦时。

考虑光伏发电基准场景，在配储比例 25%、储能时长 4 小时的情境下，光伏发 电综合供电成本为 0.31 元/千瓦时，相较于配储之前增加 125 元/兆瓦时。光伏发电利 用小时数低于风电，相同装机规模下，光伏电站年发电量小于风电站，因此在同样 的配储要求下，光伏电站度电成本提高更多。

4、 PB-ROE 体系有效性恢复，行业盈利能力有望得到保障

4.1、 PB-ROE 估值体系有效性恢复，关注上市公司 ROE 变化

2024 年新能源发电行业 PB-ROE 估值体系有效性恢复。从 2020 年双碳战略提 出至今，新能源发电板块经历了一轮波澜壮阔的行情；2021 年行业估值水平系统性 拔高，上市公司估值水平与 ROE 不具备明显的相关性；2022 年行业估值水平回落， 新能源平价上网、有序入市引发市场对上市公司盈利能力可持续性的担忧，部分高 ROE 公司甚至被赋予估值折价，估值水平与盈利能力呈现负相关关系；2023 年行业 估值几乎丧失对 ROE 的敏感性，不论上市公司盈利能力如何都被赋予相近的估值水 平；2024 年 PB-ROE 曲线斜率恢复，公司估值水平与盈利能力整体呈现正相关关系。 关注上市公司 ROE 边际变化及可持续性。ROE 对上市公司估值水平的解释力 增强，将 ROE 作为上市公司估值锚具备一定的可行性。盈利能力稳定且优异的上市 公司应当被赋予更高的估值水平，建议关注行业上市公司 ROE 水平以及可持续性。

4.2、 关注行业边际变化，绿电运营商合理盈利有望得到保障

4.2.1、 绿证：碳-电市场打通、碳排双控考核收紧、绿证价格有望上涨

碳市场是我国实施积极应对气候变化国家战略和推动实现双碳目标的重要核心 政策工具。2024 年，随着《碳排放权交易管理暂行条例》（以下简称《条例》）实施， 全国温室气体自愿减排交易市场（CCER）重新启动，全国碳市场活力稳步提升，配 额成交量价均上升，碳排放数据质量全面提升，行业减排效果逐步显现，我国碳市 场影响力持续扩大。CCER 重启以来，生态环境部发布了造林碳汇、并网光热发电、 并网海上风力发电、红树林营造等 4 项自愿减排项目方法学。截至 2024 年 12 月底， CCER 市场已公示减排项目达 54 个，预计每年可产生核证自愿减排量超千万吨。

强制碳市场对重点排放单位的排放行为进行严格管控，自愿碳市场鼓励全社会 广泛参与，两个碳市场独立运行，并通过配额清缴抵销机制相互衔接，二者共同构 成全国碳市场体系。按照目前规定，CCER 能抵消不超过应清缴碳排放配额的 5%， 可以作为碳市场的有益补充和调控池。 在市场持续发挥作用的情况下，国家也在逐步开展行业扩容工作。2024 年政府 工作报告就提出，要“扩大全国碳市场行业覆盖范围”。2024 年 9 月，生态环境部发 布了《全国碳排放权交易市场覆盖水泥、钢铁、电解铝行业工作方案（征求意见稿）》， 将分启动实施和深化完善两个阶段做好水泥、钢铁、电解铝行业纳入全国碳排放权 交易市场相关工作，并印发实施了水泥、铝冶炼行业等核算核查指南等 4 项技术规 范，实现积极稳妥有序扩大全国碳市场覆盖范围。 2024 年，全国碳市场碳排放配额总成交量 1.886 亿吨，总成交额 181.135 亿元， 市场交易规模逐步扩大。2024 年 4 月 24 日，全国碳市场收盘价首次突破每吨百元。 业界普遍认为，此次价格高涨与《条例》发布有直接关系。2024 年 11 月，碳价再创 新高，最高达到 106.02 元/吨。 碳排放统计核算体系日益完善，为“十五五”时期在全国范围实施碳排放双控 奠定基础。2024 年 7 月，国务院办公厅印发《加快构建碳排放双控制度体系工作方 案》（发改环资〔2024〕1479 号），提出到 2025 年，碳排放统计核算体系进一步完善； “十五五”时期，实施以强度控制为主、总量控制为辅的碳排放双控制度；碳达峰 后，实施以总量控制为主、强度控制为辅的碳排放双控制度。2024 年 10 月，发改委 引发《完善碳排放统计核算体系工作方案》，部署了一系列重点任务，有利于加快建 成体系完备、相互衔接、支撑有力、统一规范的碳排放统计核算体系，为实施碳排 放双控制度提供有力支撑。

新一轮碳排放配额工作开启。碳排放配额是重点排放单位拥有的发电机组相应 的二氧化碳排放限额。2024 年 10 月，生态环境部发布《2023、2024 年度全国碳排 放权交易发电行业配额总量和分配方案》（国环规气候〔2024〕1 号），明确 2023、 2024 年度发电行业配额预分配、调整、核定、清缴等各项工作要求。 碳排放配额分为平衡值和基准值，2023-2024 年碳排放配额边际递减。碳排放平 衡值是各类机组发电、供热碳排放配额量与应清缴配额量平衡时对应的数值，是确 定各类机组发电、供热基准值的依据。2023 年度发电、供热平衡值以重点排放单位 2023 年碳排放数据为基础，统筹考虑了履约优惠政策、各项修正系数等因素综合确 定。2023、2024 年度发电、供热基准值是在 2023 年度平衡值的基础上，综合考虑经 济社会发展、产业结构调整、行业发展阶段、排放强度变化、市场调节需要等因素， 结合各类鼓励导向、近四年纳入全国碳排放权交易市场火电机组的碳排放强度年度 变化率，按照行业总体盈亏平衡、略有缺口的原则综合确定。

全面实行碳排双控，碳-电市场打通后有望提振绿电收益。内蒙古建立高耗能企 业可再生能源电力强制消费机制，绿证被纳入可再生能源电力消费核算范围，有望 一定程度上提振绿证价格。据国网能源院数据，相比于当前碳配额价格（90 元/吨）， 绿证交易价格较低（19 元/张，折合 32 元/吨）。2024 年 10 月，内蒙古自治区发展改 革委等部门联合出台《关于建立高耗能企业可再生能源电力强制消费机制若干措施》， 明确企业可再生能源电力消费量由物理消纳电量和购买绿证两部分组成，其中，物 理消纳电量由市场化项目自发自用可再生能源电量、用户绿色电力交易结算电量、 用户常规电力交易的可再生能源电量三部分组成。2025 年 1 月 10 日，国家能源局印 发《2025 年能源监管工作要点》，提出建立完善与生态环境部门信息共享机制，加强 绿证、绿电和碳市场衔接，壮大培育绿证市场，为新能源和各类新型主体参与市场 交易提供良好政策环境，提高绿证国际认可度和影响力。

4.2.2、 消纳：外送通道&就地消纳缓解三北地区消纳压力

电网公司持续加大投资力度，聚焦优化主电网、补强配电网、服务新能源高质 量发展。据央视报道，2024 年国家电网建成投运 3 项特高压工程，至此已建成 38 项特高压工程。2025 年我国将聚焦优化主电网、补强配电网、服务新能源高质量发 展、继续推进重大项目实施，开工建设陕西至河南特高压，以及山东枣庄、浙江桐 庐抽蓄电站等一批重点工程，积极扩大有效投资，带动上下游产业链，预计全年国 家电网投资将首次超过 6500 亿元。

2025 年 1 月 6 日，国家发改委、国家数据局、工业和信息化部联合印发《国家 数据基础设施建设指引》，提出推动实现“瓦特”产业向“比特”产业转化，强化枢纽节 点与非枢纽节点的协同联动，支持绿电资源丰富的非枢纽节点融入全国一体化算力 网建设；加强大型风光基地和算力枢纽节点协同联动，把绿色电力转换成绿色算力； 积极推进风光绿电资源消纳，助力实现碳达峰碳中和；支持利用“源网荷储”等新型 电力系统模式。 工信部数据显示，2022 年我国基础设施算力规模达到 180EFlops（每秒百亿亿次 浮点运算次数），数据中心耗电量达到 2700 亿千瓦时。预计到 2025 年，我国算力规 模将超过 300EFlops，智能算力占比达到 35%，数据中心耗电量达到 3500 亿千瓦时。 根据《绿色算力白皮书（2023）》预测，到 2030 年我国数据中心耗电量将达到 5900 亿千瓦时。 2024 年 7 月，国家发展改革委等四部门联合印发的《数据中心绿色低碳发展专 项行动计划》明确了数据中心绿色低碳发展的主要目标，要求统筹大型风电光伏基 地与国家枢纽节点建设，支持非实时算力设施向西部枢纽节点迁移。强化人 工智能 重大生产力布局，综合考虑数据中心新增用能用水需求和资源保障能力，引导智算 中心规范化建设，推动形成集聚效应。

2024 年 9 月，工信部等十一部门下发《关于推动新型信息基础设施协调发展有 关事项的通知》，要求数据中心集群与新能源基地协同建设，推动算力基础设施与能 源、水资源协调发展。加强本地数据中心规划，合理布局区域性枢纽节点，逐步提 升智能算力占比。鼓励企业发展算力云服务，探索建设全国或区域服务平台。此外， 各地要出台鼓励企业使用绿电的政策，支持企业利用自有场所建设绿色能源设施。 柴达木绿色微电网算力中心示范项目于 12 月 17 日在青海省格尔木市启动，是 全球范围内首个规模化清洁能源万卡算力中心、全球首个 100%绿电稳定供给项目。 配套电源建设包括光伏 122 兆瓦，储能容量 75 兆瓦/300 兆瓦时，微电网、能量管理 系统等，白天采用光伏发电向算力中心供电，为储能系统充电，夜间由储能系统供 电，实现了清洁能源 100%供电以及零碳排放。

4.2.3、 补贴：总需求收口，历史遗留的补贴缺口有望得到解决

根据现行政策，可再生能源标杆电价与各地煤电标杆电价之差，由从全国销售 电量中收取的“可再生能源电价附加”补足（农业生产和西藏用电免征，居民生活用 电减征政策各地执行标准不同，为 0~8 厘/千瓦时）。《可再生能源法》实施以来，“可 再生能源电价附加标准”历经五次调整，2006 年最初征收标准 0.001 元/千瓦时，2016 年提高至 0.019 元/千瓦时，这一标准维持至今。这使得“十三五”以来“可再生能源电 价附加”征收额远低于实际需求，导致补贴缺口持续加大。同时，可再生能源附加电 费未能足额征收，2015-2019 年征收率不到 85%，每年约有 200 亿元应收未收资金。 据风能专委会统计，2019 年底补贴缺口累计超过 2600 亿元，2020 年底缺口或突破 3000 亿元。

补贴总需求收口。按照《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》（发 改价格〔2019〕882 号），自 2021 年 1 月 1 日开始，新核准的陆上风电项目全面实现 平价上网，国家不再补贴；2022 年开始，新核准海上风电项目，国家不再补贴。按 照国家规划，光伏 2021 年也将不再有新增补贴项目。风电光伏补贴需求的总盘子基 本可以收口。根据《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕 4 号），依法依规纳入补贴目录的可再生能源发电项目，按国家发改委制定电价政策 时依据的“合理利用小时数”核定中央财政补贴额度，同时明确了总补贴资金额度 是“合理利用小时数”乘以年限 20 年。单个项目每年需要的补贴资金和未来项目寿 命周期内所需要的全部补贴资金量基本明确，补贴资金上限收口。 通过发债的形式解决补贴问题具备可行性。补贴总需求已经收口，且随着早期 项目补贴到期，年支出金额将逐渐递减；而可再生能源电价附加仍按照固定价格征 收，在征收比例一定的前提下，征收金额将随着用电量增长逐年提高；因此通过发 债的形式将远期现金流贴现至当期、解决补贴缺口问题具备理论可行性。根据风能 专委会测算，在发行利率 2%-3%的条件下，2020 年发行 3000 亿规模 20 年期债券， 解决历史遗留缺口，后每年滚动发行 500 亿 10 年期债券，保证每年足额支付补贴资 金；考虑到今后全社会用电量的增长，以及实现应收尽收，乐观测算到 2041 年可完 成所有债券的还本付息。 2022 年三部委授权两大电网成立可再生能源发展结算公司，统筹解决补贴问题。 2022 年 8 月，国家发展改革委、财政部、国务院国资委授权两大电网公司设立北京、 广州可再生能源发展结算服务有限公司，统筹解决可再生能源发电补贴问题。结算 公司市场化运作，在财政拨款基础上，补贴资金缺口按照市场化原则通过专项融资 解决，专项融资本息在可再生能源发展基金预算中列支。

根据三峡能源招股书，纳入补贴目录或补贴清单的项目，将根据可再生能源基 金的拨付进度结算新能源补贴电费，未纳入补贴目录或补贴清单的项目，暂时不能 获得新能源补贴电费的结算。发电项目实现并网发电后，燃煤脱硫标杆电价部分， 由电网公司直接支付，通常跨月结收电费，即本月对上月发电收入进行结算，账龄 一般在 1 个月之内；可再生能源补贴发放周期较长，已经纳入补贴目录或补贴清单 的发电项目，通常 1-3 年方能收回补贴。我们汇总了 16 家新能源发电板块上市公司 2024 年中报披露的应收账款，上市公司当期应收账款占当期营业收入的算数平均值 为 35.7%，加权平均值为 23.5%，大型企业回款情况更好；截至 2025 年 2 月 14 日， 上市公司累计应收账款总额占上市公司总市值的 55.5%。

编辑：火腿肠