2025年公用事业行业深度报告：新能源运营商行业深度，新能源全面入市，三大压制因素释放绿电迎反转

1. 三大压制因素逐步释放，新能源迎反转

公用事业类型公司较为适用现金流折现模型进行估值。公用事业类型公司经营周期 长，收益率与现金流相对比较稳定，通常较为适用折现现金流模型对公司进行估值，其 核心逻辑在于企业的价值等于其未来产生的全部现金流在当前时点的折现值之和。我们 通常可以选自由现金流，即企业产生的、在满足了再投资需求之后剩余的、不影响公司 持续发展前提下的、可供企业资本供应者/各种利益要求人（股东、债权人）分配的现金， 参考对应的折现率以及经营期限，较好的评估公用事业类型资产的估值情况。

拆解绿电运营商 FCFF，消纳、电价、补贴为压制估值的主要因素。我们将新能源 运营商经营真实情况代入自由现金流折现模式分子端，企业自由现金流 FCFF 可简单拆 分为收入项、支出项以及经营资金占用项，分别反应盈利、资本开支与经营效率。对新 能源运营商，电价、消纳、补贴三大因素影响自由现金流表现，具体来看，1）电价：新 能源运营商结算电价持续下行，存量项目盈利下行，增量项目盈利不确定；2）消纳：新 能源高速装机反应为新能源运营商维持高位的资本开支，同时高位资本开支带来新能源 消纳压力，进一步影响项目电价与利用小时数；3）补贴：存量补贴项目高上网电价中包 含中央财政补贴，因补贴回款节奏形成的应收账款体现为对于现金的占用。 三大压制因素逐步释放，新能源迎反转。2025 年 1 月，国家发展改革委、国家能源 局出台《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》（中央 136 号文），推动新能源全面入市，新能源电价结算模式迎改革，新能源全面进入市场的模 式与影响逐步清晰。1）从电价来看：新能源实现全面入市，可持续发展结算机制稳定新 能源电价，新能源电价有底；2）从消纳来看：市场引导新能源理性扩张，配套投资加速 支撑消纳；3）从补贴来看：136 号文虽不涉及补贴项目补贴问题，但可再生能源补贴基 金已实现平衡，历史欠款规模已收口，减值风险较小。三大压制因素逐步释放，新能源 迎反转。

2. 电价有底：全面入市，可持续发展结算机制稳定新能源电价

绿电电价下行，光伏尤为显著：近年来各大绿电公司电价整体呈下行趋势，2022 年 以来下降趋势尤为明显，光伏电价下降尤其显著。2020-2024 年间，龙源电力、三峡能 源、中国电力风电结算电价下跌范围在 3.3%-9.9%，2022-2024 年间华能国际、华电新能 风电电价分别下跌 9.6%、11.1%。在相同时间段内，这五家公司光伏结算电价下跌 8.9%- 40.0%不等。

从新能源结算电价结构来看，三个因素影响综合电价。我们将新能源公司结算电价 拆分为保障性收购电量*保障性收购电价+市场化电量*市场化电价+可再生能源电价补 贴。保障性收购电量比例、市场化电价以及电价补贴，在 2021 年以来持续影响综合结 算电价，具体来看： 保障性收购比例逐年下降：2020 年我国提出双碳战略以来，新能源装机量不断攀 升。从制度执行实际情况看，高比例可再生能源电力系统下，过去的由电网企业承担全 额保障性收购可再生能源电量的模式，使电力系统成本高昂，落实难度持续增加，最终 导致全额保障性收购制度逐渐弱化，保障性收购比例逐年下降，市场化成为发展趋势。 市场化电价逐年下降：一方面，新能源装机量不断攀升；另一方面，配套的抽蓄、 新型储能等调节工程及超高压输电工程等促进消纳的工程建设进度相对缓慢，使新能源 消纳问题日益凸显，在新能源出力多的时段，边际成本极低且面临消纳问题的新能源被 迫以低价参与市场，使市场化电价下降。 2022 年后均为平价项目，摊薄整体电价：《关于 2021 年新能源上网电价政策有关 事项的通知》规定，2021 年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新 核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网；新核准海上风电项目、新备案 光热发电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。此后，各地方陆续出台海上风电政策，将其纳入平价范畴。

2.1. 新能源全面入市，可持续发展结算机制稳定新能源电价

2025 年 2 月，中央 136 号文出台，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增 量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革，推动新能源全面进入市场。 建立可持续发展价格结算机制，由各省级主管部门明确机制电量、机制电价，对机制电 量由电网企业开展差价结算，非机制电量部分全面进入市场。以 2025 年 6 月 1 日为界 限对项目进行新老划段，分别适用不同政策。

绿电电价新机制出台，结算模式得到整体统一。中央 136 号文重点提及可持续发展 价格结算机制，并围绕提出机制电量、机制电价和执行期限，对纳入机制的电量，按照 市场交易均价与机制电价的差价，由电网企业开展差价结算，结算费用纳入当地系统运 行费用，向用户侧传导。中国各地区存量以及增量新能源项目的电价结算模式，在中央 136 号文背景下得到统一。

重点关注机制电量、机制电价，市场化电价市场决定。1）对新能源存量项目，由 各地妥善衔接现行具有保障性机制的相关电量规模政策，新能源项目在规模范围内每年 自主确定执行机制的电量比例，但不得高于上一年。机制电价不高于当地煤电基准价。 执行期限按照现行相关政策保障期限确定。存量项目衔接原有保障性政策，使存量项目 获得较为稳定的电价和收益率，确保其平稳运营。2）新能源增量项目，由非水电可再 生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素确定，第一年新增纳入机制的 电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例衔接； 机制电价由增量项目市场化竞价形成；执行期限按照现行相关政策保障期限确定。增量 项目收益率需要重点关注机制电量的比例与机制电价竞价结果，价格信号将更好的引导 新能源项目投资趋于地区真实需求与年份间真实需求。非机制电量部分，由市场最终决 定。

2.2. 市场化电价有底，具备合理收益率区间

中国电力交易体系框架走向成熟。电能量市场按时间层级主要分为电力中长期市场 和电力现货市场，中长期包含数年、年、月、周、多日等不同时间维度的交易。市场主 体可通过双边协商、集中交易等市场化方式，提前锁定发电企业预期收益，稳定市场预 期，平衡长期供需。现货市场主要开展日前、日内、实时的电能量交易，通过竞争形成 分时市场出清价格。现货承接中长期，已经形成中长期与现货结合的市场结算。

中长期交易依然是电力交易的压舱石。《关于做好 2025 年电力中长期合同签约履 约工作的通知》中规定，保障电力中长期合同签约电量比例不低于实际上网电量的 90%， 占比极大。即使对于水电和新能源发电量占比较高的地区，适当放宽要求，原则上也不 能低于 60%。通过签订中长期电力交易合同，发电企业能提前锁定电量销售规模，依据 合同电量安排生产计划，减少发电能力闲置或者过度发电却无法消纳的情况；中长期交 易价格相对稳定，在合同期内，交易双方需按照约定价格执行，在很大程度上限制了电 价的过度波动，起到了稳定电价的压舱石作用。从电力市场出清角度来看，火电机组依 然是系统边际出清机组，中长期电价交易结果受火电的边际成本（动力煤、天然气一次 能源价格）影响较大。

现货市场占比不高，反应短时平衡，风电更占优势。电力市场整体处于不断发展完 善的过程中，现货市场相对起步较晚，市场规则、交易机制等还在进一步成熟优化，目 前在整个电力交易中占比相对不高。现货市场聚焦于短时间内的电力供需匹配。其价格 会随着短时供需变化快速变动，当出现电力供应紧张时，电价会快速上升，引导用电企 业采取错峰用电等措施来减少用电负荷，同时激励发电企业尽快增加发电能力；而在电 力供应宽松、电价走低时，发电企业会适当降低发电功率，避免资源浪费。目前的电力 现货市场上，风电相较于光伏有着明显优势。原因主要在于，光伏在一天当中日出后功 率快速上升，中午达到峰值后又随着日落快速下降，功率变化曲线较为陡峭，日内波动 幅度极大。风电功率虽然也会随风力变化而波动，但其功率变化相对更平缓。由于供需 两方面的共同影响，各省市普遍存在 10-17 点间现货价格出现明显低谷的情况，现货价 格曲线一般与风电典型出力曲线趋势比较类似，而与光伏出力曲线截然相反，因此，对 风电在现货市场上获得良好价格较为有利，而对光伏较为不利。对各地区风电、光伏均 价的统计也能验证这一点，绝大多数地区的风电均价均高于光伏。

市场化电价有底，具备合理收益率区间。无论是近年来中长期电价下行，还是现货 市场上风光出现零价甚至负电价，风电光伏项目长期收益率引发担忧。长期来看，风电 光伏终将成为中国电源侧发电主体电源，综合考虑中长期市场结算价格与现货市场结算 价格，综合结算电价或者项目收益率终将回归理性。根据大唐集团发布《大唐集团新能 源项目收益率动态管理方案》，明确了不同类型风电、光伏项目的税前全投资内部收益 率（主）、税后资本金内部收益率（辅）要求。参考投决标准为项目资本金 IRR 为 6%， 我们搭建集中式光伏与集中式陆上风电收益率测算模型，以资本金 IRR=6%作为底线， 光伏项目上网电量均价为 0.238 元/千瓦时，而同电价下风电项目资本金 IRR 为 9.8%。 当风电项目上网电量均价为 0.197 元/千瓦时，风电资本金 IRR 达到 6.0%，同期，光伏 项目资本金 IRR 仅为 1.8%。长期电价回归理性，新能源项目将具备合理收益率，同时 考虑到风电均价普遍高于光伏，在光伏项目能获得合理的 IRR 的情况下，风电项目会有 良好的收益率。

绿电绿证收益值得期待。绿证制度的建立和完善对绿电行业有多方面积极影响，其 有利于引导全社会绿色电力消费，有利于推动可再生能源发电项目开发建设和消纳利用。 自 2017 年起中国试行绿证核发和自愿认购制度以来，相关政策不断拓展，直至 2023 年 7 月，实施绿证全覆盖政策，明确绿证是中国可再生能源电量环境属性的唯一证明，此 后绿证价格曾到达历史峰值。但是生态环境部 2023 年 10 月发布的《关于做好 2023— 2025 年部分重点行业企业温室气体排放报告与核查工作的通知》不认可绿证对碳排放 量的抵扣机制，该文件发布后，我国绿证平均成交价大跌，严重影响了绿电环境价值的 兑现。不过 2024 年以来我国先后出台一系列绿电绿证相关政策，目前，绿证制度体系 框架已经基本建成，核发质效显著提升，市场活力持续增强。2024 年绿证核发量提升极 大，导致绿证价格下跌；但自 2025 年以来，随着政策体系的完善和绿证需求的增加， 2025 年绿证价格已呈回升趋势，未来绿电绿证收益值得期待。

3. 消纳缓解：市场引导新能源理性扩张，配套投资加速支撑消纳

新能源装机维持高速。双碳推进下，新能源装机、发电规模不断增长，截至 2025M5， 中国新能源装机已经超过 17 亿千瓦，已超越火电；2024 年新能源发电已经超过 18000 亿千瓦时，同比增长超过 17%，发电量占比已达 14%。

风电光伏利用率持续下降，消纳问题暴露。新能源装机维持高速，逐步引发消纳问 题，风电光伏利用率持续下行。2024 年新能源消纳 95%红线放开，资源条件较好地区的 新能源利用率可降低至 90%，2025 年 5 月，中国风电利用率已降至 93.2%，光伏利用率 已降至 94.2%。

3.1. 新能源全面入市引导新能源投资回归真实需求

可再生能源电力消纳责任权重成为增量新能源项目的真实需求。根据中央 136 号 文，2025 年 6 月 1 日以后投产的新能源项目均作为增量项目，增量项目同样适用可持续 发展价格结算机制的结算方式，增量项目机制电量规模，由各地根据国家下达的年度非 水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。各地区年 度可再生能源电力消纳责任权重将更好的反应该地区可再生能源电力的真实需求。通过 增量项目机制电量的市场化竞价，价格信号有望引导新能源投资回归至真实需求。 2025 年可再生能源电力消纳权重下发，指引真实需求。可再生能源电力消纳权重， 是指按省级行政区划对电力消费规定应达到的可再生能源电量比重。责任权重目的是促 进各省区优先消纳可再生能源，加快解决弃水弃风弃光问题，促使市场主体承担消纳责 任。2019 年，中国步入建立健全可再生能源电力消纳保障机制的轨道，开始对各个省份 设定了明确的可再生能源电力消纳责任权重。消纳责任权重首先确定省级层面的消纳责 任权重，然后在省内各个市场主体之间进行分配。2024 年 8 月，国家能源局、国家发改 委下发各省 2024 年可再生能源电力消纳责任权重以及 2025 年预期值，除四川、青海、 云南三地比例不变外，其余地区消纳比例 2025 年均同比提升 1.1pct；2025 年 7 月，下 发各省 2025 年可再生能源电力消纳责任权重以及 2026 年预期值,2025 年各省消纳责任 权重实际值普遍高于原预期值。

电解铝、钢铁、水泥、多晶硅以及数据中心设置绿电消费比例要求。2025 年在电解 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，其完成情况核算以绿证为主，只监测不考核，电解铝行业则进行考核。2024 年则 仅有电解铝行业有绿色电力消费比例要求，且只监测不考核。电解铝、钢铁、水泥、多 晶硅行业 2025 年要求绿电使用比例为 25.2%~70%，相较于去年下发的 2024 年电解铝 行业绿色电力消费比例及 2025 预期值，大部分省份 2025 年实际要求比例均有所上升。 数据中心要求绿电使用比例则均为 80%。进一步加强高耗能行业对于绿电的消纳。

我们预计“十五五”期间，风电光伏新增装机放缓。2024 年 10 月，国家发展改革 委等部门发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》，指导意见要求 2025 年 全国可再生能源消费量达到 11 亿吨标煤以上，2030 年全国可再生能源消费量达到 15 亿 吨标煤以上。我们假设 1）新增可再生能源消费需求均通过新增风电/光伏装机实现，2） 风电光伏新增装机比例为 2:1，3）风光合理利用小时数：风电 2200 小时，光伏 1300 小 时，4）2025-2030 年风电/光伏弃风弃光率均为 10%，我们预计 2025 年中国新增风电/光 伏装机规模为87GW/174GW，2026-2030年年均新增风电/光伏装机规模为62GW/123GW。 新能源新增装机放缓，消纳压力逐步缓解，资本开支下降，新能源运营商自由现金流表 现提升。

3.2. 新型电力系统建设推进，配套投资支撑新能源消纳

电力系统调节能力提升，支撑新能源消纳。为支撑新能源合理消纳利用，加快构建 新型电力系统，国家发展改革委、国家能源局印发《电力系统调节能力优化专项行动实 施方案（2025—2027 年）》，要求 2025-2027 年年均新增新能源合理消纳利用 2 亿千瓦 以上，全国新能源利用率不低于 90%。为实现此目标，相关重点政策包括：到 2027 年 存量煤电机组实现“应改尽改”；适度布局调峰气电项目，进一步提升气电调峰能力； 高质量建设一批生态友好、条件成熟的抽水蓄能电站；持续完善新型储能调度机制，保 障新型储能合理高效利用；提高水电流域整体调节能力；提升系统友好型新能源主动调 节能力等。

特高压进入加速投产期，实现绿电资源有效调度。风光资源、场地资源丰富的三北 地区和中西部地区是建设风电、光伏发电的第一选择，但这类地区与东部用电负荷中心 存在空间上的错位，这部分矛盾可以通过建设长距离的特高压通道进行电力输送加以解 决。此前，特高压项目的建设远远滞后于新能源基地的建设，是新能源消纳问题的重要成因之一。“十四五”期间，国网规划建设特高压工程“24 交 14 直”，涉及线路达 3 万余公里，变电换流容量 3.4 亿千伏安，总投资 3800 亿元。2025 年，陇东-山东±800KV 特高压直流、哈密北-重庆±800KV 特高压直流等项目已经投产，金上-湖北+800KV 特 高压直流等项目投产在即，此外还有很多项目将在 2026 年投产，新的项目也在陆续开 工，未来，特高压项目的大量投产将会显著缓解新能源消纳压力。

绿电直连政策出台，满足企业绿色用能需求，促进新能源就地消纳。国家发展改革 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》，明确了绿电直连 的概念和原则、健全绿电直连安全运行和管理要求、完善绿电直连市场交易和价格机制。 绿电直连的发展有望为新能源电力提供更直接的消纳渠道，有效减少弃风、弃光现象。

4. 电价补贴：历史欠款风险小，补贴基金缺口已平衡

应收账款影响财务表现，引发市场担忧。电力公司上网电量与各地电网月度结算， 现金流表现良好，新能源公司由于上网电价中隐含可再生能源补贴收入，该部分收入形 成的应收账款影响新能源公司财务表现。我们选取东吴公用核心标的池，选取水电、核 电、火电、绿电、燃气公司，比较细分赛道差异，我们发现，截至 2024/12/31，绿电板 块应收账款占总资产比例达到 15%，2024 年绿电板块信用减值影响净利润 9.5%，显著 高于公用事业其他细分板块，引发市场对于新能源项目资产质量的担忧。

2021 年起中国新能源已实现全面平价。风电光伏项目根据经电网公司确认的月度 实际上网电量，以及合同约定的上网电价（包括燃煤发电基准价和补贴电价）确认电费 收入，包含可再生能源补贴收入。其中，燃煤发电基准价即标杆电费部分，由电网公司 直接支付，可再生能源补贴资金主要来源于国家财政公共预算安排的专项资金和依法向 电力用户征收的可再生能源电价附加收入。2021 年起中国新能源项目上网电价已经实 现全面平价，已无增量国补电价压力。

可再生能源发展基金收入逐年提升，支出已达上限。2011 年底，可再生能源发展基 金设立，用于可再生能源补贴，来源一是国家财政公共预算安排的专项资金，二是依法 向电力用户征收的可再生能源电价附加费，电价附加费由电网公司代收，扣税后上缴可 再生能源基金。收入端来看，2006 年以来，国家向用户侧适征电量征收可再生能源电价 附加，征收标准逐年提高，2016 年后保持 0.019 元/千瓦时不变，随着全社会用电量稳步 提升，基金收入规模增长。支出端来看，新能源加速装机，标杆电价逐年下降至 2021 年 实现全面平价，基金年支出规模已达上限。

财政赤字放大，可再生能源电价补贴支出有所放缓。在我国目前财政预算体系下， 政府预算“四本账”由一般公共预算、政府性基金预算、国有资本经营预算、社会保险 基金预算四本预算构成。“四本账”对应不同的用途，可再生能源电价附加的收入与支 出在政府性基金预算（第二本账）中进行管理。“四本账”彼此间可以存在一定资金往 来，“第一本账”可以从“第二本账”与“第三本账”调入资金；“第二本账”在特殊 情况下会从“第一本账”调入资金。2022 年财政赤字放大，第二本账调入第一本账金额 提升，财政对于可再生能源电价补贴支出有所放缓。当前来看，中央财政还有较大的举 债空间和赤字提升空间，力度加大有望解决国补历史欠款。

预计 2025 年左右迎来基金收支平衡，2036 年左右历史欠款得到自然解决。根据风 能专委会综合各项因素测算，截至 2021 年底，可再生能源发电补贴拖欠累计约 4000 亿 元，我们对可再生能源发展基金收入与支出进行测算，核心假设以下：1）收入端：2025 至 2040 年用户侧适征电量年复合增速为 3%，征收标准维持 0.019 元/千瓦时，征收率维 持 75%；2）支出端：截至 2021 年底存量补贴项目度电补贴强度为 0.21 元/千瓦时，基 金支出占基金收入比例维持 95%。我们预计 2025 年左右，可再生能源发展基金当年收 支实现平衡，用户侧适征电量持续增长，考虑基金盈余对于存量补贴欠款的支付，我们 预计到 2036 年左右历史国补欠款也将得到自然解决。

应对可再生能源补贴退坡的多种措施有望出台。针对可再生能源补贴退坡，多种措 施有望出台，包括推动建设碳减排市场扩充可再生能源补贴资金来源、引入多元投资主 体创设可再生能源中长期发展基金、多批次发行可再生能源补贴专项国债、推广可再生 能源补贴确权贷款、拓展可再生能源发电项目补贴的收口兑付和转化途径等多种措施。 2022 年 8 月，根据国家发展改革委、财政部、国务院国资委《关于授权设立北京、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的复函》要求，电 网公司承担可再生能源补贴资金管理业务，并按市场化运作，按照国家政策规定，开展 可再生能源补贴资金的统计和管理，以及缺口部分的专项融资和还本付息等工作。可再 生能源补贴问题有望得到加速解决。

若国补欠款得到解决，新能源资产质量触底回升，重回成长。对于历史国补欠款我 们进行测算，按照累计形成欠款当期回收 20%、50%、80%测算，从成长角度来看，可 撬动新一轮资本开支重回成长。从利润提升角度来看，回收现金用于有息债务偿还，通 过节省财务费用有望带来净利润 10%左右的提升空间。从弹性角度来看，关注当期信用 减值和历史累计坏账准备的冲回。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）