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1、 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。1 证券研究报告 公用环保公用环保 绿电绿电从规模向效率蜕变：卡位从规模向效率蜕变：卡位区域布区域布局局，突围，突围技术壁垒技术壁垒 华泰研究华泰研究 公用事业公用事业 增持增持 (维持维持)发电发电 增持增持 (维持维持)研究员 王玮嘉王玮嘉 SAC No.S0570517050002 SFC No.BEB090 +(86)21 2897 2079 研究员 黄波黄波 SAC No.S0570519090003 SFC No.BQR122 +(86)755 8249 3570 研究员 李雅琳李雅琳 SAC No.S057052305

2、0003 SFC No.BTC420 +(86)10 6321 1166 研究员 胡知胡知 SAC No.S0570523120002 +(86)21 2897 2228 行业走势图行业走势图 资料来源：Wind，华泰研究 重点推荐重点推荐 股票名称股票名称 股票代码股票代码 目标价目标价 (当地币种当地币种)投资评级投资评级 中绿电 000537 CH 11.58 买入 三峡能源 600905 CH 6.40 买入 龙源电力 916 HK 7.73 买入 南网能源 003035 CH 4.94 买入 资料来源：华泰研究预测 2025 年 4 月 30 日中国内地 深度研究深度研究 非水消纳权

3、重是 136 号文电价机制的核心变量之一，驱动绿电行业从“规模”向“效率”蜕变。我们预计非水消纳权重 2030 年达到 28%30%、较 2024年提升 9-11pct，带动年均风光装机超 286GW，同时隐含两大破局变量：1）地域分化加剧催生“资源-消纳-电价”三重溢价，西部依托特高压外送通道有望对冲弃电率风险，而东部负荷中心绿电溢价或形成区域价差带；2）技术迭代重构成本曲线，漂浮式海风较陆风溢价、兑现沿海资源稀缺性，光储一体化 IRR 提升突破收益率阈值。聚焦“区域布局+技术壁垒”，优选三峡能源（海上风电龙头）、龙源电力（存量保收益）、中绿电（新疆大基地+光储协同）、南网能源（分布式聚合龙

4、头），把握政策催化与结构性机会。消纳权重提升驱动新增装机，区域资源禀赋主导布局消纳权重提升驱动新增装机，区域资源禀赋主导布局 消纳权重与新能源装机需求呈强正相关，我们测算若 2030 年权重达28%30%，需年均新增风光装机不低于 286GW；“十五五”（2026-2030年）风电/光伏装机 CAGR 达 11%/14%，2030 年风光发电量占比达 28%。区域层面呈现三大特征：1）西部集中式主导：新疆、内蒙古依托风光资源与特高压外送通道，2030 年风光装机或超 200GW；2）海上风电战略突围：当前粤东、长三角已规划深远海项目累计超 47GW，漂浮式技术突破打开成长空间；3）中东部分布式

5、放量：山东、河南、江苏等省份整县推进政策下，2030 年分布式光伏装机占增量比例或超 60%。电价机制改革深化，差价结算与区域分化并存电价机制改革深化，差价结算与区域分化并存 136 号文实施“存量保收益、增量市场化”电价机制：1）存量项目：执行燃煤基准价或核准电价，机制电量比例逐年压缩；2）增量项目：完全市场化竞价，竞价上限受区域电价水平影响（2024 年中长期东部 0.4-0.5 元/KWh vs 西部 0.25-0.35 元/KWh）。差价结算机制通过“多退少补”平滑收益波动，但资金池依赖用户分摊，东北等高耗能地区存在缺口风险。区域分化加剧：1）东部高价区：2024 年山东、江苏、浙江绿

6、电溢价达 0.020.05 元/KWh左右，叠加工商业需求支撑，IRR 超 8%；2）西部低价区：青海、新疆弃电率上升导致现货电价走低，依赖差价补偿和储能削峰填谷增加效益。绿电行业投资策略：把握区域布局与技术壁垒，精选龙头标的绿电行业投资策略：把握区域布局与技术壁垒，精选龙头标的 绿电投资需聚焦“区域布局+技术壁垒”双重视角，短期把握政策催化下的区域装机放量，中长期布局技术领先且商业模式创新的龙头企业。核心筛选逻辑：1）区域优势：布局沿海负荷中心（广东、浙江）或特高压外送节点（内蒙古、新疆）的项目回报率更优；2）技术壁垒：光储一体化、虚拟电厂等创新模式提升盈利确定性。重点推荐三峡能源、龙源电力

7、、中绿电、南网能源，上述标的凭借资源卡位与技术优势，在新能源行业新周期中有望具备收益。风险提示：政策执行不及预期；技术进步滞后导致成本压力；测算与实际情况出入。(14)(7)(1)613May-24Sep-24Dec-24Apr-25(%)公用事业发电沪深300 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。2 公用环保公用环保 正文目录正文目录 核心推荐逻辑核心推荐逻辑.3 与市场的不同之处.3 消纳权重提升驱动新增装机，区域资源禀赋主消纳权重提升驱动新增装机，区域资源禀赋主导布局导布局.4 消纳权重是驱动绿电装机需求的关键变量.4 区域装机潜力与结构性机会.8 电价机制改革深

8、化，差价结算与区域分化并存电价机制改革深化，差价结算与区域分化并存.14 机制电价分类管理：存量与增量项目的差异化路径（136 号文核心框架）.14 区域分化特征与政策工具差异.16 电价风险与对冲策略.17 绿电行业投资策略：把握区域布局与技术壁垒，精选龙头标的绿电行业投资策略：把握区域布局与技术壁垒，精选龙头标的.21 投资策略与启示.21 风险提示.22 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。3 公用环保公用环保 核心推荐逻辑核心推荐逻辑 在“双碳”目标与新型电力系统建设驱动下，我国新能源发电行业进入结构化转型新阶段。根据“十四五”可再生能源发展规划，非水可再生能源

9、消纳权重目标从 2020 年的 11.4%提升至 2025 年的 18%，而实际执行中 2023 年已达 18.1%并提前达标，政策力度超预期推动行业加速发展。当前电力系统呈现“装机高增长与消纳压力并存”特征：我们测算 2030年风光总装机占比将从 46%升至 57%，但新能源出力波动性与电网调节能力不足的矛盾加剧，2024 年部分三北省份弃电率上升。在此背景下，136 号文推动的电价机制改革通过差价结算平滑收益波动，但区域资金池分化显著东部省份绿电溢价，而西部省份依赖特高压外送补偿电价缺口，行业投资逻辑正从“量增普涨”转向“区域+技术”双重挖掘。报告通过量化区域电价弹性、资金池风险及技术降本

10、路径，构建“沿海高价区西部外送通道存量现金流”的优先级逻辑，与市场泛化看待装机增长的视角形成差异，核心标的（三峡能源、中绿电、龙源电力、南网能源）在区域布局与技术协同上的优势被显著低估。沿海高电价区“绿电溢价沿海高电价区“绿电溢价+负荷匹配”双驱动负荷匹配”双驱动。2024 年山东、江苏、浙江绿电溢价达 0.020.05元/KWh 左右（vs 燃煤基准价），项目 IRR 超 8%（行业均值 6.5%）。推荐三峡能源（2024年末山东/浙江海风装机占比超 30%，受益现货高价区）、南网能源（2024 年末分布式光伏自发自用比例 70%+，规避午间电价低谷）。西部外送通道绑定项目的确定性优势西部外

11、送通道绑定项目的确定性优势。新疆依托哈密-重庆、南疆-川渝特高压通道（2030年外送电量占比 60%），大基地项目利用率较本地消纳高 15pp。推荐中绿电（截至 2024年末新疆储备 30.3GW，其中特高压绑定率 80%+，外送电价结算稳定性强）。存量项目“现金流安全垫存量项目“现金流安全垫+技改提效”价值重估技改提效”价值重估。龙源电力存量项目执行燃煤基准价比例达80%，机制电量年降幅有限（136 号文政策精神），叠加国补回款加速（2024 年回款同比+200%）。推荐龙源电力（存量风电装机 35GW，现金流稳定性行业领先）。与市场的不同之处与市场的不同之处 电价机制改革下的区域分化被低估

12、电价机制改革下的区域分化被低估。市场认为差价结算机制平滑全国收益，忽视区域资金池缺口风险。东北三省用户因高耗能产业占比高或导致分摊能力不足，我们测算东北三省2026 年差价补偿资金缺口或达 20 亿元；而浙江/广东分摊完成率有望超 95%。需规避东北/西北单一区域依赖的运营商，优选山东、浙江等分摊能力强的高电价区项目。储能配置的经济性临界点储能配置的经济性临界点或将或将突破突破。市场高估储能强制配比需求，低估市场化配置效率。我们测算光储一体化项目IRR较纯光伏高1.5pct（7.5%提升至9%），储能最优配比仅20%，新疆大基地项目配套储能利用率达 85%。具备储能技术协同能力的运营商（如中绿

13、电液态空气储能项目降本 30%）有望获得超额收益。深远海风电技术路径的深远海风电技术路径的机会机会。市场担忧“单 30”政策延后深远海开发，忽视技术储备企业的先发优势。漂浮式海风 LCOE 降至 0.45 元/KWh（较固定式高 15%但免去竞配成本），粤东规划 16GW 试验项目（占全国 53%），2025 年三峡青洲六 1GW 项目投产。三峡能源（漂浮式技术储备领先）受益深远海放量。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。4 公用环保公用环保 消纳权重提升驱动新增装机，区域资源禀赋主导布局消纳权重提升驱动新增装机，区域资源禀赋主导布局 消纳权重是驱动消纳权重是驱动绿电绿

14、电装机需求的关键变量装机需求的关键变量 消纳权重是考核各省份可再生能源发展的重要指标，直接决定了新能源装机的规模和节奏。消纳权重是考核各省份可再生能源发展的重要指标，直接决定了新能源装机的规模和节奏。其核心逻辑在于：通过设定非水可再生能源在全社会用电量中的最低占比，倒逼电力系统提升吸纳绿电的能力，从而推动新能源产业发展。消纳权重不仅是一个目标，更是一个约束性指标，从过去各省的实际情况看，基本可以超额完成。因此消纳权重目标的设定和提升，是预测未来新能源装机规模的基石。“十四五”消纳目标提前达成，“十四五”消纳目标提前达成，各省消纳责任权重差异大。各省消纳责任权重差异大。根据“十四五”可再生能源发

15、展规划，到 2025 年底，我国非水可再生能源消纳责任权重目标将由 2020 年的 11.4%上涨至 18%。2023 年全国非水电可再生能源电力消纳责任权重实际完成 18.1%，同比增长2.2%，提前达成“十四五”目标。从 2015-2023 年，水电消纳比重的下降与水电装机占比的下降呈明显的线形关系，但非水可再生能源装机的增长明显快于消纳比重的增长，主要原因是新能源利用小时数与利用率明显低于水电。图表图表1：2023 年底完成年底完成“十四五”“十四五”非水可再生能源电力消纳权重非水可再生能源电力消纳权重 图表图表2：“十三五”与“十四五”期间可再生能源装机占比变化“十三五”与“十四五”期

16、间可再生能源装机占比变化 资料来源：国家能源局、华泰研究 资料来源：中电联、华泰研究 非水可再生能源消纳权重与新能源资源禀赋呈正相关。非水可再生能源消纳权重与新能源资源禀赋呈正相关。除西藏免于考核、新疆只监测外，全国所有省份均完成国家下达的非水电消纳责任权重，其中黑龙江、吉林、青海、宁夏 4省非水电消纳责任权重完成达到 30%。分析各省实际完成率与规划缺口，可以发现：1）消纳责任权重完成较高的省份主要集中在新能源资源富集区，这些地区本身新能源装机占比高，绿电消费天然占比较高。2）完成情况欠佳的省份多为经济发达的用电负荷中心，如东部沿海地区和珠三角地区，虽然新能源发展迅速，但用电需求庞大，新能源

17、供应难以支撑，消纳压力依然突出。05101520253035201520162017201820192020202120222023（%）水电消纳比重可再生消纳比重非水可再生消纳比重0510152025303540450510152025303540452015201620172018201920202021202220232024（%）（%）水电装机占比非水可再生装机占比非水可再生装机增速（右）免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。5 公用环保公用环保 图表图表3：各省实际完成各省实际完成非水消纳责任权重非水消纳责任权重 2020 2021 2022 2023 2024

18、 实际实际 目标目标 实际实际 目标目标 实际实际 目标目标 实际实际 目标目标 目标目标 安徽 13.60%12.50%16.00%14.00%17.70%15.30%19.30%16.50%20.30%北京 16.10%15.00%19.40%17.50%22.10%18.80%22.80%20.00%23.80%福建 7.30%6.00%9.10%7.50%11.20%8.80%11.20%10.00%11.50%甘肃 17.80%16.50%18.90%18.00%24.20%20.30%27.30%21.50%27.50%广东 5.40%4.50%5.70%5.00%8.10%6.3

19、0%8.70%7.50%9.00%广西 8.90%7.00%11.40%10.00%13.10%11.30%16.10%12.50%16.50%贵州 7.30%6.00%9.80%8.50%14.10%9.80%16.40%11.00%16.50%海南 7.40%6.50%9.40%8.00%11.10%9.30%17.20%10.50%17.50%河北 13.50%12.50%16.80%16.00%20.80%17.80%23.20%19.00%23.70%河南 13.70%12.50%21.40%18.00%22.90%19.80%27.90%21.00%28.00%黑龙江 21.50%

20、20.00%23.20%20.00%30.50%21.50%30.90%22.70%30.00%湖北 9.10%8.00%10.90%10.00%15.10%11.30%17.30%12.50%17.50%湖南 11.10%9.00%14.00%13.50%18.00%14.80%22.10%16.00%22.50%吉林 21.30%18.50%21.00%21.00%25.60%22.30%31.40%23.50%30.00%江苏 9.00%7.50%12.10%10.50%14.60%11.80%15.60%13.00%16.10%江西 10.60%9.00%13.10%12.00%15.

21、00%13.30%18.00%14.50%18.00%辽宁 13.60%12.50%14.00%13.50%16.50%14.80%20.80%16.00%21.00%内蒙古 19.50%16.50%22.50%19.50%24.50%20.80%25.40%22.00%27.00%宁夏 21.40%20.00%26.20%22.00%28.90%23.30%32.70%24.50%30.00%青海 25.40%25.00%29.30%24.50%33.20%26.00%35.20%27.20%30.00%山东 11.40%11.00%14.90%12.50%16.30%14.50%19.50

22、%15.70%19.50%山西 16.80%16.00%23.40%19.00%23.40%20.30%26.50%21.50%26.50%陕西 13.60%12.00%17.90%15.00%17.30%17.30%20.20%18.50%20.50%上海 4.80%4.00%5.20%4.00%6.00%5.20%7.50%6.00%8.00%四川 6.10%6.00%7.10%6.00%7.70%7.30%9.40%8.00%9.50%天津 15.10%14.00%18.40%16.00%19.40%17.50%21.20%18.70%22.20%新疆 10.90%10.50%11.90

23、%12.50%12.80%13.30%13.40%12.80%13.50%云南 15.10%15.00%15.00%15.00%12.10%15.00%17.80%17.00%18.10%浙江 7.50%7.50%8.60%8.50%10.50%9.80%11.30%11.00%12.30%重庆 4.20%3.50%4.30%4.00%6.10%5.30%8.60%6.50%9.00%全国 11.37%未披露 13.73%未披露 15.81%未披露 17.99%未披露 未披露 注：浙江省非水电消纳责任权重实际值为计及绿色电力证书交易量的情况 资料来源：国家能源局、国家发改委、华泰研究 消纳权重

24、与装机需求之间存在直接的数学关系。消纳权重与装机需求之间存在直接的数学关系。在用电量增长的前提下，要提高非水可再生能源消纳权重，需要增加非水可再生能源的发电量或减少传统能源发电量，前者需新增相应的装机容量来支撑，而后者受制于新能源的发力曲线难以实现。因此新增新能源装机需求近似（目标消纳权重*未来全社会用电量预测-当前消纳权重*当前全社会用电量）/新能源利用小时数。实际模型还需要考虑电源结构、电网输送能力、电力系统调节能力以及新能源政策等因素，但核心逻辑不变：消纳权重是驱动装机需求的关键变量。展望“十五五”，我们预测非水消纳权重目标将进一步提升至展望“十五五”，我们预测非水消纳权重目标将进一步提

25、升至 28%-30%。为实现更高的非化石能源消费目标，非水可再生能源消纳权重势必进一步提升。考虑到“十四五”期间权重目标完成情况以及能源转型的迫切性，结合各省实际完成率与规划缺口，我们预计我国“十五五”非水消纳权重目标可能提升至 28%30%。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。6 公用环保公用环保 图表图表4：预测到预测到 2030 年我国非水消纳权重目标将进一步提升至年我国非水消纳权重目标将进一步提升至 28%30%2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 安徽 21.64%23.31%24.98%26.65%28.32%29.99%北

26、京 25.14%27.01%28.88%30.75%32.62%34.49%福建 12.84%14.05%15.26%16.47%17.68%18.89%甘肃 28.84%31.15%33.46%35.77%38.08%40.39%广东 10.34%11.35%12.36%13.37%14.38%15.39%广西 17.84%19.85%21.86%23.87%25.88%27.89%贵州 17.84%20.05%22.26%24.47%26.68%28.89%海南 18.84%21.15%23.46%25.77%28.08%30.39%河北 25.04%27.39%29.74%32.09%3

27、4.44%36.79%河南 29.34%32.55%35.76%38.97%42.18%45.39%黑龙江 30.00%31.84%33.68%35.53%37.37%39.21%湖北 18.84%20.85%22.86%24.87%26.88%28.89%湖南 23.84%26.65%29.46%32.27%35.08%37.89%吉林 30.00%32.14%34.28%36.43%38.57%40.71%江苏 17.44%19.27%21.10%22.93%24.76%26.59%江西 19.34%21.25%23.16%25.07%26.98%28.89%辽宁 22.34%24.15%

28、25.96%27.77%29.58%31.39%内蒙古 28.34%30.55%32.76%34.97%37.18%39.39%宁夏 30.00%31.84%33.68%35.53%37.37%39.21%青海 30.00%30.84%31.68%32.53%33.37%34.21%山东 20.84%22.65%24.46%26.27%28.08%29.89%山西 27.84%30.05%32.26%34.47%36.68%38.89%陕西 21.84%23.65%25.46%27.27%29.08%30.89%上海 9.34%10.25%11.16%12.07%12.98%13.89%四川

29、10.84%11.65%12.46%13.27%14.08%14.89%天津 23.54%25.29%27.04%28.79%30.54%32.29%新疆 14.84%15.55%16.26%16.97%17.68%18.39%云南 19.44%20.17%20.90%21.63%22.36%23.09%浙江 13.64%14.71%15.78%16.85%17.92%18.99%重庆 10.34%11.55%12.76%13.97%15.18%16.39%全国全国 19.54%21.23%22.92%24.62%26.31%28.00%资料来源：国家能源局、华泰研究预测 预计“十五五”全社会

30、用电量预计“十五五”全社会用电量增速增速稳中有降。稳中有降。过去两三年走出疫情时代，我国大力发展光伏、新能源汽车等单位耗能量较高行业，电力需求快速增长，2024 年全社会用电量达 9.85万千瓦，同比增长 6.8%。预计“十五五”期间我国电力需求将继续维持增长趋势：二产增速降缓，三产与居民用电量高增，受能源替代与双碳进程影响，总体增长趋势将逐步放缓，我们预计 2025-2030 年我国全社会用电量 CAGR 为 5%，较“十四五”期间降低 1.8%。图表图表5：预计“十五五”全社会用电量预计“十五五”全社会用电量 CAGR 为为 5%资料来源：国家能源局、华泰研究预测 024681012020

31、,00040,00060,00080,000100,000120,000140,000160,0002021A2022A2023A2024A2025E2026E2027E2028E2029E2030E（%）（亿千瓦时）第一产业第二产业第三产业城乡居民用电量全社会用电量同比（右）免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。7 公用环保公用环保 “十五五”电力需求“十五五”电力需求机构将呈现新特征，机构将呈现新特征，主要由新质生产力拉动。主要由新质生产力拉动。受新能源汽车普及、人工智能爆发与算力需求快速提升影响，我们认为“十五五”期间充换电与数据中心用电量将增长迅速，2025-20

32、30 年 CAGR 有望达到 20%，占全社会用电量比例或由 5.3%提升至10.2%；同时在产能转换与供给侧结构性改革的趋势下，传统的四大高耗能行业用电量将保持平稳，用电量比例或将由 23.1%降至 19.6%。图表图表6：“十五五”充换电与数据中心驱动电力需求增长，四大高耗能产业用电占比“十五五”充换电与数据中心驱动电力需求增长，四大高耗能产业用电占比可能可能降至不足降至不足 20%资料来源：国家能源局、华泰研究预测 新增装机测算：新增装机测算：若“十四五”末（2025 年）非水消纳权重达 20%，对应 2025 年风光新增装机 300GW。由于我国人均天然气拥有量较少、水电受资源禀赋的限

33、制，我们给予 2025年非水消纳权重 20%的假设，并保守预计 2030 年我国非水消纳权重为 28%。按此增速进行测算，“十五五”年均新增风电装机约 86GW，新增光伏装机约 200GW，总规模约 286GW，风光装机占比或将由 2025 年的 45%提升至 2030 年的 56%，在电力系统中占主体地位。图表图表7：“十五五”分电源发电量预测“十五五”分电源发电量预测 图表图表8：“十五五”分电源装机容量预测“十五五”分电源装机容量预测 资料来源：国家能源局、华泰研究预测 资料来源：国家能源局、华泰研究预测 05101520253005,00010,00015,00020,00025,00

34、030,0002025E2026E2027E2028E2029E2030E（%）（亿千瓦时）充换电+数据中心四大高耗能行业充换电+数据中心占比（右）四大高耗能行业占比（右）02468101214162021202220232024 2025E2026E2027E2028E2029E2030E(万亿度)x 10000火力水力核风光伏01,0002,0003,0004,0005,0006,0002021 2022 20232024 2025E2026E2027E2028E2029E2030E(百万千瓦)火力水力核风光伏 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。8 公用环保公用环

35、保 图表图表9：“十五五”“十五五”非水消纳权重非水消纳权重假设达到假设达到 28%情况下装机变化情况下装机变化 2021 2022 2023 2024 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 发电量发电量(亿度）亿度）总计 83,959 87,045 92,888 99,129 104,905 111,138 117,176 123,180 129,161 135,586 火力 56,655 57,450 61,019 62,069 64,219 65,654 67,803 69,404 71,204 72,489 水力 13,399 13,515 12,83

36、6 14,239 14,975 15,229 15,507 15,819 16,176 16,543 抽水蓄能 390 493 574 657 740 837 965 1,107 1,288 1,506 其他 13,009 13,022 12,641 13,894 14,235 14,392 14,542 14,712 14,888 15,036 核 4,075 4,178 4,341 4,469 4,857 5,223 5,772 6,439 6,915 8,412 风 6,558 7,624 8,860 9,968 10,352 12,650 13,910 15,611 17,313 19

37、,015 光伏 3,270 4,276 5,834 8,383 10,501 12,380 14,183 15,905 17,552 19,127 非水消纳权重非水消纳权重 11.82%13.76%15.93%18.63%20.00%22.67%24.13%25.75%27.17%28.32%装机容量装机容量(百万千瓦）百万千瓦）总计 2,378 2,563 2,920 3,349 3,753 4,121 4,498 4,867 5,230 5,614 火力 1,297 1,335 1,390 1,444 1,532 1,611 1,673 1,728 1,773 1,811 水力 391 4

38、14 422 436 448 462 478 494 517 539 核 53 56 57 61 66 70 80 88 93 127 风 329 366 441 521 621 691 781 871 961 1,051 光伏 307 393 609 887 1,087 1,287 1,487 1,687 1,887 2,087 新建装机容量（百万千瓦）新建装机容量（百万千瓦）风 47 37 76 79 100 70 90 90 90 90 光伏 53 86 217 277 200 200 200 200 200 200 利用小时数利用小时数 总计 3,813 3,687 3,592 3,4

39、42 3,215 3,072 2,959 2,863 2,784 2,721 火电 4,444 4,379 4,466 4,400 4,336 4,198 4,149 4,101 4,087 4,065 水力 3,606 3,412 3,133 3,349 3,343 3,295 3,246 3,200 3,127 3,067 抽水蓄能 1,072 1,077 1,177 1,217 1,199 1,199 1,199 1,199 1,199 1,199 其他 3,669 3,541 3,411 3,683 3,716 3,716 3,716 3,716 3,716 3,716 核 7,802

40、 7,616 7,661 7,683 7,661 7,661 7,661 7,661 7,661 7,661 风 2,231 2,221 2,225 2,127 2,021 1,980 1,941 1,941 1,941 1,941 光伏 1,282 1,337 1,286 1,211 1,064 1,043 1,023 1,002 982 963 注：我们预测 2025-2030 年风电与光伏发电的利用小时数小幅下降，主要基于：1）对于弃电率的保守假设，其中大基地项目的风光投产进度快于特高压送出线路建设进度，可能导致三北地区集中式风光项目弃电率上升；东部地区随着风光电量占比逐步达到 20%以

41、上，电力系统平衡压力加大，合理范围内的弃电率或不可避免；2）抽水蓄能与其他新型储能分摊部分风光发电量，也会导致在上网侧的风光利用小时数出现下降 资料来源：中电联、华泰研究预测 区域装机潜力与结构性机区域装机潜力与结构性机会会 西部地区拥有丰富的土地和风光资源，是大型风光基地建设的主战场。西部地区拥有丰富的土地和风光资源，是大型风光基地建设的主战场。根据 2022 年国家发改委和能源局发布的 以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案，到 2030 年规划建设风光基地总装机规模 455GW，集中于新疆、甘肃等地，其中“十四五”期间规划建设约 2 亿千瓦，包括外送 1.5 亿千瓦、

42、本地自用 0.5 亿千瓦。第一批大基地项目基本完工，第二、第三批贡献未来增量。第一批大基地项目基本完工，第二、第三批贡献未来增量。2021 年 11 月，国家发展改革委、国家能源局印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知，在内蒙、青海、甘肃、宁夏、新疆等 18 个省（区）及新疆生产建设兵团，统筹安排 50 个基地项目、装机 9736 万千瓦。截至 2024 年底，第一批基地建成 9199 万千瓦、约占 95%，投产 9079 万千瓦，第二、第三批大基地力争 2025 年底前建成投产 5000万千瓦左右。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读

43、。9 公用环保公用环保 图表图表10：第三批以“沙戈荒”为重点的风光大基地项目盘点第三批以“沙戈荒”为重点的风光大基地项目盘点（单位：万千瓦）（单位：万千瓦）省份省份 项目名称项目名称 业主单位业主单位 光伏光伏 风电风电 光热光热 总规模总规模 土地类型土地类型 消纳方式消纳方式 青海 华电中信国安大柴旦 100 万千瓦源网荷储项目 华电&中信国安 100 100 国能阿特斯贵德 100 万千瓦源网荷储项目 国家能源集团&阿特斯 80 20 100 青海综合能源贵南 100 万千瓦光储一体化项目 国网综能 100 100 天合中核汇能贵德 100 万千瓦源网荷储项目 中核&天合 80 20

44、100 青海盐湖创融黄河水电察尔汗工业园 53 万千瓦源网荷储项目 国家电投&青海盐湖工业 53 53 中石油青海油田格尔木 100 万千瓦风光气氢项目 中石油 50 50 100 甘肃 中核甘肃矿区清洁能源基地保障项目 中核 40 60 100 就地消纳 中核汇能金塔县 160 万千瓦清洁能源保障项目 中核 70 90 160 就地消纳 中广核甘肃玉门 70 万千瓦光伏热风电制氢示范项目 中广核 20 40 10 70 就地消纳 张掖碳中和基地一期 国家能源集团&阿特斯 100 100 200 就地消纳 武威民勤县沙源地新能源-综合治理项目 国家电投 80 20 100 就地消纳 甘肃能源化

45、工投资集团有限公司 190 万千瓦光伏发电基地项目 甘肃能源化工 190 190 就地消纳 中广核甘肃酒泉肃州区 100 万千瓦源网荷储一体化项目 中广核 100 100 就地消纳 甘肃省交通投资管理有限公司 100 万千瓦风光电一体化项目 甘肃交投 40 60 100 就地消纳 甘肃省水利水电勘测设计研究院有限公司 50 万千瓦光伏发电基地项目 甘肃工程咨询集团 50 50 就地消纳 长庆油田油气田区域 50 万千瓦风光一体化基地项目 中石油 30 20 50 就地消纳 亿利集团 50 万千瓦光伏治沙项目 亿利集团 50 50 就地消纳 甘肃省电力投资集团有限公司 100 万千瓦风光电一体化

46、基地 甘肃电投 50 50 100 就地消纳 兰州兰石集团有限公司 50 万千瓦光伏发电基地项目 兰州兰石集团 50 50 就地消纳 甘肃建投集团 100 万千瓦风光电一体化基地项目 甘肃建投集团 40 60 100 就地消纳 山西 中煤平朔 60 万千瓦离网式可再生能源制氢项目 中煤 60 60 江苏 中煤沛县 105 万千瓦采煤沉陷区生态治理清洁能源基地 中煤 105 105 启东百万千瓦级海上光伏项目 100 100 国华如东百万千瓦级海上光伏项目 国家能源集团 190 190 中核田湾百万千瓦级海上光伏项目 中核 200 200 山东 华能滨州新能源光伏发电项目 华能沾化新能源、滨州新

47、能源 85 85 东营辉阳四期 75 万千瓦项目 东营市财金投资集团 75 75 东营辉阳五期 90 万千瓦项目 东营市财金投资集团 90 90 宁德时代 1.1GW 渔光互补国家大型光伏发电基地项目 宁德时代 110 110 内 蒙 古(正式清单)乌兰察布京大 1500MW“风光火储一体化”大型风电光伏基地项目 京能&乌兰察布市能源投资开发 30 120 150 沙戈荒 外送 锡林郭勒盟特高压外送新能源三期项目 内蒙古能源集团、华能、中国船舶、中信泰富能源、京能、锡盟智汇新能源、江苏能投、中核、大唐 100 400 500 沙戈荒 外送 内蒙古赤峰 100 万千瓦荒漠光伏基地项目 赤峰市国峰

48、新能源有限公司 15 85 100 沙戈荒 就地消纳 内蒙古能源阿鲁科尔沁 100 万千瓦风储基地项目 内蒙古能源发电投资集团 100 100 沙戈荒 就地消纳 阿荣旗蒙东伊穆直流外送岭东二期 100 万千瓦风电项目 华能内蒙古东部能源有限公司 100 100 沙戈荒 外送 通辽市科左中旗 120 万千瓦风电基地项目 通辽市新能源发展有限公司 120 120 盐碱地 就地消纳 内 蒙 古(预备清单)巴彦淖尔乌拉特前旗苏计沙地 200 万千瓦光伏治沙基地项目 华能 200 200 沙戈荒 就地消纳 大唐赤峰浑善达克沙地 100 万千瓦风光储沙漠治理新能源基地示范项目 大唐 20 80 100 沙

49、戈荒 就地消纳 鄂尔多斯苏里格“风光气储氢”一体化示范项目 中国石油天然气集团 200 100 300 油气田 就地消纳 蒙西托克托外送二期 150 万千瓦光伏治沙项目 大唐 150 150 沙戈荒 外送 赤峰市翁牛特旗生态治理 100 万千瓦风电项目 中广核、赤峰市国资运营集团 100 100 沙戈荒 就地消纳 国能蒙东莫旗风电基地项目 国家能源集团 60 60 沙戈荒 就地消纳 国电电力 100 万千瓦锡林浩特新能源基地项目 国家能源集团 50 50 100 盐碱地 就地消纳 赤峰市 200 万千瓦自建调峰能力风光储多能互补一体化+荒漠治理基地 华能内蒙古东部能源有限公司 50 150 2

50、00 沙戈荒 就地消纳 合计 3203 2055 5268 资料来源：中电联、华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。10 公用环保公用环保 新疆新疆作为作为西部西部典型代表，新能源资源富集典型代表，新能源资源富集，集中式风光仍是主力集中式风光仍是主力，跨省外送通道扩容跨省外送通道扩容打开打开增长空间增长空间。2024 年底新疆新能源装机规模突破 1 亿千瓦，成为西北地区首个新能源装机规模过亿的省份，全国范围内新能源装机容量仅次于内蒙古；第二批“沙戈荒”新能源大基地项目已有 883 万千瓦顺利并网，超过项目整体批复规模的 60%，为年内实现第二批“沙戈荒”新能

51、源大基地建设收官打下坚实基础。依托风光大基地项目及跨省外送通道扩容，集中式风光项目有以下优势：1）规模化降低单位能量的生产成本；2）大规模采购建设降低设备、安装和运维成本；3）选址在风能和太阳能资源更丰富的区域，沙戈荒资源条件更稳定，发电效率更高；4）更易进行电网调度和管理，可以更好地配合电网进行调峰和调频，通常直接接入特高压输电系统，便于远距离输送到高负荷区域。我们预测西部地区集中式风光发电仍将是主力。图表图表11：新疆特高压直流和交流输电通道在运在建规划进度新疆特高压直流和交流输电通道在运在建规划进度 类型类型 路线路线 电压等级电压等级 kV 长度长度 km 核准核准 开工开工 投运投运

52、 最新进展最新进展 直流 哈密-郑州 800 2210 201401 投运 昌吉-古泉 1100 3304.7 201909 投运 哈密-重庆 800 2290 202312 新疆段全线贯通，预计 2025 年 6 月投产 南疆-川渝 800 1998.7 预计 2025 202409 可研通过外部评审，电源项目开工 交流 哈密-敦煌 750 201011 投运 烟墩-沙洲 750 201306 投运 资料来源：国家能源局、新疆发改委、华泰研究 风光装机快速上量，风光装机快速上量，新疆新疆电力供需结构偏松。电力供需结构偏松。假设哈密-重庆特高压直流通道于 2025 年中投产，年均贡献 450

53、亿千瓦时电量送出；南疆-川渝特高压直流通道于 2025 年中开工，2027年投产，年均贡献 450 亿千瓦时电量送出；其余特高压交流和内部环网年均贡献 50 亿千瓦时增量。在火电利用小时数平稳过渡的情况下，我们预计新疆 2030 年将实现 2 亿千瓦新能源装机容量，其中风电 80GW，光伏 120GW，电力供需结构较为宽松。图表图表12：新疆电力供需预测研究新疆电力供需预测研究 2021 2022 2023 2024 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 新疆新疆省装机容量（万千瓦）省装机容量（万千瓦）11,547 12,112 14,468 19,207 2

54、2,107 24,007 25,907 27,807 29,707 31,607 水电 934 957 1,004 1,112 1,212 1,312 1,412 1,512 1,612 1,712 火电 6,845 6,924 7,199 7,708 8,008 8,308 8,608 8,908 9,208 9,508 风电 2,408 2,614 3,258 4,708 5,708 6,208 6,708 7,208 7,708 8,208 光伏 1,360 1,617 3,007 5,679 7,179 8,179 9,179 10,179 11,179 12,179 利用小时数（小时

55、）利用小时数（小时）水电 3,339 3,597 3,489 3,439 3,459 3,479 3,499 3,519 3,539 3,559 火电 5,129 5,131 5,476 5,216 4,320 4,257 4,638 4,477 4,322 4,171 风电 2,309 2,384 2,400 2,400 2,420 2,440 2,460 2,480 2,500 2,520 光伏 1,494 1,413 1,500 1,500 1,510 1,520 1,530 1,540 1,550 1,560 发电量（亿千瓦时）发电量（亿千瓦时）水电 276 341 350 382 4

56、02 439 477 515 553 592 火电 3,676 3,668 3,867 3,887 3,395 3,472 3,923 3,921 3,915 3,903 风电 548 588 643 754 1,260 1,454 1,589 1,726 1,865 2,005 光伏 184 197 246 408 971 1,167 1,328 1,491 1,655 1,822 合计合计 4,684 4,793 5,131 5,478 6,028 6,533 7,316 7,652 7,988 8,322 yoy 13.63%2.33%7.04%6.77%10.03%8.38%12.00

57、%4.59%4.39%4.18%输配电损失量（亿千瓦时）131 120 127 141 150 159 169 178 188 197 线损率 3.72%3.34%3.34%3.34%3.34%3.34%3.34%3.34%3.34%3.34%省内用电量（亿千瓦时）省内用电量（亿千瓦时）3,532 3,585 3,821 4,222 4,497 4,777 5,060 5,346 5,632 5,916 yoy 11.28%1.50%6.57%10.50%6.50%6.22%5.94%5.64%5.35%5.05%本省本省(区、市区、市)调出量调出量 1,159 1,216 1,262 1,2

58、64 1,539 1,764 2,264 2,314 2,364 2,414 yoy 20.75%4.90%3.79%0.16%21.76%14.62%28.34%2.21%2.16%2.12%资料来源：国家能源局、新疆发改委、华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。11 公用环保公用环保 中东部负荷区分布式光伏与分散式风电加速渗透中东部负荷区分布式光伏与分散式风电加速渗透。中东部地区经济发达，用电负荷集中，但土地资源相对紧张，大规模建设集中式电站受到限制，因此分布式光伏和分散式风电将成为中东部地区新能源发展的主要方向。一方面受供需决定，中东部地区享高额电价优

59、势，是大规模建造分布式光伏的先决条件。工商业屋顶、居民屋顶、公共建筑屋顶等分布式光伏资源潜力较大，政策支持力度不断加大，尤其是整县推进分布式光伏开发政策，加速了分布式光伏的普及。另一方面中东部地区也具备一定的分散式风电开发条件，随着技术进步和政策引导，分散式风电将迎来新的发展机遇。“千乡万村驭风沐光”政策驱动。“千乡万村驭风沐光”政策驱动。“十四五”可再生能源发展规划提出，实施“千乡万村驭风行动”和“千家万户沐光行动”，推动乡村风电和分布式光伏开发利用，助力乡村振兴。关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知进一步推动风电下乡。山东、江苏等省份积极响应，推动分布式能源发展。例如山东规划在鲁北盐碱滩

60、涂地建设风光储输一体化基地。“千乡万村驭风沐光”政策驱动下，中东部地区分布式光伏与分散式风电将加速渗透，成为重要的结构性机会。图表图表13：我国集中式与分布式光伏我国集中式与分布式光伏发电量与发电量与装机预测装机预测 2020 2021 2022 2023 2024 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 发电量发电量(亿度）亿度）集中式光伏电量 1,792 2,147 2,616 3,162 4,921 6,330 7,683 8,824 10,018 11,359 12,692 分布式光伏 819 1,124 1,660 2,672 3,462 4,441

61、5,120 5,670 6,344 6,989 7,605 户用 211 438 703 1,216 1,436 1,674 1,948 2,210 2,461 2,701 2,931 上网 204 423 679 1,173 1,385 1,616 1,880 2,133 2,375 2,607 2,828 自用 7 15 25 43 50 59 68 77 86 95 103 工商业 608 685 957 1,456 2,026 2,766 3,172 3,460 3,883 4,287 4,674 上网 85 96 134 204 284 387 444 484 544 600 654

62、 自用 523 589 823 1,252 1,743 2,379 2,728 2,976 3,339 3,687 4,020 装机容量装机容量(百万千瓦）百万千瓦）集中式光伏装机 175 200 235 355 512 662 792 912 1,062 1,222 1,382 分布式光伏装机 78 107 158 254 375 475 525 605 685 765 845 户用 20 42 67 116 145 175 205 235 265 295 325 全额上网 19 40 64 110 138 166 195 223 252 280 309 余电上网 1 2 3 6 7 9 1

63、0 12 13 15 16 自发自用 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 工商业 58 65 91 139 230 300 320 370 420 470 520 全额上网 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 余电上网 41 46 64 97 161 210 224 259 294 329 364 自发自用 17 20 27 42 69 90 96 111 126 141 156 利用小时数利用小时数 集中式光伏 1,131 1,145 1,204 1,072 1,135 1,079 1,057 1,036 1,015 995 975 分布式光伏 1,050 1,050 1,0

64、50 1,050 1,100 1,045 1,024 1,004 984 964 945 注：我们假设户用分布式光伏装机中 95%为全额上网型、5%为余电上网型，工商业分布式光伏中 70%为余电上网型、30%为自发自用型 资料来源：中电联、华泰研究预测 海上风电是我国可再生能源发展的战略重点海上风电是我国可再生能源发展的战略重点，粤东和长三角地区海上风能资源丰富，发展粤东和长三角地区海上风能资源丰富，发展潜力潜力广阔广阔。“十四五”可再生能源发展规划提出重点建设山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾五大海上风电基地集群，各地海上风电规划规模已达 8000 万千瓦。根据北极星发电网不完全统计，20

65、25 年 9 个沿海省区市重点海上风电项目共 87 个，总装机容量约46.7GW，广东、福建、浙江、山东、江苏等沿海省份积极参与，项目数量名列前茅。值得注意的是仅广东省海上风电重点项目就高达 14.3GW，除此之外粤东海上风电基地属于国管海域项目，于 2023 年 6 月开启竞配，共项目 15 个，总装机量 16GW，由于未明确具体项目，未纳入统计，我们预计 2025 海风装机增量将达到高点。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。12 公用环保公用环保 图表图表14：海风项目规划盘点海风项目规划盘点 省份省份 日期日期 装机规划装机规划 规划容量规划容量 江苏 2021/

66、9 江苏省“十四五”海上风电规划环境影响评价第二次公示 江苏省“十四五”规划海上风电项目场址共 28 个，总规模 909 万千瓦 2022/6“十四五”可再生能源发展专项计划 全省海上风电装机达到 1500 万千瓦以上 广东 2021/6 促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展实施方案的通知 2025 年底达 1800 万千瓦 2022/4 广东省能源发展“十四五”规划“十四五”时期新增海上风电装机容量约 1700 万千瓦。山东 2022/5 能源保障网建设行动计划 2022 年，海上风电开工 500 万千瓦，建成 200 万千瓦左右。到 2025 年，开工 1200 万千瓦，建成 800

67、万千瓦；到 2030 年，建成 3500 万千瓦。2021/8 山东省可再生能源发展“十四五”规划 到 2025 年，山东省海上风电力争开工 1000 万千瓦、投运 500 万千瓦 浙江 2024/8 新闻报道 去年底以来，浙江新增纳入规划的深远海风电容量 2800 万千瓦，并谋划华东深远海海上风电母港。预计到 2030 年，全省海上风电累计并网装机可达 2000 万千瓦以上。2022/2 浙江省能源发展“十四五”规划“十四五”新增装机 500 万千瓦 2021/5 浙江省可再生能源发展“十四五”规划“十四五”期间，全省海上风电力争新增装机容量 450 万千瓦以上，累计装机容量达到 500万千

68、瓦以上。福建 2022/6 福建省“十四五”能源发展专项规划“十四五”期间增加并网装机 410 万千瓦，新增开发省管海域海上风电规模约 1030 万千瓦，力争推动深远海风电开工 480 万千瓦 辽宁 2022/1 辽宁省“十四五”海洋经济发展规划 2025 年底达 405 万千瓦 上海 2024/9 美丽上海建设三年行动计划（20242026 年）启动实施百万千瓦级深远海海上风电示范项目 2024/7“推进能源结构转型，助推上海实施双碳战略”重点提案专题督办办理推进会 市发改委已编制规划并获得国家批复，总规模 2930 万千瓦 2022/4 上海市能源发展“十四五”规划 力争新增规模 180

69、万千瓦 天津 2022/1 天津市可再生能源发展“十四五”规划 加快推进远海 90 万千瓦海上风电项目前期工作 海南 2022/2 海南省海上风电项目招商(竞争性配置)方案“十四五”期间规划海上风电场 11 个，总装机 1230 万千瓦。其中示范项目 3 个，共 420万千瓦；其他项目 810 万千瓦规模资源采用竞配分配 广西 2023/9 广西深远海海上风电(标段 I)前期工作咨询服务项目招标公告 广西深远海海上风电启动招标，共计 13.4GW 2022/6 广西可再生能源发展“十四五”规划 核准开工海上风电装机规模不低于 750 万千瓦，并网装机规模不低于 300 万千瓦。资料来源：江苏省

70、/广东省等地发改委、华泰研究 图表图表15：2024 年广东核准海上风电项目约年广东核准海上风电项目约 7.5GW，预计，预计 2025 贡献部分增量贡献部分增量 省份省份 项目名称项目名称 核准时间核准时间 项目容量项目容量 MW 项目进度项目进度 广东 中核湛江徐闻东二海上风电项目 2024.7.18 300 核准 广能湛江徐闻东一海上风电项目 2024.6.27 400 核准 华能阳江三山岛一海上风电项目 2024.1.18 500 华能阳江三山岛二海上风电项目 2024.1.18 500 国电投阳江三山岛三海上风电项目 2024.2.26 500 华润阳江三山岛四海上风电项目 2024

71、.1.18 500 核准 中广核阳江三山岛五海风 2024.1.18 500 核准 华电阳江三山岛六海风 2024.1.18 500 核准 中广核江门川岛一海上风电项目 2024.2.6 400 国能江门川岛二海上风电项目 2024.2.6 400 核准 国能珠海高栏一海风 2024.5.28 500 核准 广能珠海高栏二海风 2024.6.18 500 核准 三峡青洲六 2024.6 1000 核准 深能汕尾红海湾六海上风电项目 2024.1.26 500 核准 明阳阳江 16.6MW 漂浮式示范 2024.6 16.6 核准 明阳湛江徐闻东三 2024.5 500 核准 合计 7,516.

72、6 资料来源：广东省发改委、风电头条、华泰研究 海风海风技术降本与规模化发展技术降本与规模化发展。五大海上风电基地的规划将推动海上风电技术进步和成本下降，带动海上风机、海缆、基础建设、海上运维等产业链的快速发展，随着技术成熟和规模化发展，“十五五”后期近海风电资源开发接近尾声，深远海风电将成为新的增长点，漂浮式海上风电技术将迎来发展机遇。我们测算当前海上风电 LCOE 介于 0.3-0.4 元/KWh，只考虑市场化交易电价就已显现出明显的经济性，其环境价值有望进一步体现，我们预计2026-2030 年海上风电装机复合增速将超过 30%。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读

73、。13 公用环保公用环保 图表图表16：海上风电海上风电 IRR 和和 LCOE 测算测算 基准电价基准电价 元元/kWh 发电小时数发电小时数 h/年年 市场化交易电价市场化交易电价or 结算电价结算电价 元元/KWh 市场化折价比例市场化折价比例 机制电量比例机制电量比例 机制电价机制电价 元元/KWh 建设成本建设成本 元元/W 资本金资本金 IRR LCOE 元元/KWh 浙江 0.415 2900 0.412 10%90%0.457 10.18 10%0.382 广东 0.453 3200 0.392 13%80%0.419 10.89 6%0.366 海南 0.430 2850 0

74、.490-14%80%0.430 10.6 6%0.400 福建 0.393 3500 0.393 10%78%0.393 11.19 6%0.344 辽宁 0.375 3000 0.375 0%77%0.375 10.12 2%0.359 上海 0.416 2900 0.416 10%70%0.416 10.18 4%0.375 山东 0.395 3200 0.357 10%70%0.357 10.12 2%0.336 江苏 0.391 2900 0.407 10%68%0.426 10.18 5%0.376 广西 0.421 3200 0.339 10%50%0.438 10.6 9%0.

75、354 天津 0.366 3000 0.417 10%40%0.366 10.12-2%0.357 河北南网 0.364 3200 0.412 10%40%0.364 10.12 1%0.336 河北北网 0.372 3200 0.402 10%40%0.372 10.12 2%0.336 资料来源：各地发改委、能源局、华泰研究 深远海海上风电积极规划，“十五五”有望贡献增量深远海海上风电积极规划，“十五五”有望贡献增量。2024 年 12 月自然资源部发布关于进一步加强海上风电项目用海管理的通知，明确了海风选址的“单 30”政策：即新增海上风电项目，应在离岸30千米以外或水深大于30米的海域

76、布局；近岸区域水深超过 30米的，风电场离岸距离还需不少于 10 千米；滩涂宽度超过 30 千米的，风电场内水深还需不少于10 米。根据我们不完全统计，当前上海、广东、浙江、山东、广西、河北和海南等地已有深远海海上风电相关规划，规划容量超 47GW，其中部分试验项目已在积极建设过程中。但深远海开发涉及省管海域和国管海域的冲突问题，我们认为仍需等待相关管理办法的出台，才有望看到深远海项目的实质性大规模进展，因此我们预计“十五五”后期深远海海上风电有望贡献部分增量。图表图表17：2025 年国内深远海海风项目进度梳理年国内深远海海风项目进度梳理 区域区域 项目名称项目名称 项目容量（万千瓦）项目容

77、量（万千瓦）项目进度项目进度 上海 上海市深远海海上风电 1#60 竞配 上海市深远海海上风电 2#140 上海市深远海海上风电 3#130 上海市深远海海上风电场 4#100 海南 中电建万宁漂浮式海上风电试验 20+80 一期 200MW 开工 广西 广西深远海 N、P 场址 650 竞配 广西深远海 L、M 场址 690 规划 广东 国管海域 8GW 前期示范 800 规划 国管海域 8GW 800 浙江 苍南 200 万千瓦深远海示范项目 200 规划 山东 三峡青岛深远海 400 万千瓦 400 规划 华电青岛深远海 200 万千瓦 200 规划 国家电投文登区 100 万千瓦 10

78、0 规划 河北 金风秦皇岛国管 500 核准 资料来源：上海市发改委、广东省发改委、浙江省发改委、北极星发电网、华泰研究 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。14 公用环保公用环保 电价机制改革深化，差价结算与区域分化并存电价机制改革深化，差价结算与区域分化并存 机制电价分类管理：存量与增量项目的差异化路径（机制电价分类管理：存量与增量项目的差异化路径（136 号文核心框架）号文核心框架）随着新能源发电成本的下降和市场化改革的深入，新能源全面入市是大势所趋。随着新能源发电成本的下降和市场化改革的深入，新能源全面入市是大势所趋。2025 年 2月 9 日，国家发改委发布

79、136 号文，确立了新能源电价机制改革的基本框架，核心思路是“分类管理、平稳过渡”。以 2025 年 6 月 1 日是否投产（全容量并网发电）为界限，将新能源项目划分为存量项目和增量项目，采取差异化的电价机制。电价机制的改革，直接关系到新能源项目的收益水平和投资积极性。存量项目存量项目过渡期机制保障过渡期机制保障，既保障项目的基本收益，又逐步引导项目参与市场竞争，为全，既保障项目的基本收益，又逐步引导项目参与市场竞争，为全面市场化做好准备。面市场化做好准备。存量项目指 2025 年 6 月前投产的项目，考虑到这些项目在投资决策时基于之前的电价政策，为保障其合理收益，设置了过渡期机制：1）机制电

80、价机制电价按照现行的价格政策执行，但不得高于当地的燃煤发电基准价，目的是与现有政策（如保障性收购、政府授权差价合约等）进行衔接；2）机制电量机制电量规模由各地根据现行具有保障性质的相关电量规模政策确定。项目每年可在该规模内自主确定执行机制的电量比例，但该比例不得高于上一年，鼓励项目通过技改提升竞争力并逐步主动参与市场竞争。例如山东省提出每年压缩 5%的保障电量，逐步过渡到市场化。3）执行期限执行期限按照现行相关政策的保障期限确定，例如参考财建(2020)426 号文中对不同资源区项目合理利用小时数的规定。执行期满或自愿退出后完全市场化，完全按照市场化规则参与电力市场交易。增量项目增量项目完全市

81、场化竞价，更加体现新能源的商品属性。完全市场化竞价，更加体现新能源的商品属性。增量项目指 2025 年 6 月起投产的新能源项目，对增量项目，国家明确要求实行完全市场化的电价机制：1）机制电价机制电价通过市场化竞价方式确定。各地每年组织已投产和未来 12 个月内拟投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价。按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定，但不得高于省级价格主管部门设定的竞价上限（考虑合理成本收益、绿证价值、市场供需、用户承受能力等因素）。初期可按技术类型分类组织，并可能设置竞价下限以避免无序竞争。通常东部沿海等电价水平较高的地区，竞价上限也会相对较高；而西

82、部等电价水平较低的地区，竞价上限则会相对较低；2）机制机制电量电量规模动态调整：每年新增纳入机制的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、用户承受能力等因素确定。增量项目的电量规模可以根据市场消纳情况进行动态调整，在消纳压力较大的地区，可能会适当缩减增量项目的规模，以确保电力系统的稳定运行，也意味着新能源企业需要更加关注市场风险。图表图表18：通知主要针对非市场化交易部分进行改革通知主要针对非市场化交易部分进行改革 现行政策现行政策 执行通知政策执行通知政策 存量电站存量电站 增量电站增量电站 市场化部分市场化部分 市场化交易竞价 市场化交易竞价 市场化交易竞

83、价 非市场化部分非市场化部分 执行燃煤基准价 机制电价按现行价格执行，但不高于燃煤基但不高于燃煤基准价；准价；机制电量参考现有保障性电量规模政策，但但不高于上一年的电量比例不高于上一年的电量比例 机制电价自愿竞价确定，但不得高于各省设定上限，初期可设下限；机制电量根据年度非水可再生能源电力消纳责任权重和用户承受能力等确定，可以适当增减 资料来源：国家能源局、国家发改委、华泰研究 将将更多绿电更多绿电纳入纳入市场化竞价是政策的市场化竞价是政策的主要变化主要变化。相较此前政策，我们认为 136 号文的核心设定是将更多的非市场化绿电引入市场化机制。基于存量电站，机制电价不高于燃煤基准价，机制电量不高

84、于上一年比例，直接结果是一部分采用燃煤基准价上网的电量将使用现行电价，燃煤基准价中的较小值上网、另一部分未能纳入机制电量的进入市场竞价。基于增量电站，机制电价自愿竞价确认，但设定上限。在当前平价上网时代，我们认为该规定将导致绿电上网电价竞争程度进一步提升，平均交易价格有下降趋势。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。15 公用环保公用环保 差价结算机制差价结算机制是是 136 号文号文的核心的核心。无论是存量还是增量项目，纳入机制电量的部分，都将参与差价结算。在市场交易之外，由省级电网企业根据项目的市场交易平均电价与机制电价的差额进行“多退少补”。若市场价低于机制电价，电

85、网补偿差额；若市场价高于机制电价，电网收回差额。相当于为纳入机制的电量提供了一个价格保障，对冲市场波动风险。电网收付的差价结算金额会形成一个资金池，最终通过电价机制（如纳入系统运行费）在用户侧进行疏导。原先也有部分省份使用目标价格结算机制，如新疆通过设定 0.262 元/KWh的目标上网电价，当市场交易均价低于 0.262 元/KWh 时，对结算电价给予一定补贴，与136 号文存在相似之处，但 136 号文更强调“多退少补”，将差价的流向拓展到企业至电网和电网至企业双方。图表图表19：新疆省原目标价格结算机制下，结算电价与实际交易电价呈分段关系新疆省原目标价格结算机制下，结算电价与实际交易电价

86、呈分段关系 注：选取新疆完善我区新能源价格机制的方案，目标上网电价=0.262 元/KWh，假设市场均价=0.165 元/KWh 情况下 资料来源：新疆发改委、中绿电公司公告、华泰研究 差价结算机制既是收入稳定器，又激励企业参与市场交易。差价结算机制既是收入稳定器，又激励企业参与市场交易。假设某省一个光伏电站（增量项目）通过竞价获得了差价结算资格，机制电量为5,000MWh/月，机制电价为0.30元/KWh，结算周期为月度。不考虑公司自身交易能力情况下，无论市场平均电价如何波动（0.25/0.30/0.33/0.28 元/KWh），该光伏电站纳入机制的 5,000 MWh 电量结算收入始终稳定

87、在 150 万元，市场交易总收入波动性也明显低于无差价结算机制下的收入情况，这正是差价结算机制的核心作用锁定收益，对冲风险。同时虽然机制电量收入稳定，但电站的总收入还取决于另外一部分电量（总电量-机制电量）在市场上的表现。虽然机制电量返还了 15 万元收入，但由于整体市场价格高达 0.330 元/KWh，其非机制电量也能获得较好的市场收益，这鼓励电站不能只依赖机制，仍需努力在市场中获得更高价格。0.000.050.100.150.200.250.300.350.4000.10.20.3（元/KWh）（元/KWh）补贴后电价市场均价目标上网电价实际交易电价市场均价市场均价实际交易电价0.262

88、免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。16 公用环保公用环保 图表图表20：差价结算机制下某光伏电站假设电价收入差价结算机制下某光伏电站假设电价收入波动性明显低于无差价结算机制场景波动性明显低于无差价结算机制场景 项目项目 单位单位 1 月月 2 月月 3 月月 4 月月 机制电量 MWh 5,000 5,000 5,000 5,000 机制电价 元/KWh 0.30 0.30 0.30 0.30 市场交易总电量 MWh 8,000 7,500 8,500 7,800 市场交易平均电价 元/KWh 0.25 0.30 0.33 0.28 价格差额 元/KWh 0.05 0

89、-0.03 0.02 差价结算金额 万元 25 0-15 10(流向)(网企)(无)(企网)(网企)机制电量的市场交易收入 万元 125 150 165 140 机制电量的最终结算收入机制电量的最终结算收入(市场收入市场收入+差价结算差价结算)万元万元 150 150 150 150 机制电量锁定的单价 元/KWh 0.30 0.30 0.30 0.30 非机制电量的市场交易收入非机制电量的市场交易收入 万元万元 75 75 115.5 78.4 差价结算机制下的差价结算机制下的市场交易电量总收入市场交易电量总收入 万元万元 225 225 265.5 228.4 无差价结算机制下的市场交易电

90、量总收入（比较）无差价结算机制下的市场交易电量总收入（比较）万元万元 200 225 280.5 218.4 注：假设机制电量为 5,000MWh/月，机制电价为 0.30 元/KWh，非机制电量交易价格依照市场交易平均电价 资料来源：国家能源局、国家发改委、华泰研究 新政策下项目新政策下项目最终结算电价受交易能力影响极大。最终结算电价受交易能力影响极大。假设某批次机制电量共 100 亿度，6 个项目参与竞价，按电价从低到高排序，累计到第 5 个项目时，电量达到 100 亿度，则第 5个项目的申报电价：0.25元/KWh就是这批项目的机制电价，入围项目都能享受0.25元/KWh的机制电价。假设

91、市场交易均价为 0.165 元/KWh，则 1-5 项目均可享受 0.085（0.25-0.165）元/KWh 的差价补贴，而第 6 个项目只能接受自身实际市场交易价格，在此情况下有无补贴对结算电价的影响极大。图表图表21：新政策下项目最终结算电价受电价与电量申报影响极大新政策下项目最终结算电价受电价与电量申报影响极大 项目项目 申报电量申报电量（亿千瓦时）（亿千瓦时）累积电量累积电量（亿千瓦时）（亿千瓦时）申报价格申报价格（元（元/KWh）实际交易电价实际交易电价（元（元/KWh）市场交易均价市场交易均价（元（元/KWh）结算电价结算电价（元（元/KWh）1 10 10 0.15 0.172

92、 0.165 0.257 2 20 30 0.16 0.165 0.250 3 10 40 0.18 0.162 0.247 4 30 70 0.2 0.172 0.257 5 30 100 0.25 0.164 0.249 6 20 120 0.28 0.164 0.164 资料来源：国家能源局、国家发改委、华泰研究 区域分化特征与政策工具差异区域分化特征与政策工具差异 不同区域的电力市场发展水平、政策环境、市场机制存在差异，导致绿电市场呈现明显的区域分化特征。东部沿海省份（山东、江苏、浙江）：山东要求 2025 年新增集中式光伏全电量或 15%入市，风电全电量或 30%入市；冀南电网集中式

93、光伏入市比例 60%、风电 30%。浙江则通过现货市场执行 90%政府授权合约电价，10%参与现货交易，分布式光伏虽未强制但鼓励通过虚拟电厂聚合参与绿电交易。2024 年山东、江苏、浙江绿电溢价达 0.020.05 元/KWh 左右，绿电项目 IRR 超 8%。跨国企业（如巴斯夫）通过 PPA 锁定绿电需求，浙江、江苏优先组织非补贴项目参与绿电交易，绿证与电能量价格分离，形成稳定收益。中西部资源区（新疆、青海、内蒙古）：2024 年新疆疆内直接交易风电/光伏电价仅 0.24/0.19元 KWh，通过“差价结算机制”按目标上网电价（0.262 元/KWh）补偿。内蒙古、新疆等地区新能源外送依赖特

94、高压通道（如蒙西-天津、宁夏-湖南800 千伏工程），通过跨省输电权分配机制，将绿电溢价部分划归受端省份补偿基金。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。17 公用环保公用环保 图表图表22：我国现有我国现有 20 条条特高压特高压直流直流输送可再生能源电量输送可再生能源电量 2023 亿度亿度 2024 亿度亿度 可再生可再生能源能源占比占比 同比同比 起点起点 途径途径 终点终点 复奉直流 264 285 95%-3%山西长治晋东南 河南南阳 湖北荆门 锦苏直流 306 343 100%0%安徽淮南 皖南、浙北 上海练塘沪西 宾金直流 242 287 94%-2%浙江湖

95、州安吉 浙中、浙东 福建福州榕城 天中直流 189 178 39%-1%陕西榆林榆横 晋中、石家庄、济南 山东潍坊 灵绍直流 65 121 22%9%内蒙古锡盟 北京东、天津南 山东济南 楚穗直流 143 内蒙古准格尔蒙西 晋北、北京西 天津南 普侨直流 101 四川宜宾复龙 重庆、湖北、湖南、安徽、浙江、江苏 上海奉贤 新东直流 177 四川西昌裕隆 云南、重庆、湖南、湖北、安徽、浙江 江苏苏州同里 祁韶直流 154 152 43%-2%四川宜宾双龙 贵州、湖南、江西 浙江金华 雁淮直流 94 167 31%11%新疆哈密天山 甘肃、宁夏、陕西、山西 河南郑州中州 锡泰直流 122 135

96、30%-3%宁夏灵武灵州 陕西、山西、河南、安徽 浙江绍兴 昭沂直流 52 86 18%5%云南昆明楚雄 贵州、广西 广东广州穗东 鲁固直流 159 262 58%22%云南普洱 广东江门侨乡 吉泉直流 181 182 27%-2%云南大理新松 广东深圳东方 青豫直流 162 185 97%4%甘肃酒泉祁连 陕西、重庆、湖北 湖南韶山 昆柳龙直流 189 山西朔州雁门关 河北、山东、河南、安徽 江苏淮安 雅湖直流 187 179 99%1%内蒙古锡盟 河北、天津、山东 江苏泰州 陕武直流 33 37 11%-2%内蒙古鄂尔多斯上海庙 陕西、山西、河北、河南 山东临沂沂南 建苏直流 233 25

97、6 99%0%内蒙古通辽扎鲁特旗 山东青州 金塘直流 229 254 96%-3%新疆准东五彩湾 甘肃、宁夏、陕西、河南 安徽宣城古泉 资料来源：国家能源局、北京电力交易中心、华泰研究 电价风险与对冲策略电价风险与对冲策略 光伏午间发力集中，光伏午间发力集中，深谷电价深谷电价与消纳与消纳风险大风险大。光伏发电具有明显的日内波动性，中午出力最大，而早晚却几乎不出力，但用电负荷高峰通常在晚上，这种出力与负荷的错配，导致中午时段电力供大于求，电价下跌，山东省现货市场曾出现过午间时段电价跌至 0.03 元/kWh 的情况。根据国能日新收集的数据，其在四川省某 30MW 的光伏电站出力基本集中于上午 9

98、 点到下午 5 点，且当受到如“乌云遮日”或“日食”之类的冲击时，其发电功率会出现骤降，进一步加大了电网的调节难度。随着新能源装机占比不断提高，午间深谷电价现象将更加普遍和严重，将对新能源项目的收益水平持续产生负面影响。图表图表23：安徽省安徽省 2025 年风电、光伏典型发力曲线年风电、光伏典型发力曲线 图表图表24：四川省某四川省某 30MW 光伏电站日食功率与光伏电站日食功率与晴天晴天功率对比功率对比 资料来源：安徽省电力交易中心、华泰研究 资料来源：国能日新、华泰研究 风电出力与电网负荷相吻合，相较光伏是更优的电源模式。风电出力与电网负荷相吻合，相较光伏是更优的电源模式。虽然风电的出力

99、也受风力资源波动性的影响，天然具有不确定性，但不同风机点位的风速存在差距，根据大数定理，其汇总后的出力曲线能够保持稳健。而且风资源受昼夜的影响较小，任何时候均能保持相对稳定的出力。参考安徽省工作日和节假日的典型负荷曲线，午间 11 点至 3 点是相对的负荷低谷区，风电在此时间段的出力较低，而光伏在此时间段却有最高的出力曲线，因此风电能更好满足电网的负荷需求，时段加权平均电价明显高于光伏发电。0123456789100102030405060700:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:001

100、7:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00(%)(%)光伏发力电量比例风电发力电量比例（右）免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。18 公用环保公用环保 图表图表25：安徽省安徽省工作日典型负荷曲线工作日典型负荷曲线 图表图表26：安徽省安徽省节假日典型负荷曲线节假日典型负荷曲线 资料来源：国家发改委、国家能源局、华泰研究 资料来源：国家发改委、国家能源局、华泰研究 光伏夏季与冬季出力差距明显，风电季节性影响光伏夏季与冬季出力差距明显，风电季节性影响相对相对较少。较少。不同季节风电和光伏出力均具有一定的随机性和波动性，风电春季和冬季出力高，夏季出

101、力低，若有台风等天气会有额外出力；光伏春季和夏季出力高，秋季和冬季出力低，冬季典型日出力甚至只有夏季的一半。系统负荷与风电光伏出力之间均存在一定的供需不匹配，光伏尤为严重。图表图表27：山西省某地夏冬两季风电出力曲线山西省某地夏冬两季风电出力曲线 图表图表28：山西省某地夏冬两季光伏出力曲线山西省某地夏冬两季光伏出力曲线 资料来源：基于平准化度电成本的风光火储一体化项目成本分析及比较、华泰研究 资料来源：基于平准化度电成本的风光火储一体化项目成本分析及比较、华泰研究 电网调节能力和电力市场经济型电网调节能力和电力市场经济型受到受到挑战，挑战，储能配置或成刚需。储能配置或成刚需。根据加州独立系统

102、运营商收集的数据，从 2015 到 2023 年，随着加州光伏发电容量逐渐上升，加州电力负荷的“鸭子曲线”愈发严重，午间除去光伏出力后的电力净负荷越来越低。一方面，由于日内光伏出力不平衡，传统电源的电力需求将会极度波动；另一方面，集中出力的光伏将会压缩传统能源的出力时间，造成明显的资源浪费。虽然 136 号文明确不得将配储作为发电上网的前置条件，但我们认为此举并非否定配储的重要性，而是将是否配储交由市场来决定，从而加强电力系统的自我调节。因此为了平抑电价波动，提高收益稳定性，新能源项目配置储能系统或成为必然选择，中午将富余的电量储存起来，在晚高峰或电价较高时段释放，实现“削峰填谷”，增加收益。

103、免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。19 公用环保公用环保 图表图表29：随着光伏发电容量上升，加州的电网负荷“鸭子曲线”越来越深随着光伏发电容量上升，加州的电网负荷“鸭子曲线”越来越深 资料来源：EIA、华泰研究 配置储能有两种思路：最小化发电与负荷功率波动和最大化发电经济性。配置储能有两种思路：最小化发电与负荷功率波动和最大化发电经济性。从电网视角看，在电力供需相对宽松的背景下，配置储能的目标函数为最小化发电与负荷功率波动；而从运营商视角，配置储能的目标函数为最高的发电经济性，不同的目标导致政策与运营商的行为间存在不一致。不同不同电力系统电力系统下下所需所需储能配置

104、储能配置比例比例不同，可以划分为独立新能源发电系统、全清洁能源供不同，可以划分为独立新能源发电系统、全清洁能源供电系统和一般性新能源电力系统电系统和一般性新能源电力系统三种场景三种场景。独立新能源发电系统指发电侧仅包含风电及光伏的新能源场站；全清洁能源供电系统指完全以风电和光伏发电满足负荷的系统，强调发电系统与负荷的适配；一般性新能源电力系统为含新能源电力系统和传统发电机组的一般性电力系统，更符合现实情况。一般性电力系统情况下，平抑波动的一般性电力系统情况下，平抑波动的最佳最佳储能配比约为储能配比约为 20%。根据国家电网西北分部的研究：平抑高比例新能源发电功率波动的风光储容量最优配比，青海省

105、电网总负荷波动性较小。仅考虑风光供给波动最小的风光储配比为 1.00:0.57:1.63，风光之间存在一定的互补性，但波动仍然较大，且较高的储能不具备经济性；考虑风光适配负荷波动最小的风光储配比为 1.00:0.56:1.48，由于电网负荷波动较小，引入负荷后未对配比产生较大影响；考虑更为现实的一般性电力系统，此时风光储最优配比为 1.00:0.63:0.19，在常规能源的助力下，发电侧能够较好的平抑波动，此时只需引入风电约 20%的储能即可最小化发电系统的功率波动。图表图表30：青海青海电网电网负荷功率箱型图负荷功率箱型图 图表图表31：仅考虑风光供给波动最小的配比下功率波动情况仅考虑风光供

106、给波动最小的配比下功率波动情况 资料来源：平抑高比例新能源发电功率波动的风光储容量最优配比、华泰研究 资料来源：平抑高比例新能源发电功率波动的风光储容量最优配比、华泰研究 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。20 公用环保公用环保 图表图表32：考虑风光供给和电网负荷适配波动最小的功率波动情况考虑风光供给和电网负荷适配波动最小的功率波动情况 图表图表33：一般性电力系统一般性电力系统最佳最佳配比下的功率波动典型情况配比下的功率波动典型情况 资料来源：平抑高比例新能源发电功率波动的风光储容量最优配比、华泰研究 资料来源：平抑高比例新能源发电功率波动的风光储容量最优配比、华

107、泰研究 差价补充机制或存在差价补充机制或存在资金池缺口风险资金池缺口风险。差价补偿资金主要来源于全体电力用户的分摊。理论上，用户应该按照用电量比例分摊差价补偿费用，但在实际操作中，部分电力市场用户可能对分摊差价补偿费用存在抵触情绪，尤其是高耗能企业，可能会寻求各种方式规避分摊责任。对于部分经济欠发达地区，自身财政压力较大，可能难以足额落实差价补偿资金，导致资金池出现缺口。如东北等经济承压省份，产业结构偏重，高耗能企业占比高，用户分摊能力相对较弱，资金池缺口风险更高。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。21 公用环保公用环保 绿电行业投资策略：把握区域布局与技术壁垒，精选

108、龙头标的绿电行业投资策略：把握区域布局与技术壁垒，精选龙头标的 投资策略与启示投资策略与启示 短期布局高弹性区域，关注政策落地。短期布局高弹性区域，关注政策落地。短期来看，东部沿海省份绿电市场化程度高，绿电溢价显著，叠加地方政府对新能源发电产业的政策支持，相关区域项目上市公司有望获得更高的业绩弹性。2025 年是新能源全面入市的关键节点，各省将根据 136 号文陆续出台具体的实施细则，内容将直接影响到市场格局和企业盈利能力。长期配置龙头运营商长期配置龙头运营商+技术创新企业。技术创新企业。长期来看，规模优势是新能源运营商的核心竞争力。龙头运营商，如三峡能源、龙源电力等，在装机规模、项目储备、运

109、营管理等方面具备显著优势，能够穿越周期，保持稳健增长，是长期配置的优质标的。随着新能源渗透率不断提高，电力系统的灵活性需求日益迫切，储能、虚拟电厂等技术将迎来快速发展期。具备技术创新能力的企业，如南网能源等，有望在新兴领域占据领先地位，打开新的增长空间。规避单一区域依赖、午间出力占比过高且无储能配套项目。规避单一区域依赖、午间出力占比过高且无储能配套项目。对于过度依赖单一区域市场的企业，需要警惕区域政策变化、市场竞争加剧导致电价大幅下跌等风险，应选择区域布局多元化的企业，分散风险。对于午间出力占比过高，且没有储能配套的项目，将面临午间深谷电价风险，项目收益率绝对值和稳定性均较差，应谨慎选择。重

110、点推荐标的重点推荐标的：1）三峡能源（600905 CH）：海上风电龙头，2025 年装机规划超 30GW；受益于沿海绿电溢价及大基地外送政策。2）龙源电力（001289 CH）：全球最大风电运营商，存量项目享受差价机制托底；布局氢能制储，打造第二增长曲线。3）中绿电（000537 CH）：作为中国绿发集团旗下新能源平台，依托新疆大基地项目（累计指标超 30.3GW）及特高压外送通道优势，叠加自同步电压源友好并网技术、液态空气储能等研发突破，在消纳风险可控下实现装机高弹性（2024-2026 年新增装机 CAGR 21%）与收益率底线 7%的稳健增长。4）南网能源（003035 CH）：背靠南

111、方电网，聚焦工商业分布式光伏与综合能源服务，战略转型“投资+高端服务”双轮驱动，布局储能及数字化平台提升溢价能力。图表图表34：重点推荐公司一览表重点推荐公司一览表 最新收盘价最新收盘价 目标价目标价 市值市值(百万百万)EPS(元元)PE(倍倍)股票名称股票名称 股票代码股票代码 投资评级投资评级(当地币种当地币种)(当地币种当地币种)(当地币种当地币种)2023 2024E 2025E 2026E 2023 2024E 2025E 2026E 中绿电 000537 CH 买入 8.57 11.58 17,711 0.44 0.49 0.66 0.80 19.26 17.58 12.92 1

112、0.75 三峡能源 600905 CH 买入 4.26 6.40 121,915 0.25 0.26 0.32 0.37 16.98 16.62 13.52 11.63 龙源电力 916 HK 买入 6.10 7.73 50,995 0.75 0.76 0.79 0.87 7.58 7.46 7.21 6.49 南网能源 003035 CH 买入 4.30 4.94 16,288 0.08-0.02 0.15 0.19 52.42-280.22 28.43 22.23 资料来源：Bloomberg，华泰研究预测 图表图表35：重点推荐公司最新重点推荐公司最新观点观点 股票名称股票名称 最新观点

113、最新观点 中绿电中绿电(000537 CH)我们对中绿电进行首次覆盖，给予“买入”评级，目标价 11.58 元，基于 25 年 1.16xPB，隐含上升空间 40%。公司作为绿电运营的后起之秀，具有区别于绿电同行的两大优势：1）新增装机弹性大，且大基地项目占比高，现金流受补贴影响小；2）中国绿发集团的产业协同优势、资金与研发助力，公司有望平稳渡过资本高投入期。新增并网机组发力、新能源全面入市背景下资产收益率可控，我们看好公司在 25 年实现价值重估。我们预测公司 24-26 年归母净利润为 10.07 亿/13.71 亿/16.48 亿元，CAGR 为 21%，对应 BPS 为 9.50/9.

114、98/10.54 元。Wind 一致预期下可比公司25 年 PB 均值 1.88x，公司 24-26 年归母利润 CAGR（21%）高于行业均值（10%）、但 25 年 ROE（6.8%）低于行业均值（11%），给予公司 25年 1.16xPB、相当于 17xPE，目标价 11.58 元。风险提示：绿电行业竞争加剧；弃风限电风险；补贴拖欠恶化。报告发布日期：2025 年 03 月 05 日 点击下载全文：中绿电点击下载全文：中绿电(000537 CH,买入买入):绿电运营新势力，大基地绿电运营新势力，大基地+集团协同开启高增长集团协同开启高增长 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务

115、必一起阅读。22 公用环保公用环保 股票名称股票名称 最新观点最新观点 三峡能源三峡能源(600905 CH)三峡能源发布三季报：3Q24 实现营收 67.01 亿元（yoy+20%，qoq-6.4%），归母净利 10.55 亿元（yoy+15%，qoq-35%）。1-3Q24 实现营收 217.60亿元（yoy+13%），归母净利 50.93 亿元（yoy-6.3%），扣非净利 50.89 亿元（yoy-4.9%）。公司三季度归母净利大超我们在 9 月中旬的预期（5.646.24亿元）、得益于发电量同比大增。3Q24 发电量同比提速，度电净利止跌回升。国补回款增厚经营现金流，减值风险有望缓解

116、。维持“买入”评级。考虑到国补回款、下调信用减值损失，我们预测公司 24-26 年归母净利润为 73.36/90.21/104.83 亿元（前值 72.15/88.77/103.14 亿元），同比增速为2.2%/23%/16%，EPS为0.26/0.32/0.37元，25-26年CAGR=20%。Wind一致预期下可比公司25年PEG均值1.0 x，给予公司25年1.0 xPEG/20 xPE，目标价 6.4 元（前值 6.2 元）。风险提示：利用小时数下滑、在建项目进度不及预期、绿电补贴滞后风险。报告发布日期：2024 年 11 月 02 日 点击下载全文：三峡能源点击下载全文：三峡能源(6

117、00905 CH,买入买入):3Q 业绩超预期，国补回款有望受益业绩超预期，国补回款有望受益 龙源电力龙源电力(916 HK)龙源电力公告业绩：2024 年实现营收 371 亿元（调整后 yoy-2.6%），归母净利 63.45 亿元（调整后 yoy+0.7%），扣非净利 57.11 亿元（调整后 yoy-8.5%）；归母净利低于华泰预测（66.28 亿元），主要是 4Q24 来风不及预期。2024 年末控股装机已突破 40GW，2025 年投产装机或将同比缩减 15%。4Q24国补回款不及预期，期待国补合规确权带来价值重估。2024 年含税 DPS 0.2278、派息率 30%，公司计划在

118、2025-27 年维持该派息水平。A/H 股均维持“买入”评级。我们将 2025-26 年归母净利下调 7%/10%至 65.7/73.0 亿元、预计 2027 年为 82.4 亿元（三年预测期 CAGR 9%），对应 EPS 0.79/0.87/0.99 元；下调主要考虑到新增装机和利用小时数的下修。给予公司 A 股目标价人民币 18.96 元（前值 20.16 元），基于 25 年 24xPE，较可比均值溢价 4x、考虑到风电资产注入潜在增量可观；给予公司 H 股目标价港币 7.73 元（前值 8.25 元），基于 25 年 9xPE，高于历史三年 PE 均值（7x），我们看好国补合规确权

119、和机制电价实施催化价值重估。风险提示：来风不及预期；弃电率回升；补贴回款不及预期。报告发布日期：2025 年 04 月 02 日 点击下载全文：龙源电力点击下载全文：龙源电力(916 HK,买入买入;001289 CH,买入买入):装机突破装机突破 40GW，关注国补确权重估，关注国补确权重估 南网能源南网能源(003035 CH)南网能源公告大股东南方电网计划增持不超过 3 亿元。公司的工商业分布式光伏龙头地位稳固，得益于多元化定价机制+深厚项目储备，有望对冲新能源入市冲击。公司加速退出低效资产，生物质项目减值利空出尽，战略聚焦分布式能源与综合能源服务，分散式风电储备有望成为新增长点。剔除减

120、值影响后，2024 年核心 EPS 0.15 元，略低于我们此前预期的 0.16 元，主要是建筑节能毛利率不及预期。当前股价已充分反映生物质减值与电价市场化担忧，我们看好其转型潜力与估值修复空间。维持“买入”评级。我们将 2025-2026 年归母净利下调 3.7%/5.3%至 5.73/7.33 亿元，预计 2027 年为 8.89 亿元；对应 EPS 0.15/0.19/0.23 元，剔除生物质亏损后的核心 EPS 为 0.19/0.23/0.27 元、三年 CAGR 为 21%。下调主要考虑到分布式光伏电价和建筑节能毛利率下降。Wind 一致预期下可比公司 2025 年 PE均值 24x

121、，公司核心 EPS CAGR 高于可比公司（+17%），给予公司 2025 年 33xPE（核心 EPS 为 26x），目标价 4.94 元（前值 5.76 元，基于 2025年 36xPE）。风险提示：光伏新增装机规模不及预期；光伏新项目开发不及预期；可再生能源补贴拖欠风险；合同能源管理项目服务期内经济效益不确定。报告发布日期：2025 年 04 月 09 日 点击下载全文：南网能源点击下载全文：南网能源(003035 CH,买入买入):大股东增持显信心，减值利空出尽大股东增持显信心，减值利空出尽 资料来源：Bloomberg，华泰研究预测 风险提示风险提示 政策执行不及预期政策执行不及预期

122、。东北/新疆差价资金池缺口或扩大，影响当地项目现金流。技术进步滞后导致成本压力技术进步滞后导致成本压力。若光伏 HJT（效率 25%+）与风电 18MW 机型商业化加速（渗透率提升 5pct），存量项目经济性将被削弱。测算与实际情况出入测算与实际情况出入。我们基于非水可再生能源的消纳权重假设，对 2025-2030 年风光装机与机制电价进行测算，可能和国家能源局未来公布的权重存在差异，导致装机和电价的变化与结论不同。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。23 公用环保公用环保 免责免责声明声明 分析师声明分析师声明 本人，王玮嘉、黄波、李雅琳、胡知，兹证明本报告所表达的观

123、点准确地反映了分析师对标的证券或发行人的个人意见；彼以往、现在或未来并无就其研究报告所提供的具体建议或所表迖的意见直接或间接收取任何报酬。一般声明及披露一般声明及披露 本报告由华泰证券股份有限公司（已具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格，以下简称“本公司”）制作。本报告所载资料是仅供接收人的严格保密资料。本报告仅供本公司及其客户和其关联机构使用。本公司不因接收人收到本报告而视其为客户。本报告基于本公司认为可靠的、已公开的信息编制，但本公司及其关联机构(以下统称为“华泰”)对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告所载的意见、评估及预测仅反映报告发布当日的观点和判断。在不同时期，华泰可能

124、会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。同时，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。以往表现并不能指引未来，未来回报并不能得到保证，并存在损失本金的可能。华泰不保证本报告所含信息保持在最新状态。华泰对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司不是 FINRA 的注册会员，其研究分析师亦没有注册为 FINRA 的研究分析师/不具有 FINRA 分析师的注册资格。华泰力求报告内容客观、公正，但本报告所载的观点、结论和建议仅供参考，不构成购买或出售所述证券的要约或招揽。该等观点、建议并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财

125、务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对客户私人投资建议。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，华泰及作者均不承担任何法律责任。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现，过往的业绩表现不应作为日后回报的预示。华泰不承诺也不保证任何预示的回报会得以实现，分析中所做的预测可能是基于相应的假设，任何假设的变化可能会显著影响所预测的回报。华泰及作者在自身所知情的范围内，与本报告所指的证券或投资标的不存在法律禁止的利害关

126、系。在法律许可的情况下，华泰可能会持有报告中提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，为该公司提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务或向该公司招揽业务。华泰的销售人员、交易人员或其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。华泰没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。华泰的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。投资者应当考虑到华泰及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一信赖依据。有关该方面的

127、具体披露请参照本报告尾部。本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布的机构或人员，也并非意图发送、发布给因可得到、使用本报告的行为而使华泰违反或受制于当地法律或监管规则的机构或人员。本报告版权仅为本公司所有。未经本公司书面许可，任何机构或个人不得以翻版、复制、发表、引用或再次分发他人(无论整份或部分)等任何形式侵犯本公司版权。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并需在使用前获取独立的法律意见，以确定该引用、刊发符合当地适用法规的要求，同时注明出处为“华泰证券研究所”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。本公司保留追究相关责任的权利。所

128、有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。中国香港中国香港 本报告由华泰证券股份有限公司制作,在香港由华泰金融控股（香港）有限公司向符合证券及期货条例及其附属法律规定的机构投资者和专业投资者的客户进行分发。华泰金融控股（香港）有限公司受香港证券及期货事务监察委员会监管，是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司，后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。在香港获得本报告的人员若有任何有关本报告的问题,请与华泰金融控股（香港）有限公司联系。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。24 公用环保公用环保 香港香港-重要监管披露重要监管披露 华泰金融控股（香

129、港）有限公司的雇员或其关联人士没有担任本报告中提及的公司或发行人的高级人员。有关重要的披露信息，请参华泰金融控股（香港）有限公司的网页 https:/.hk/stock_disclosure 其他信息请参见下方“美国“美国-重要监管披露”重要监管披露”。美国美国 在美国本报告由华泰证券（美国）有限公司向符合美国监管规定的机构投资者进行发表与分发。华泰证券（美国）有限公司是美国注册经纪商和美国金融业监管局（FINRA）的注册会员。对于其在美国分发的研究报告，华泰证券（美国）有限公司根据1934 年证券交易法（修订版）第 15a-6 条规定以及美国证券交易委员会人员解释，对本研究报告内容负责。华泰

130、证券（美国）有限公司联营公司的分析师不具有美国金融监管（FINRA）分析师的注册资格，可能不属于华泰证券（美国）有限公司的关联人员，因此可能不受 FINRA 关于分析师与标的公司沟通、公开露面和所持交易证券的限制。华泰证券（美国）有限公司是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司，后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。任何直接从华泰证券（美国）有限公司收到此报告并希望就本报告所述任何证券进行交易的人士，应通过华泰证券（美国）有限公司进行交易。美美国国-重要监管披露重要监管披露 分析师王玮嘉、黄波、李雅琳、胡知本人及相关人士并不担任本报告所提及的标的证券或发行人的高级人员、董事或顾问。分析师及相关

131、人士与本报告所提及的标的证券或发行人并无任何相关财务利益。本披露中所提及的“相关人士”包括 FINRA 定义下分析师的家庭成员。分析师根据华泰证券的整体收入和盈利能力获得薪酬，包括源自公司投资银行业务的收入。龙源电力（916 HK）：华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司在本报告发布日之前的 12 个月内担任了标的证券公开发行或 144A 条款发行的经办人或联席经办人。龙源电力（916 HK）：华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司预计在本报告发布日之后 3 个月内将向标的公司收取或寻求投资银行服务报酬。华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及/或不时会以自身或代理形

132、式向客户出售及购买华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）。华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及/或其高级管理层、董事和雇员可能会持有本报告中所提到的任何证券（或任何相关投资）头寸，并可能不时进行增持或减持该证券（或投资）。因此，投资者应该意识到可能存在利益冲突。新加坡新加坡 华泰证券（新加坡）有限公司持有新加坡金融管理局颁发的资本市场服务许可证，可从事资本市场产品交易，包括证券、集体投资计划中的单位、交易所交易的衍生品合约和场外衍生品合约，并且是财务顾问法规定的豁免财务顾问，就投资产

133、品向他人提供建议，包括发布或公布研究分析或研究报告。华泰证券（新加坡）有限公司可能会根据财务顾问条例第 32C 条的规定分发其在华泰内的外国附属公司各自制作的信息/研究。本报告仅供认可投资者、专家投资者或机构投资者使用，华泰证券（新加坡）有限公司不对本报告内容承担法律责任。如果您是非预期接收者，请您立即通知并直接将本报告返回给华泰证券（新加坡）有限公司。本报告的新加坡接收者应联系您的华泰证券（新加坡）有限公司关系经理或客户主管，了解来自或与所分发的信息相关的事宜。评级说明评级说明 投资评级基于分析师对报告发布日后 6 至 12 个月内行业或公司回报潜力（含此期间的股息回报）相对基准表现的预期（

134、A 股市场基准为沪深 300 指数，香港市场基准为恒生指数，美国市场基准为标普 500 指数，台湾市场基准为台湾加权指数，日本市场基准为日经 225 指数，新加坡市场基准为海峡时报指数，韩国市场基准为韩国有价证券指数，英国市场基准为富时 100 指数），具体如下：行业评级行业评级 增持：增持：预计行业股票指数超越基准 中性：中性：预计行业股票指数基本与基准持平 减持：减持：预计行业股票指数明显弱于基准 公司评级公司评级 买入：买入：预计股价超越基准 15%以上 增持：增持：预计股价超越基准 5%15%持有：持有：预计股价相对基准波动在-15%5%之间 卖出：卖出：预计股价弱于基准 15%以上

135、暂停评级：暂停评级：已暂停评级、目标价及预测，以遵守适用法规及/或公司政策 无评级：无评级：股票不在常规研究覆盖范围内。投资者不应期待华泰提供该等证券及/或公司相关的持续或补充信息 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。25 公用环保公用环保 法律实体法律实体披露披露 中国中国：华泰证券股份有限公司具有中国证监会核准的“证券投资咨询”业务资格，经营许可证编号为：91320000704041011J 香港香港：华泰金融控股（香港）有限公司具有香港证监会核准的“就证券提供意见”业务资格，经营许可证编号为：AOK809 美国美国：华泰证券（美国）有限公司为美国金融业监管局（FI

136、NRA）成员，具有在美国开展经纪交易商业务的资格，经营业务许可编号为：CRD#:298809/SEC#:8-70231 新加坡：新加坡：华泰证券（新加坡）有限公司具有新加坡金融管理局颁发的资本市场服务许可证，并且是豁免财务顾问。公司注册号：202233398E 北京北京 北京市西城区太平桥大街丰盛胡同28号太平洋保险大厦A座18层/邮政编码：100032 电话：86 10 63211166/传真：86 10 63211275 电子邮件：ht- 上海上海 上海市浦东新区东方路18号保利广场E栋23楼/邮政编码：200120 电话：86 21 28972098/传真：86 21 28972068

137、电子邮件：ht- 华泰证券股份有限公司华泰证券股份有限公司 南京南京 南京市建邺区江东中路228 号华泰证券广场1 号楼/邮政编码：210019 电话：86 25 83389999/传真：86 25 83387521 电子邮件：ht- 深圳深圳 深圳市福田区益田路5999 号基金大厦10 楼/邮政编码：518017 电话：86 755 82493932/传真：86 755 82492062 电子邮件：ht- 华泰金融控股（香港）有限公司华泰金融控股（香港）有限公司 香港中环皇后大道中 99 号中环中心 53 楼 电话：+852-3658-6000/传真：+852-2567-6123 电子邮件： 华泰证券（美国）有限公司华泰证券（美国）有限公司 美国纽约公园大道 280 号 21 楼东（纽约 10017）电话：+212-763-8160/传真：+917-725-9702 电子邮件:Huataihtsc- 华泰证券（新加坡）有限公司华泰证券（新加坡）有限公司 滨海湾金融中心 1 号大厦,#08-02,新加坡 018981 电话：+65 68603600 传真：+65 65091183 版权所有2025年华泰证券股 份有限公司