新能源发电板块在装机高增的背景下，正面临“增量不增利”的挑战。国金证券报告指出，1H24风电和光伏装机分别同比+20.1%和+51.7%，驱动发电量分别+12.0%和+40.4%，但利用小时数双双下滑（风电-103小时、光伏-32小时），叠加市场化交易电价折价，绿电行业营收增速持续收窄，归母净利润增速转负。本文基于报告，深入分析绿电板块面临的三重压力与结构分化。

1H24新能源装机高速增长但利用效率承压。风电方面，1H24累计装机同比+20.1%，但风资源同比转弱，风电利用小时数同比下滑103小时（-8.3%）。2Q24风电发电量同比+7.8%，增速环比放缓8.5pct。光伏方面，1H24累计装机同比+51.7%（新增装机10248万千瓦，+30.7%），但光伏利用小时数同比下滑32小时（-4.9%），主因大规模光伏装机并网运行拉低系统利用率、降水同比转好使光电资源转弱。2Q24光伏发电量同比+50.7%，增速环比加快22.8pct，利用小时同比降幅环比收窄。新能源发电量增长主要归因于装机规模扩大，而利用效率受自然资源转弱拖累。

表：新能源板块核心指标变化（1H24 vs 1H23）

指标	1H24变化	核心驱动因素
风电累计装机	+20.1%	陆上+海上风电持续扩张
风电利用小时	-103小时（-8.3%）	风资源同比转弱
光伏累计装机	+51.7%	分布式光伏驱动
光伏利用小时	-32小时（-4.9%）	系统利用率下降+光电资源转弱
新能源行业营收	+0.8%	增幅进一步收窄
新能源行业归母净利润	+8.7%	增速转负

绿电行业正面临三重压力叠加。第一，自然资源转弱——1H24风光资源均弱于上年同期，直接影响存量机组的发电效率。第二，市场化交易电价折价——补贴退坡后风电平价进程推进，市场化交易电量增多后产生一定折价，且平价项目占比提升拉低平均上网电价。以太阳能为例，1H24运营装机容量同比+8.3%，但弃光限电率同比增加使利用小时数同比-39.5小时，平价项目占比提升和市场化竞争下电价同比-10%，营收同比-20%、归母净利润同比-9%。第三，补贴退坡后的平价上网推进——新能源逐步进入平价时代，原有补贴对利润的支撑作用持续减弱。

装机增速较高的运营商仍能录得正增长。三峡能源是绿电板块中表现相对稳健的标的。风电方面，1H24新增风电装机量20.8万千瓦，尽管风电利用小时数同比-10小时，但风电发电量仍同比+12.0%，风电收入同比+2.8%。光伏方面，装机规模大幅提升88.3%，刺激光伏发电量同比+73.3%，光伏收入同比+27.1%（尽管光伏利用小时数同比-12小时）。但三峡能源营业成本同比增加18.3%（增速较营收高8.4pct），主因2023年新并网项目陆续投产，固定资产折旧及项目运营成本显著增加，利润短期承压。绿电运营1H24毛利率、净利率分别下滑1.5pct、1.0pct，但组件降价使利润率总体降幅可控。三费率整体下滑1.0pct，使得净利率降幅小于毛利率降幅。国金证券建议关注区域性风电运营商云南能投。

分布式光伏是光伏装机增长的主要驱动引擎。1H24新增分布式并网容量5288万千瓦，同比增长29.1%，对光伏总装机的增量贡献率达51.8%。大规模分布式光伏并网运行拉低了光伏系统整体利用率，叠加降水同比转好使光电资源转弱，1H24光伏利用小时数同比下滑32小时。展望未来，随着光伏组件价格持续下行，分布式光伏经济性进一步提升，装机有望维持高速增长，但系统利用率下降和市场化电价折价的双重压力将持续存在。绿电企业需要通过优化项目选址、提升运营效率、参与绿电绿证市场等多种方式对冲电价下行压力。