绿电行业投资策略分析报告：全面市场化新阶段

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CONTENTS010203

1360405062

/1.1

截止2025年，全国新能源装机达18.4亿千瓦，其中风电、光伏分别6.4、12亿千瓦，十四五CAGR+17.9%、36.5%，新能源装机占比达47%。2025年新能源发电量达2.3万亿度，占比达22%。

火电装机占比从2020年的57%下降至40%，火电比新能源装机系数从2020年的2.3下降至2025年的0.8，电力系统清洁性凸显，但稳定性下降。

图：全国发电装机容量结构性变化

图：全国风电、光伏发电量2000001.41.21.00.80.60.40.20.01400025%20%15%10%5%1200010000800060004000200001500001000005000002016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025全国用电负荷（万千瓦，左轴）新能源总装机（万千瓦，左轴）新能源/负荷（右轴）火电总装机（万千瓦，左轴）0%2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025火电/负荷（右轴）风电（亿度，左轴）

光伏（亿度，左轴）

占比（右轴）31.1

2025年9月24日，国家主席在联合国气候变化峰会提出，到2035年我国风电和光伏总装机容量达到2020年的6倍

以

上、力争达到36亿千瓦，按照当前装机简算，未来10年我国风光装机年均增量约为2亿千瓦，风光装机仍为我国未来十年电力行业发展中的核心增量，将在新型电力系统中继续发挥其绿色低碳、低成本等价值。

截至2025年，新型储能装机突破1亿千瓦，占全球总装机超过40%。

表：全国发电装机容量预测（万千瓦）2025A389,134153,90444,80264,001120,1736,2482026E420,418160,10745,59574,068133,6666,9832030E550,163176,81249,595124,068187,66612,02391,66928%2035E663,882194,43154,095154,068242,66618,623131,18132%2040E796,096212,54456,595184,068317,66625,223183,29635%2045E928,341230,68959,095214,068392,66631,823235,39837%2050E1,060,356248,36761,595总装机火电水电风电246,306465,66638,423光伏核电理论储能储能/风光储能/总装机25,33014%39,56718%287,82938%6.60%9.40%16.70%19.80%23.00%25.40%27.10%41.2→→

图：标杆电价（2009-2018年）、指导电价（2019-2020年）、平价阶段（2021-2025年）、市场时代（2026年）

图

：各类资源区风电上网电价退坡历程（元/度）

图

：各类资源区光伏上网电价退坡历程（元/度）51.2→→

图：龙源电力港股股价复盘（单位：港元）电价预期下修，补贴回款长期拖欠压制现金流估值；消纳和配储压力，业绩端增收不增利20.0018.0016.0014.0012.0010.008.003500030000250002000015000龙源电力恒生指数（右轴）（左轴）消纳情况好转，装机增速适当回落，项目回报率预期趋稳补贴退坡，弃风限电再现特高压改善消纳，对冲补贴退坡，震荡行情弃风限电，估值调整双碳目标催化，6.00电力9号

文上调电价涨幅空间，行业普遍利好；低估值补贴回款现金流改善4.002.0010000公司回A上市

图：2015年至今风机组均价（元/KW）

图

：光伏组件:主流品种（元/W）2.502.001.501.000.500.005000400030002000100000.782.0MW2.5MW3S4S平均61.31

图：全国风电月度利用小时趋势260240220200180160140120100

2025年全国风电利用小时1979h，同比-148h，较过去4年均值-222h；2025年全国光伏利用小时1088h，同比-123h，较过去4年均值-191h。

2025年全国风电、光伏利用率均值分别为94.3%、94.8%，部分省份如新疆、甘肃下降至90%以下。

图：2021年至今全国及重点省份风电、光伏利用率趋势2024年：95%消纳红线放开2月

3月

4月

5月

6月

7月

8月

9月

10月

11月

12月99%202220232024202597%95%93%91%89%87%85%

图：全国光伏月度利用小时趋势150130110907020212022202320242025202650风电：全国平均光伏：全国平均风电：蒙西光伏：蒙西风电：甘肃光伏：甘肃风电：新疆光伏：新疆2月

3月

4月

5月

6月

7月

8月

9月

10月

11月

12月2022

2023

2024

202571.32

25H1节能风电各省上网电价有不同程度下行，其中甘肃-155元/MW

h、湖北-150元/MW

h、广西-65元/MW

h、内蒙-4元/MW

h、山东+

5元/MW

h，公司装机增量不大，电价下滑主因市场化交易影响。

表：节能风电各省电价变化2020上网电价2021上网电价21年

平价机组2022上网电价22年

平价机组2023上网电价23年

平价机组2024上网电价24年

平价机组25H1上

网电价25H1平

价机组（元/兆瓦时）（元/兆

瓦时）占比（元/兆

瓦时）占比（元/兆

瓦时）占比（元/兆

瓦时）占比（元/兆

瓦时）占比甘肃省新疆省河北省蒙东40446152649944750739645651712%0%40049049330%0%43347547630%0%46247144530%0%31047442533%0%13%13%13%22%22%39517%36217%34917%35117%34417%蒙西青海省广东省湖北省广西455848600522436516343485-40%0%50384160341636851289846337056850240%0%52383858644432351449445435357247940%0%52480456637234338363142835258147440%0%52178543233233242056440335855741940%0%61051%100%100%0%70%100%100%50%0%70%100%100%56%0%77%100%100%66%0%78%100%100%66%0%山西省四川省澳洲（境外）河南省山东省陕西省5312660%100%100%100%100%40%100%100%100%41%100%100%100%48%100%100%100%49%528464100%26%合计45582.1

136•

总体原则：新能源上网电量全面参与市场化交易。通过差价合约机制，将新能源收入分为“市场内”和“市场外”，市场内交易体现新能源电能量价值与电力企业交易水平，市场外提供机制电价予以部分保障。•

未来新能源的收入模式公式化：新能源电价

=

该项目参与市场化交易的电价

+

（

机制电价

-

市场交易均价

）•

我们认为，新能源新政更多体现对于稳定电价、控制装机增速的目的，未来项目业主将会更加注重项目收益质量，装机增速或放缓，新能源装机将理性发展。稳定电价若竞价激烈收益率下滑装机增速减缓机制电价回升收益改善

表：136号文政策对比表25年6月1日前投产的存量项目25年6月1日起投产的增量项目（1）2020年前并网的项目：享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。根据各省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衔接保障性电量政策，在规模范围内每年自主确定、但不得高于上一年电量由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，竞价时按报价从低到高确定入选项目（初期可设定竞价上限、下限）。（2）2020年-25年6月并网的项目：可自主决定是否参与差价结算机制，且电价政策不高于当地燃煤基准价，衔接过去政策为主，预计影响较小。按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价机制电价执行期限（3）25年6月之后并网的项目：参与差价结算市场，差价结算机制的电价仍要通过竞争决定（预计机制电价不会很高）。按照同类项目回收初始投资的平均期限确定按照现行相关政策保障期限确定92.2

表：3月各省新能源市场化电价估算市场化电价估

较燃煤标杆下

新能源装机占市场化电价估

较燃煤标杆下

新能源装机占发电量占比发电量占比算（元/度）0.4010.3690.4550.3680.3600.3080.4150.3930.3480.4100.2780.4080.3900.3150.4030.368浮比算（元/度）0.3470.3720.3180.3460.3410.2270.2320.4020.3690.3280.3040.3210.2690.3320.2260.270浮比福建冀北电网湖南天津北京甘肃上海重庆贵州浙江蒙西江西四川青海湖北安徽2%27%68%45%43%16%64%23%23%37%40%57%45%19%72%40%48%12%41%24%21%5%河北南网江苏云南黑龙江吉林新疆宁夏广东广西河南陕西山东山西海南蒙东辽宁-5%68%47%42%50%51%64%63%32%49%50%46%49%47%50%57%41%41%21%17%32%37%26%31%13%23%28%18%24%24%22%32%24%1%-5%1%-5%1%-8%0%-9%0%37%8%-9%0%-11%-11%-12%-13%-14%-19%-19%-23%-26%-28%-1%-1%-1%-2%-2%-3%-3%-3%-4%8%14%15%32%22%6%49%17%20%102.2表：函数关系对应表（假设度电全成本0.23元）装机占比30%电价（元）

度电净利（元）

图：装机占比和市场化电价拟合曲线0.3780.3560.3350.3130.2910.2700.090.070.060.040.020.010.50.450.440%50%湖南60%70%上海浙江湖北江西江苏福建

广东80%重庆四川北京广西天津

安徽冀北电网河北南网贵州黑龙江吉林海南山东河南陕西0.350.3云南青海甘肃蒙西辽宁山西y

=

-0.2165x

+

0.4430.250.2宁夏蒙东新疆00.10.20.30.40.50.60.70.8112.3IRR参数说明：1、考虑机制电比例问题，电价假设为机制电价打八折；2、下表利用小时为各省2025年风电平均利用小时数，考虑新项目消纳问题，在此基础上利用小时扣减100小时；3、风电造价假设4500元/KW。

表：风电项目IRR测算机制电价

利用小时IRR29%24%15%15%12%11%9%机制电价

利用小时IRR6%福建上海0.3500.4160.3840.3960.3650.3930.3530.3600.3470.3870.3190.3300.3040.3350.304308323272134204520971860198419381984174721682074221719262138陕西贵州湖南蒙西山西广西天津海南宁夏吉林黑龙江青海新疆甘肃0.3520.3520.3300.2830.2770.3550.3200.4000.2600.2500.2280.2400.2100.195178817451859221722621619178013091960197319991465150615515%安徽5%重庆5%江西4%四川3%河北南网北京3%9%1%冀北电网湖北8%-1%-2%-4%-8%-11%-11%8%山东8%辽宁8%蒙东7%云南6%河南6%122.3IRR参数说明：1、考虑机制电比例问题，电价假设为机制电价打八折；2、下表利用小时为各省2025年光伏平均利用小时数，考虑新项目消纳问题，在此基础上利用小时扣减50小时；3、光伏造价假设3700元/KW。

表：光伏项目IRR测算机制电价

利用小时IRR10.0%6.5%6.4%5.8%5.8%4.7%4.3%3.8%3.4%2.8%2.7%2.6%2.5%1.9%1.8%1.4%机制电价

利用小时IRR1.1%上海福建四川浙江吉林安徽江苏江西广东天津湖南重庆海南辽宁冀北电网陕西0.4160.3880.3720.3930.3340.3840.3600.3790.3600.3200.3750.3960.4000.3000.3520.35013321244130411911446115212221116116412941064993蒙东山西0.3040.3170.3340.3600.3330.2830.3290.2600.3520.3100.2280.2760.2250.2270.1950.1501240117310849731.0%河北南网北京0.8%0.5%湖北106612401019134287889913239790.5%蒙西-0.2%-0.3%-0.7%-1.3%-2.9%-3.0%-3.6%-5.2%-5.6%-7.0%-12.3%云南宁夏贵州广西黑龙江河南973山东109810431117852133010841063青海甘肃新疆133.1

TOKEN出海：通过将电力转化为算力，以AI大模型处理信息的最小语义单元——Token为载体，依托互联网与跨境通信基础设施，向全球用户提供智能服务，实现“电力不出境、算力价值跨境”的闭环运转。

IEA预计2030年全球数据中心用电量将达945TWh（即9450亿度），较2024年增量为530TWh，其中美国增量240TWh

、中国175TWh

、欧洲100TWh。

表：IEA对于数据中心用电量预测2024

年基

2030

年预测

图：基准情景下各地区数据中心用电量及人均数据中心用电量（2020–2030

年）区域CAGR14.8%20.1%22.2%准（TWh）

（TWh）美国1855042515050欧洲（欧盟

+英国）东南亚（新、马、印尼、泰、越）15中东（沙特、阿联酋、卡塔尔）83024.9%18.0%15.0%中国103415278945全球合计143.1

绿电公司市场表现回顾2026/3/19涨跌幅PEPBMRQ

（万千瓦）总装机

其中：风

其中：光

单位装机电股票代码股票简称总市值（亿元）2022202320242025

26至今

2025E

2026E伏市值600821.SH601016.SH601778.SH603693.SH000537.SZ000591.SZ601619.SH000875.SZ000791.SZ600032.SH001289.SZ001289.SZ600163.SH0956.HK600483.SH0836.HK1811.HK600930.SH600905.SH2380.HK金开新能节能风电晶科科技江苏新能绿发电力太阳能2222941931512402371662612662231532153212419929198311727781235408141-24%-33%-35%-41%-45%-34%-25%-33%-22%-25%-26%-26%-39%-44%-34%-38%-66%0%-14%-19%-36%-12%-27%-22%-5%-26%7%-29%9%9%-17%-6%5%6%-9%8%-2%-3%33%22%-7%-4%40%8%118%55%45%42%42%38%28%28%27%25%22%22%20%12%10%10%10%6%2.31.71.22.21.21.02.11.51.81.72.02.01.80.81.10.90.82.51.40.60.6555614595171199365423214447541516143910.4000.4790.3240.8810.1210.3630.7170.1810.3530.3360.3550.3551.2960.2730.4740.1260.1120.3380.2470.0760.07427.634.423.831.5-19%-11%-3%-12%-3%22%10%-6%-20%-20%41%38%24%27%24%0%595261579654277397434611791179213439422.920.218.818.7嘉泽新能电投绿能甘肃能源浙江新能龙源电力龙源电力中闽能源新天绿色能源福能股份华润电力中广核新能源华电新能三峡能源中国电力大唐新能源20437211037.913.330.711.510%1%663203-2%-2%-10%13%-1%-3%9%-12%-5%8%24.924.920.38.123.323.317.26.99.38.5432043209672661378091050821449945394190731403140916871812555444355422971577145239109.71297266456025912151455-23%0%-21%-9%30.421.228.519.7-25%-36%-35%2%16%22%6%2%-6%1798.HK-20%3%7.37.1153.2

测算“十四五”单位GDP

二氧化碳排放降低12.4%，低于18%的目标值，“十五五”纲要指出，单位GDP二氧化碳排放目标降低17%。

图：碳市场交易示意图

表

：单位GDP

二氧化碳排放降低十二五17%十三五18%十四五18%十五五目标17%实际完成19.3%18.8%12.4%注：十四五实际完成情况为2021-2025年

各年累计测算值注：绿证在全国碳市场中不直接抵消核算，而是用于抵扣外购电力的碳排放。163.2

表：全国碳市场交易量价情况

2025年全国碳市场首次扩围落地，钢铁、水泥、铝2021202257.50.5202361.62.1202490.81.9202571.12.3冶炼正式纳入，全国市场由原先单一发电行业扩展至4大行业。扩围后四大行业覆盖排放量约80亿吨，碳市场覆盖比例从此前约40%提升至约60%。成交均价（元/吨）45.31.8合计成交量（亿吨）

图：全国碳市场交易量价情况

表：全国碳市场目前建设情况累计覆盖纳入时间

覆盖企业数量及目标

（家）累计覆盖比例行业发电排放量（亿吨）50免费配额充足，交易需求弱工业放缓，火电出力下降，需求弱化；绿证、CCER增加，供给宽松；2021年2200370040%60%钢铁、水泥、铝冶炼

2025年80实现工业主要排放行

2027年履约周期临近；市场扩容预期；800010075%业的基本覆盖（目标）监管强化，处罚力度加大。总

量控制+免费与有

2030年偿分配结合

（目标）173.3

2025年

，

绿证供给收缩，交易量上涨。2025年国家能源局共计核发绿证29.47亿个，YOY-37.8%；核发可交易绿证18.95亿个，YOY-40%；绿证交易数量9.31亿个，YOY+108.7%。绿证交易量占核发比重从24年的14.1%提升到25年的49.1%。

绿证价格低迷的原因：

1、2023年8月，国家发文绿证全覆盖，供给大幅扩张；2、绿证有效期2年，存量

“老证”

集中到期，低价抛售；3、需求侧，海外对国内绿证认可度低，国内主要应对碳排放考核，覆盖面较窄需求少。

边际变化：1、136号文首度明确规定，机制电量不再重复获得绿证收益，绿证供给侧或收紧。2、需求侧，

2025年7月，国家发布《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，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，重点用能行业绿色电力消费比例完成情况核算以绿证为主。

表

：

2024-2025年

绿证核发数量和交易数量（亿个）

图：不同电量生产年绿证交易价格（元/个）102024年

2024年

交易占核

2025年

2025年

交易占核核发19.418.27交易2.392.02发比重12.3%24.4%核发10.396.72交易4.414.21发比重42.4%62.6%86420风电光伏常规水电

15.7810.521.65生物质3.810.040.024.461.0%25.0%14.1%0.450.249.3127.3%133.3%49.1%其他可再生能源0.080.18合计47.3529.47202320242025183.4

量：国家鼓励并网运行超过

15

年或单台机组容量小于1.5

兆瓦的风电场开展改造升级，截止“十四五”末，全国达到15年运行时间的风电容量将超过4000万千瓦，而到2030年前后，每年将有超过13000台，总量约2000万千瓦风电场面临机组退役。

利：根据《经济性评估方法在老旧风电场改造中的应用》，以大代小项目改造后，项目IRR测算值可达10%以上，优于新开发项目，主要因老项目占据早期优质的风资源，改造后利用小时提升空间大，且消纳外送条件相对完备、边际改造成本较低等。

图：2014-2025年每年新增陆风海风装机单机容量（MW）

图：全国风电装机累计容量（万千瓦）12700006000050000400003000010

10.19.65.41087.44.37.