REITs海风REITs投资价值解析

固收研究固收研究正文目录海上风电业务模式：从风资源到现金流的完整闭环 4物理链条：从风能捕获到电力并网 4为什么海风项目适合发4中国海上风电发展七阶段 6国内海上风电供给与需求 9能源投资分析框架 12海风投资价值分析 13项目基本情况 13区位供需与竞争 13运营能力：量x价 16估值定价 18风险提示 21图表目录图表1：海上风电发电与电力外送流程 4图表2：海上风电项目物理架构及电力传输链条 4图表3：截至2025年底中国风电整机企业海上累计装机容量及占比 5图表4：中国海上风电电价七阶段全景 6图表5：136号文存量项目与增量项目 8图表6：江苏和辽宁机制电量情况 8图表7：江苏、辽宁方案对比 8图表8：国内海上风电历年装机容量 9图表9：风光装机增速2026年开始会显著下行（装机同比增速） 9图表10：2025年重点海上风电建设项目装机容量 10图表全球海风、陆风度电成本 10图表12：中国风电利用率数据（2015-2025） 图表13：江苏、辽宁风电利用率 图表14：能源投资分析框架 12图表15：海风基本情况 13图表16：江苏省用电缺口 14图表17：江苏新能源及海上风电历年装机容量 14图表18：辽宁省用电缺口 14图表19：辽宁新能源及海上风电历年装机容量 14图表20：山东省用电缺口 15图表21：华泰三峡REIT弃风率 15图表22：华泰三峡REIT区域内存量项目 15固收研究固收研究图表23：华泰三峡REIT区域内未来新增竞争项目 15图表24：国电投与三峡REIT上网电量（单位：万kwh） 16图表25：风速比较 16图表26：国电投和三峡REIT电价构成 17图表27：国电投和三峡REIT电价构成占比 17图表28：华泰三峡REIT电价（含税）结构（单位：元/kWh） 18图表29：国电投REIT电价（含税）组成（单位：元/kWh） 18图表30：华泰三峡REIT与国电投REIT估值对比表 19图表31：经营权分派率表现 20图表32：产权分派率表现 20图表33：能源IRR对比 21固收研究海上风电业务模式：从风资源到现金流的完整闭环固收研究物理链条：从风能捕获到电力并网风力发电的核心是通过“风能-机械动能-电能”机组的转子叶片承接自然风力并旋转，将分散的风能转化为机械动能；接着，这一机械动能带动发电机运转，发电机依据电磁感应原理将其转化为电能；之后，发电机产生的电能升压后的电能接入区域公共电网，由电网系统统一调度，最终电能经配电网调整至用户适用电压，输送至各类用电端，完成发电全流程。图表1：海上风电发电与电力外送流程三峡REIT招募说明书、国电投REIT招募说明书（kV220kV，最终经海底送出电缆输送至陆上集控中心并入电网。图表2：海上风电项目物理架构及电力传输链条三峡REIT招募说明书、国电投REIT招募说明书为什么海风项目适合发REITs?2025年末全国海上风电累计装48.4GW65963.1%，的体量比例保障（按项目所在省份实施细则执行，现金流稳定性提高；5年6月1日后投产的增量项目则进入全电量市场化交易，电价由竞价形成，现金流弹性提升。一、海风单位造价高，资本沉淀规模大2025年近海9500元4100元3200元/kW2.33GW95GW2950-3300元不含塔筒1200-1600元/kW的2倍多。重资产、长周期、高投资强度，决定了海风开发商需要持续融资才能维持装机增速，资产负债表压力天然大于陆风和光伏，资产盘活的诉求也最迫切。固收研究固收研究二、运营主体高度集中，央企扩募储备充裕新能源发电属于资本密集型行业，技术壁垒及资金壁垒相对较高，新能源开发企业需要具有相应的项目开发能力及资金实力，因此大型央企及国企竞争优势相对较大。央企体系内（三峡、华能、国家电投、国能投、中广核等）持有绝大部分在运海风资产，运营主体高度集中，每家可装入REITs的存量规模都在百亿级别，后续扩募储备丰富。图表3：截至2025年底中国风电整机企业海上累计装机容量及占比海上风电开发企业累计装机容量（万千瓦）占比三峡集团935.6019.03%华能集团721.2014.67%国电投541.0011.00%国能投519.8010.57%中广核505.6010.28%广东能源222.104.52%大唐集团178.503.63%山东能源141.002.87%江苏国信120.002.44%华电集团103.202.10%浙能100.102.04%中能81.901.67%广西能源70.901.44%福能70.601.44%河北建投70.501.43%福建投资60.901.24%华润集团60.401.23%明阳57.501.17%国家电网40.000.81%协鑫35.000.71%其他281.205.72%总计4917.00100.00%CWEA三、REITs回收资金形成再投资闭环央企在"双碳"通过资产真（直接压降资产负债率开发（支撑装机扩张、改善O（资产剥离后分母端压减，形成“重资产投入—运营成盘活—回收资金再投入”的闭环。固收研究中国海上风电发展七阶段固收研究我国海上风电政策演进可以概括为：早期靠高电价和示范项目培育产业，中期靠标杆电价年后进入省级竞配和平价阶段，2025年以后则全面转向市场化。图表4：中国海上风电电价七阶段全景阶段时间核心政策文件及时间电价机制①示范探索期2006-2010年2005228年1月109系启动；上海东海大桥海上风电示范项目推进东海大桥项目电价约0.978元属于示范项目单独定价，不宜等同于后续统一政策电价。②特许权招标期2010-2014年1020年江苏首轮海上风电特许权招标江苏首轮项目中标电价约0.6101—0.6559元/kWh，价格偏低，导致项目落地缓慢。③固定标杆电价期2014年6月-2018年201465〔2014〕1216号《关于海上风电上网电价政策的通知》；2016年11月，国家能源局发布《风电发展“十三五”规划》非招标近海海上风电项目标杆电价0.85元/kWh，潮间带风电0.75元/kWh。2017年以前投运项目适用，后续项目电价另行制定。④指导价退坡期2019-2020年20195212019〕882的通知》9年.0元/W00年.5元/W；竞争配置电价不得高于指导价。20182021年底前全容量并网，仍可执行核准电价。⑤国补退出与抢装期2020-2021年2020120国家能源局发布财建〔2020〕4号《关于促进非2021611日，国家发展改革委发布发改价格〔2021〕833号《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》新增海上风电不再纳入中央财政补贴范围；按规定完成核准并于20211231策纳入中央财政补贴范围。⑥平价竞配与区域分化期2022年-2025年5月202261“十四五”能源发展规划》；各省陆续出台海上风电竞配、地方补贴或支持政策统一转向区域分化。⑦全面市场化入市期2025年6月1日起20252发改价格〔2025〕136电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》；2025年6月1日作为新老划断节点机制电量引导规模等制度机制。发改委、能源局、财政部等一、示范探索期（2006—2010年）2005228200611日起正式施行，确立了可再生能源的法律地位和全额保障性收购制度框架。20090.978元/kWh，属于示范项目单独审批定价，体现出早期技术不成熟、造价高、风险高背景下的政策扶持。这3MW为主，场址集中在江苏、上海的潮间带和近海区域。二、特许权招标期（2010—2014年）0（国能新能〔〕9号，9100kW海30kW20kW潮间带项目共四个标的，政策初衷是通过竞争方式发现海上风电合理价格，但实际中标电价约0.6101—0.6559元更高的施工难度、更复杂的海缆送出、更高的运维成本和更大的工程不确定性，不能简单套用陆上风电竞价逻辑。固收研究固收研究三、固定标杆电价期（2014年6月—2018年）201465201412160.85元0.75元20172016四、指导价退坡期（2019—2020年）20192020年，海上风电进入指导价退坡期。2019521日，国家发展改革委发201988220190.80元/kWh20200.75元上网电价，竞争配置电价不得高于指导价。这一政策标志着海风从固定标杆电价向退坡机五、国补退出与抢装期（2020—2021年）20202021年，国补退出引发海上风电历史性抢装。2020120日，财政部、国家发展改革委、国家能源局发布财建〔2020〕4号《关于促进非水可再生能源发电健康发20211231日前全容量并网的存量海上风电项目，可按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。随后，20216日，国家发展改革委发布发改价格〔2021〕8332021确1年新能源上网电价相关安排“1触发历史上最密集的海上风电抢装潮。2021年中国海上风电新增装机规模大幅放量（.9GW，同比%，一跃成为全球最大海上风电市场。六、平价竞配与区域分化期（2022—2025年5月）202261中央财政补贴全面退出后，海上风电进入省级竞争配置与地方政策分化阶段。项目收益由省级资源七、全面市场化入市期（2025年6月起）202522025〕136202561（）在6，++新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。两类项目：202561日为界，区分存量项目与增量项目。三项机制：差价结算机制：市场交易均价<机制电价→电网企业向项目补足差额；市场交易均价>/绿电交易；图表5：136号文存量项目与增量项目 图表6：江苏和辽宁机制电量情况20252025年6月1日以前投产 2025年6月1日及以后投产定义增量项目存量项目机制电价 按现行政策衔接不高于电基准价

通过各地市场化竞价确定

基准价） 准价）0.391元/kWh（江苏燃煤 基准价） 准价）0.391元/kWh（江苏燃煤 0.3749元/kWh（辽宁燃煤基机制电价国电投REIT（江苏存量）三峡REIT（辽宁存量）影响维度机制电量 由各省确定具体比例 竞价时一并确定市场化电量 10% 45%执行期限 按项目剩余全生命周期合理利用小时数或投产满20年（较早者）

按同类项目回收初始投资的国补绿证归属 10%绿证归属 10%电量的绿证归项目 45%电量的绿证归项目

0.459元/kWh2036/2038年

0.4751元/kWh，继续执行至2040年固收研究固收研究发改委 苏发改规发〔2025〕5号、辽发改价格〔2025〕734号，基金公告，华泰研究1362025图表7：江苏、辽宁方案对比参数江苏（苏发改规发〔2025〕5号）辽宁（辽发改价格〔2025〕734号）发布时间2025年10月15日2025年9月25日存量海风机制电价0.391元/kWh0.3749元/kWh存量海风机制电量比例90%55%增量海风竞价上限0.391元/kWh0.33元/kWh（低于基准价12.0%）增量海风竞价下限0.300元/kWh0.18元/kWh增量执行期限15年12年单个项目竞价电量申报比例上限不高于其预计年度上网电量的90%不得高于其年上网电量的80%海风是否独立竞价是（独立于其他风电）否（并入风电组）负电价无（下限0元）有（下限-0.1元/kWh）全生命周期合理利用小时数52,000h52,000h苏发改规发〔2025〕5号、苏发改价格发〔2025〕1055号、辽发改价格〔2025〕734号、省发展改革委关于2025年新能源增量项目竞价有关事项的通知、华泰研究20262026612场，并将通过大容量风机、超长叶片、动态海缆、柔性直流、海上换流站等技术进步，为“十五五”时期海上风电并网装机突破一亿千瓦奠定基础，136号文的市场化框架。国内海上风电供给与需求2025年累计装机年均复46.9%。2015-2020年是海风从小规模走向规模化的第一轮扩张期，这个阶段的政策电价提供了较强收益确定性，产业链也在风机大型化、海缆、桩基和海上施工能力上逐步成熟。20211690.0万千2020年的384.52020年的1078.020212639.02022电进入抢装后的回落与再平衡阶段，每年保持数百万千瓦级新增，从补贴驱动转向平价竞图表8：国内海上风电历年装机容量18.0016.0014.0012.0010.00

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

60.0048.4141.8148.4141.8137.7831.4426.3910.786.941.04 1.632.794.4440.0030.0020.0010.000.00固收研究固收研究新增装机(GW) 累计装机(GW，右轴)同花顺202654年开始新增装机的绝对值和增速预计均会下滑，景气度最差的时候已经过去，2026年开始供给增速确定性下降。图表9：风光装机增速2026年开始会显著下行（装机同比增速）中电联 预测分省份看，据北极星风力发电网统计的2025年重点建设工程项目清单中的重点海上风电项98746.7GW各省重点建设项目清单中包含海上风电项目数量排在前五位的是广东、福建、山东、上海、海南。固收研究固收研究图表10：2025年重点海上风电建设项目装机容量装机容量（MW）16,00014,00012,00010,0008,0006,0004,0002,0000广东 福建 山东 上海 海南 浙江 江苏 河北 天津北极星电力网从全球视角来看，海上风电度电成本（LCOE）20100.203美元/kWh持续下降至3年的5美元/W%1美元Wh降至3美元W%海上风电成本下降的斜率在8（→5美元/kW化和深远海技术突破。这一全球趋势与中国海上风电电价政策的七阶段演变高度耦合：2014-20180.85元/kWhLCOE0.08-0.10美元/kWh区20192022年起的平价竞配，本质上是政策在追赶已先行下降的全球成本曲线。图表11：全球海风、陆风度电成本0.250.200.150.100.050.0020102011201220132014201520162017201820192020202120222023全球海风度电成本（美元/千瓦时） 全球陆风度电成本（美元/千瓦时）同花顺消纳方面，20152025年，我国风电消纳经历了“高弃风治理、利用率修复、再度承压”三个阶段。2015201685.0%82.4%，弃风问题集中暴露，核心原因在于“三北”地区风电装机增长较快，但本地负荷、电网外送通道和系统调峰能力未能同步匹配。消纳约束明显缓解。2018年的《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年（20181575号95%以上”的硬约束，在全额保障性收购、弃风弃光治理、跨省跨区输电通道建设、火电灵活性改造和新能源开发节奏管理等政策推动下，全国风电利用率从88.0%持97.3%。2024的统一红线已不符合实际情2024528（4号2026年83“十五五”90%左右（一档不低于%、二档不低于%、三档不低于%，优化海上风电送出消纳。100.00100.0%99.0098.0095.0%97.0096.00图表12：中国风电利用率数据（2015-2025） 图表100.00100.0%99.0098.0095.0%97.0096.0090.0%85.0%80.0%

95.0094.0093.0092.0091.002021-052021-082021-052021-082021-112022-022022-052022-082022-112023-022023-052023-082023-112024-022024-052024-082024-112025-022025-052025-082025-112026-0275.0%70.0%

20152016201720182019202020212022202320242025

全国风电利用率(%) 辽宁风电利用率江苏风电利用率(%)固收研究国家能源局，CWEA 同花顺固收研究从区域消纳格局来看，江苏利用率长期稳定在97%以上，辽宁自2024年以来开始下滑—202398%2026392.4%这一分化的根源在于东北电网的消纳瓶颈：辽宁作为东北风电大省，装机增速持续快于本地负荷增长和跨省外送通道建设，叠加冬季供暖期热电联产机组刚性出力挤占调峰空间，弃风压力有所加剧。固收研究能源REITs投资分析框架固收研究能源REITs投资分析需把握“供求-财务-政策”三个维度。首先从供求关系入手，分析项目所在区域的电力供需格局，判断项目发电能力能否有效转化为实际收入。供给端主要关注项目自身装机容量、利用小时数、区域资源禀赋以及储能配置情况，同时结合区域整体装机结构、新能源装机规模判断竞争压力；需求端则重点关注本地用电需求、外送需求以及外送通道能力，并通过弃风率、弃光率等指标判断项目的消纳压力。（/。成本端则要重点关注政策层面的影响，如电力市场化改革、国补政策以及经营期限政策等。全国及各地方电力政策变化、国补到期补贴退坡的处置方案都会对现金流产生较大影响，绿证交易缓释国补退坡风险或未来经营年限延续也都要考虑在内。图表14：能源REITs投资分析框架华泰研究海风REITs投资价值分析项目基本情况国电投REIT底层资产为江苏盐城滨海北H1、H2两个海上风电项目，合计装机容量H1100MWH2为78.4070.95上风力发电有限公司，项目位于江苏省盐城市滨海县近海海域，并配套运维驿站。项目共125台西门子SWT4.0-130于2016年630日投入运营，H2于2018年6月30日投入运营，风机设计寿命25年，属于运行时间较长、历史经营数据较充分的成熟海上风电资产。REIT底层资产为三峡新能源大连市庄河Ⅲ（300MW）海上风电场项目，并网容量298.8MW，募集规模40.07亿元，资产估值37.69亿元。项目原始权益人为中国三峡新能源（集团）股份有限公司，运营管理机构为三峡（辽宁）能源投资有限公司，项目位于辽宁省大连市庄河市黑岛电厂南侧海域。项目共配置72台金风科技风机，包括6.45MW、3.3MW、3.0MW三类机组，分别为22台、2327台；主要配套设施包括11235kV2回220kV220kV陆2020年月2525营年限19.91年，整体投运时间相对较晚。对比来看，REITREIT则设备更新、机组更大型化。REIT500MWREIT298.8MW，且H1、H2投运时间较早，历史运营记录更充分；但其采用的是单机4.0MW西门子SWT4.0-130REIT项目虽然装6.45MW22台，按容量贡献接近项目总装机的一半。图表15：海风REITs基本情况对比维度国电投REIT华泰三峡REIT底层项目滨海北H1#100MW海上风电场、滨海北H2#400MW海上风电场、配套运三峡新能源大连市庄河Ⅲ（300MW）海上风电场项目维驿站募集规模78.40亿元40.07亿元资产估值70.95亿元37.69亿元原始权益人国家电投集团江苏电力有限公司中国三峡新能源（集团）股份有限公司运营管理机构国电投江苏海上风力发电有限公司三峡（辽宁）能源投资有限公司项目公司国家电投集团滨海海上风力发电有限公司三峡新能源大连发电有限公司项目所在地江苏省盐城市滨海县滨海北部中山河口至滨海港之间近海海域；配套运维驿辽宁省大连市庄河市，庄河市黑岛电厂南侧海域站位于滨海港经济区装机容量合计500MW：H1为100MW，H2为400MW并网容量298.8MW风机数量合计125台：H125台，H2100台72台风机型号/规格西门子SWT4.0-130，单机4.0MW6.45MW3.3MW3.0MW22、23、27台，共72台主要配套设施H1：220kV陆上升压站；H2：220kV海上升压站；H2通过H1已建送出线1座海上升压站、12回35kV海底电缆集电线路、2回220kV海路接入系统底电缆、220kV陆上架空联络线路等；陆上集控中心未纳入底层资产范围投入运营时间H1：2016年6月30日；H2：2018年6月30日2020年11月25日全容量并网设计/使用寿命风电机组设计寿命25年使用期限25年剩余运营年限2022123118.5120.51年19.91年固收研究基金募集说明书固收研究

区位供需与竞争2025705kWh181312%1344kWh30%左右。新能源虽供给旺盛，但受益于区域经济活力，用电缺H1/H2H1H2经建设完毕的同类型风电项目，但整体而言与可比项目并无直接经营性竞争关系。图表16：江苏省用电缺口 图表17：江苏新能源及海上风电历年装机量0

2016201720182019202020212022202320242025用电量（亿kWh） 发电量（亿kWh）

6040200-20

201502015

5201620172018201920202021202220232024202502016201720182019202020212022202320242025新能源（万kW）海上风电（万用电缺口（亿kWh） 用电缺口增速（右轴，%）

海上风电/新能源（右轴，%）国电投REIT募集说明书 同花顺，国网新能源云辽宁省内用电量缺口较小且维持在-0亿W全省用电量从1年的6亿Wh20252899kWh3%，全社会用电量增长较慢，电力消纳较弱，但新能源装机增速显著快于用电需求增速，2023-2025年辽宁省新能源装机增速年均.3%（风电装机容量平均增速%，部分电厂超额电力亟待输送外省消纳。2023-202591%9%发电量通过省间电力交易实现外送消纳。25年辽宁省新能源装机激增、火电“以热定电”Ⅲ20210.93%逐年增长20259.30%。图表18：辽宁省用电缺口 图表19：辽宁新能源及海上风电历年装机量

30 4,500 4,000 63,50053,000152,500 42,000 31,50020 1,000500 1201520162017201820192020202120222023202420250 2015201620172018201920202021202220232024202502021年 2022年 2023年 2024年 2025用电量（亿kWh）发电量（亿kWh）用电缺口（亿kWh）三峡REIT募集说明书

(15)

新能源（万kW）海上风电（万kW）海上风电/新能源（右轴，%）同花顺，国网新能源云固收研究固收研究山东省为庄河Ⅲ2021-20252,000亿kWh的用电缺口，全社会用电量复合增长率达4.10%，旺盛且持续增长的电力需求为其接受外来电力提供了坚实的市场基础。辽宁新能源以风电为主、山东新能源以光伏为主，发电结构有互补性，鲁固直流通道和山东需求可为庄河Ⅲ外送消纳提供支撑。图表20：山东省用电缺口 图表21：华泰三峡REIT弃风率0

2021年 2022年 2023年 2024年 2025

20151050(5)

0

10864202021年 2022年 2023年 2024年 2025年全社会用电量（亿kWh） 发电量（亿kWh）同花顺，国网新能源云用电缺口（亿kWh） 用电缺口增速（%，右轴）同花顺，国网新能源云

因弃风产生的电量损失（万kWh） 弃风率（右轴，%）固收研究固收研究三峡三峡REIT募集说明书区域竞争方面，63个海上风电项目，130kW在建及规划海风项目投运后，虽然送出通道另有规划，但在省内消纳、省III海上风电项目打开消纳空间，（庄河15%-20%2小时及以上，目标在2027年前基本REIT募集说明书整理，2029-2031年期间，630万千瓦。图表22：华泰三峡REIT区域内存量项目序号项目名称/简称并网规模（万千瓦）投运/全容量并网时间业主单位1庄河Ⅲ海上风电项目29.882020-11-25三峡大连公司2大连市庄河海上风电场场址Ⅰ项目9.882021-12-30大唐庄河公司3中船重工大连市庄河海域海上风电场址Ⅱ（300MW）项目302021-12-29大连船舶公司4华能大连庄河海上风电场址Ⅳ1（350MW）项目352021-12-29华能（庄河）风力发电有限责任公司5华能大连市庄河海上风电场址Ⅳ2（200MW）项目202024-07-01华能（庄河）风力发电有限责任公司6大连市庄河海上风电场址Ⅴ项目252025-05-16太能投（庄河）发电有限公司-合计149.76--募集说明书图表23：华泰三峡REIT区域内未来新增竞争项目序号项目名称/简称规划装机规模（万千瓦）中标业主单位1DL4场址60招运（辽宁）新能源有限公司2DL5场址20招运（辽宁）新能源有限公司3DL6场址50三峡能源-合计130-募集说明书运营能力：量x价发电收入=上网电量×不含税综合电价发电量形成机制方面，风电项目发电量主要由装机容量、发电小时数、弃风率和厂用电率共同决定。根据华泰三峡REIT招募说明书，发电业务预测公式为：上网电量发电量×（1-综合厂用电率）发电量机组装机容量实际发电利用小时=理论发电小时数×（1-弃风率）因此，装机容量决定项目发电能力上限，理论发电小时数反映区域自然条件（风力资源，场站的风速水平及空气密度均会影响理论发电小时数用电率反映场站自用电和损耗，综合电价则决定最终收入水平。核心受风力资源影响，关键量化指标为风功率密度；在空气密度恒定条件下，风功率密度与风速的三次方成正比，即风机理论功率与风速的三次方成正比。也就是说，风速的小幅变化可能被三次方关系放大，进而显著影响理论发电小时数和发电量。风功率密度计算公式为：𝑃=1/2×𝜌×𝑣3风机理论功率计算公式为：𝑊=𝑃×𝐴=1/2×𝜌×𝐴×𝑣3其中，𝑃为风功率密度，𝑊为风机理论功率，𝜌为空气密度，𝑣为风速，𝐴为叶轮扫风面积。图表24：国电投与三峡REIT上网电量（单位：万kwh） 图表25：风速比较140,000120,000100,00080,00060,00040,00020,0000华 国泰 电三 投峡 ：： 发发 电电 量

2023202420252026Q1华 国泰 电三 投峡 ：： 结上 算网 电

2021 2022 2023 2024 2025 2026Q1固收研究量 电 量 华泰三峡REIT（m/s） 国电投量固收研究募集说明书 募集说明书REITREIT华泰REIT庄河2023202566728万kWh50893万kWh，发电量下降可拆成“风资源影响”和“弃风影响”，其中因风资源产生的变动为kWh，85.52%；因弃风产生的变动为-1,89714.48%Ⅲ设备可利用率长期98%以上，说明设备端运行并未出现系统性问题，电量波动更多来自区域电力系统消纳和风资源条件。随着东北电力市场建设、跨省外送、调节性电源和新型储能推进，庄河ⅢREIT126000kWh，体现出成熟高负荷区域的大型风电场优势。电价方面，两单项目均由国补电价和非国补电价构成，136号文后非国补部分进一步与机制电价及市场化交易价格相关。图表26：国电投和三峡REIT电价构成 图表27：国电投和三峡REIT电价构成占比

100华泰三峡 国电投 华泰三峡 国电投 国电投华泰三峡 国电投 华泰三峡 国电投 国电投2024 2025 2026Q1华泰三峡 国电投 华泰三峡 国电投 国电投2024 2025 2026Q10.6华泰三峡 国电投 华泰三峡 国电投 国电投2024 2025 2026Q1600.50.4400.30.2 0.10 0国补电价（元/kWh） 非国补部分电价（元/kWh）

国补占比（%） 非国补占比（%）固收研究固收研究募集说明书 募集说明书华泰三峡IT—025年国补电价均为1元W（%左右全部上网电量进入电力市场，0.3749元/kWh执行，机55%，机制电价执行差价结算机制，具体来看：REIT2022-20250.4751元/kWh，77.28%57.72%61.83%0.3749元22.70%42.10%39.14%19.77%，“煤改电”2022-20242025202420252026136Ⅲ海上风电项目全部上网电量进入电力市场，原保障性收购电量由差价结算机制替代。项目作为存量新能源项目，机制电量比例不超过全年上网电量的55%，机制电价为0.3749元/kWh，首年纳入机制电量规模为,4.67万W（即4年和5年实际上网电量均值乘以%。机制电量部分参与市场交易后，若项目机制电量对应的市场均价低于机制电价，则通过差价结算补足；若固收研究固收研究图表28：华泰三峡REIT电价（含税）结构（单位：元/kWh）2022202320242025电价 0.77750.75820.74890.8029国补电价 0.47510.47510.47510.4751调整后电网结算电价 0.30240.28310.27380.3278保障性收购/未来机制电量占比 77.28%57.72%61.83%104.17%保障性收购电价 0.37490.37490.37490.3749中长期交易占比 22.70%42.10%39.14%19.77%中长期交易电价 0.34860.34990.34140.2471现货交易占比 0.02%0.18%-0.96%-23.95%现货交易电价 0.33220.39670.42190.1777注：电价=国补电价+调整后电网结算电价，调整后电网结算电价扣除系统及考核费用募集说明书125,015.570.850元/kWh0.391元/kWh0.459元/kWh。2025年，项目开始参与江苏省电力市场交易，保量40,000.00kWh，占比0.391元83,282.4967.55%0.397元/kWh，略高于燃煤基准价。受市场化交易电量占5年全年综合国补以外结算电价升至5元/kW，叠加0.459元/kWh2024年的0.850元/kWh小幅升至0.854元/kWh。2026136REIT90%0.380元/kWh10%0.336元/kWh，综合来看，2026Q1国补以外结算电0.376元/kWh0.3886元/kWh；非机制电量对应平均结算电价为0.3376元/kWh。由于二季度机制电价高于一季度，2026Q2综合国补以外结算电价回升至0.3835元/kWh，较2026Q1环比修复。图表29：国电投REIT电价（含税）组成（单位：元/kWh）期间电量类型电量占比国补以外结算电价/机制电价国补电价综合/含税价格2024年未参与市场化交易结算电量125,015.57万kWh100%0.3910.4590.85保量保价电量40,000.00万kWh32.45%0.3910.4590.852025年市场化交易电量83,282.49万kWh67.55%0.3970.4590.856全年综合123,282.49万kWh100%0.3950.4590.854机制电量24,757.95万kWh90%0.380（含差价结算）0.4590.8392026Q1非机制电量2,750.88万kWh10%0.3360.4590.795综合结算电量27,508.83万kWh100%0.3760.4590.835机制电量22,363.07万kWh90%0.3886（含差价结算）0.4590.84762026Q2非机制电量2,484.79万kWh10%0.33760.4590.7966综合结算电量24,847.85万kWh100%0.38350.4590.8425募集说明书估值定价REITIRR均较高，相对性价比较高。REIT26E、27E净现金13%（8.21%）（中航中核汇能IT、E分别为%、%，这与过渡期滚存利润、期初现金余IRR26年上市的能源IRRREIT对于弃REIT估值已充分体现国补退坡影响，资本性支出等预留也较为充分，可关注其长期配置价值。REITREIT项目，两项目的投资亮REIT电量几乎全额上网，90%机制电量背景下，市场化电价波动影响较小，整体现金流稳定性较高；REIT性价比相对较高，IRR水平均高于市场平均水平，运营能力较强，市场化交易经验丰富，电价、弃电率等指标预测较为严谨，相对性价比较高。图表30：华泰三峡REIT与国电投REIT估值对比表华泰三峡REIT 国电投REIT评估基准日 2025年12月31日 2025年12月31日募集规模 40.065亿元 78.40亿元资产估值 37.69亿元 68.17亿元折现率 税前WACC7.64% 税前WACC8.94%IRR 5.28%（按拟募集规模37.66亿元测算） 2025年末3.47%分派率 2026E：13.61%；2027E：13.54% 年化2026E：57,932.61万kWh；2027-2030E：61,241.12万kWh；电量预测电价预测

2031E：63,941.94万kWh电网结算电价（未扣减系统及考核费用）：2026E：0.3072元/WE0.31元/kWE.32元/kWE：0.3202元/kWh；2030及以后：0.3222元/kWh；机制电量比例55%0.3749元/kWh

电价：0.348元/kwh2026-2035年收入预测91372.59万元；机制电量占比不超过上网电量90%，机制电价0.391元/kWh弃风率 2026年14.20%；2027-2030年9.30%；2031年及以后5.30% -综合厂用电率/综合损失率 3.41% H1：2.39%；H2：2.44%修理费以固定资产原值为基数2026年至2030年0.15%、运营成本资本性支出国补退坡处理

2031-2035年0.25%、2036年-2040年0.35%、2041-2043年0.50%2044-20452043年为基准每年考虑一定年增长；20263,049.65（含税22.88%10年居民消费价格指数550-100更新替换支出21款开展保理业务2052,0002041证收益补充。

H1、H2项目2026年修理费分别为329.67万元/年、1,318.69万元/1.5%50.5%2%以此顺延。非周期性大修及技改等维护性资本性支出约589万元/年2.15年，开展保理融资H1H22036620386月不再享受国补；估值已体现国补到期影响；203620355.12%，20372035H22035年及以后全年仅剩标杆电价54.00%。固收研究注1：国电投REIT2026年化分派率数据取自二季报，截至报告期末本年累计可供分配金额未包含截至保理基准日2026年12月31日满足条件的国补应收账款对应的固收研究保理金额577,543,446.38元。注2：三峡REIT分派率考虑过渡期滚存利润、期初现金余额、保理净流入等因素评估报告，募集说明书，基金公告图表31：经营权REITs分派率表现

可供分配金额/募集资金 可供分配金额/市值 差值（右）

18.3%15.8%18.3%15.8%12.7%12.1%14.1%12.6%12.3%10.6%10.9%9.6%9.2%9.6%9.5%9.2%8.1%6.9%5.7%4.1%5.1%4.9%5.8%5.5%5.6%2.9%3.7%富中银国平浙华华国中华中易工华招平东鹏中国航华君安商夏夏金