新能源电价市场化改革背景下，沿海地区海上风电的投资吸引力正在凸显。国金证券公用事业周报指出，136号文将机制电量比例与非水消纳责任权重完成情况挂钩，沿海地区消纳权重较低、用户电价承受能力较强，机制电量比例保障程度更高，海上风电项目收益率预期更为稳定。海上风电靠近负荷中心、利用小时数高、出力稳定，是沿海地区最优质的清洁能源资源。本文从电价改革影响、区域分化、投资标的三个维度，解析海上风电的投资前景。
非水消纳权重区域分化——沿海地区投资保障更优
自2019年非水可再生消纳保障机制建立以来，非水消纳责任权重分配按照“能者多劳”原则，三北地区权重绝对值与提升量均大幅高于沿海地区。2024年目标中权重最高的吉林高出权重最低的上海近3倍。136号文明确机制电量比例由地方确定，参考消纳责任权重完成情况、用户电价承受能力等多方因素。在这一框架下，沿海地区电价承受能力强、消纳责任权重相对较低，机制电量比例的保障程度更高，新能源项目投资回报的可预期性更强。海上风电作为沿海地区的核心新能源资源，受益于这一区域分化趋势。
海上风电的资源禀赋优势——利用小时数高、出力稳定
海上风电相较于陆上风电和光伏具有独特优势。利用小时数方面，海上风电年均利用小时数可达3,500-4,000小时，远高于陆上风电（约2,200小时）和光伏（约1,300小时）。出力稳定性方面，海上风资源更稳定、波动性更小，对电网的冲击更弱，系统成本更低。负荷中心方面，沿海地区是中国经济最发达、用电需求最集中的区域，海上风电就近消纳、无需长距离外送，避免了“三北”地区新能源外送通道不足的消纳瓶颈。从电价改革角度看，海上风电在沿海现货市场中的价格表现也优于光伏——光伏出力与用电需求时间错配（午间出力大但电价低），海上风电出力曲线更平滑、覆盖高价时段更多。
海风建设加速——“疆电入渝”配套电源取得进展
海上风电投资落地的节奏正在加快。2月12日，“疆电入渝”配套电源新疆华电哈密2×100万千瓦煤电项目和华润电力新疆重能石头梅2×100万千瓦煤电项目受电一次成功，为按期投产奠定基础。虽然该案例为跨区域输电配套火电，但其反映的电网基础设施建设加速同样利好海上风电送出。沿海地区海上风电项目核准和开工节奏2024年以来明显提速——广东、福建、浙江、山东等省份海上风电规划量超4,400万千瓦。随着深远海风电技术成熟和造价下降，海上风电的可开发空间进一步打开。
海上风电与其他新能源对比| 指标 | 海上风电 | 陆上风电 | 光伏 |
|---|
| 年均利用小时数 | 3500-4000h | 约2200h | 约1300h |
| 出力稳定性 | 高 | 中等 | 低 |
| 负荷中心距离 | 近（沿海） | 远（三北） | 远/近（分布式） |
投资建议——关注风电龙头龙源电力（H）
海上风电的投资逻辑在当前电价改革背景下更为清晰。龙源电力（H）作为风电龙头运营商，装机规模领先、项目储备丰富，在沿海海上风电领域布局较早。随着新能源电价改革落地，沿海地区海上风电项目的收益率确定性相对更高，龙源电力有望持续受益。建议关注风电龙头运营商龙源电力（H），以及在水电、核电领域具备稳定性和成长性的长江电力、中国核电。
