开源证券发布《政策助力预期企稳，静待绿电触底回升》行业投资策略报告，指出新能源发电板块的悲观预期或已充分定价，PB-ROE估值体系有效性恢复，行业正迎来估值修复窗口。2024年省内绿电交易905.4亿千瓦时（同比+324.3%），绿证核发量增长13倍。16家新能源发电运营商应收账款占当前总市值的55.5%，补贴欠款若解决将大幅改善现金流。三北地区消纳压力有望缓解，绿电行业公用事业属性回归可期，风电运营商资产质量优、盈利能力稳定，估值修复空间大。
绿电行业复盘——从估值泡沫到悲观定价，拐点已现
2020年“双碳”目标提出后，新能源发电板块经历了一轮完整周期。2021年风电/光伏运营商涨幅达96.9%/41.3%；2022年起受美联储加息、源网建设不同步导致消纳承压、新能源有序入市引发电价不确定性三重因素影响，板块开始回调，2022/2023年跌幅约30%/20%。2024年，国家密集出台电力相关政策，涉及绿证、电力系统调节能力、大基地与外送通道等多方面，行业整体止跌企稳。当前市场对于电量/电价的悲观预期或已充分定价，绿证、补贴等相关政策落地有望带来正向边际变化。
2025年全国能源工作会议提出，完善新能源消纳和调控政策措施，稳妥推动新能源参与电力市场，合理保障新能源收益。政策定调从“加快推进”转为“有序推进”，消纳压力有望缓解。新能源发电行业正处于触底企稳的关键节点。
量价成本三维承压——电价下行、消纳承压、成本抬升
电价端，2021年风光进入平价时代，市场化电价承压。2023年起来水转丰、煤价下跌、火电新增投运，多省市场化电价持续下行，带动新能源市场化电价下跌。光伏出力集中在午间，多省分时电价政策导致光伏中长期电价承压（甘肃峰谷浮动50%，新疆75%）。2024年各价区现货市场整体呈现全市场均价>风电均价>光伏均价的特征。
消纳端，三北地区新能源利用率承压，2024年1-11月华北、东北、西北多省风电利用率不足95%，西北多省光伏弃置率逼近10%。成本端，新能源投资成本虽持续下行（陆风LCOE约0.19元/千瓦时，光伏约0.19元/千瓦时），但配储要求不断提高（配储比例每增加10%×1h，风电综合成本+7.2元/兆瓦时，光伏+12.5元/兆瓦时），综合供电成本抬升。量价成本三维承压下，绿电行业利润空间压缩，或将倒逼行业回归平稳发展，公用事业属性有望逐步回归。
PB-ROE估值体系恢复——ROE重新成为估值锚
2024年新能源发电行业PB-ROE估值体系有效性恢复，公司估值水平与盈利能力整体呈现正相关关系。2021年行业估值系统性拔高，PB与ROE不具相关性；2022年估值回落，部分高ROE公司被赋予估值折价；2023年估值几乎丧失对ROE的敏感性；2024年曲线斜率恢复。ROE对上市公司估值水平的解释力增强，将ROE作为估值锚具备可行性。
从出力特性来看，风电日内出力分布更均匀，量价压力相对更小，资产质量优秀、盈利能力稳定的风电运营商值得重点关注。港股风电运营商如大唐新能源、龙源电力、中国电力等，A股风电运营商如节能风电、三峡能源、中闽能源等，均有望受益于绿电行业触底回升与估值修复。
绿电行业核心数据| 指标 | 数据 |
|---|
| 2024年省内绿电交易量 | 905.4亿千瓦时（+324.3%） |
| 2024年绿证核发量 | 4.86亿个（+13倍） |
| 16家运营商应收账款/总市值 | 55.5% |
| 陆风LCOE（基准情景） | ~192元/兆瓦时 |
| 光伏LCOE（基准情景） | ~188元/兆瓦时 |
| 全国风光装机占电源比重 | 42.0%（2024年） |
