广发证券报告从现金流稳定性维度深度剖析了能源基础设施REITs的底层资产特征。风电项目（滨海北年均售电12.46亿千瓦时、黄骅旧城/红土井子年均3.99亿千瓦时）电量随资源波动，光伏项目年均售电5.41亿千瓦时，水电项目年均售电5.16亿千瓦时，气电年均售电37.50亿千瓦时。风光、水电投产后成本变化极小，天然气发电受燃料成本影响较大。针对风光国补回收不确定问题，所有新能源REITs均与银行签订保理协议，保障补贴现金流。水电可变成本低、无补贴、电价稳定，折现率8.07%为七支REITs中最低，反映其经营风险最小。
风电——电量随资源波动，国补占比约50%
中信建投国家电投新能源REIT底层为滨海北H1（100MW）和H2（400MW）海上风电项目，分别于2016、2018年运营，2020-2024年合计售电量均值12.46亿千瓦时。项目标杆电价0.391元/千瓦时，国补0.459元/千瓦时，总电价0.85元/千瓦时，国补占比约54%，预计可持续20年。江苏省用电量高于发电量，基本不存在消纳问题，2020-2024年营业收入均值9.22亿元。
中信建投明阳智能新能源REIT底层为黄骅旧城（100MW）和红土井子（50MW）陆上风电项目，年均售电量3.99亿千瓦时。国补电价分别为0.209、0.192元/千瓦时，标杆电价0.328、0.236元/千瓦时。工银蒙能清洁能源REIT底层为华晨（100MW）和恒润一期（49.5MW）风电项目，市场化交易收入占比已超80%，电价持续下降，2023年市场化电价分别降至0.131、0.146元/千瓦时，反映陆上风电市场化交易电价下行压力。
光伏——国补保理化解回收不确定性，国补到期后面临收入骤降
中航京能光伏REIT底层为榆林（300MW）和晶泰（100MW）光伏项目，年均售电5.41亿千瓦时。榆林上网电价0.80元/千瓦时（燃煤基准0.335+国补0.465），晶泰1.00元/千瓦时（0.416+0.584），国补比例约58%。2019-2024年合计经营现金流量净额均值2.81亿元。
华夏特变电工新能源REIT底层为哈密光伏（150MW），通过天中直流外送河南，年均售电2.56亿千瓦时。上网电价0.90元/千瓦时（结算0.25+国补0.65），国补占比72%。国补到期后营业收入预计下降70%以上，原始权益人承诺主动让渡绿证收益，与投资者共享绿色能源附加收益。所有新能源REITs均与银行签订保理协议化解国补回收风险，如中信建投国家电投新能源REIT与工商银行签订平价购买账龄满1.5年国补应收账款协议，保理利率为1年期LPR或80BP。
水电——现金流最稳定，折现率8.07%为七支最低
嘉实中国电建清洁能源REIT底层为五一桥水电站（137MW），自2008年运营，年均售电5.16亿千瓦时。上游溪古水电站水库可“丰存枯用”，增加枯水期发电能力。电价分为优先电价（0.246元/千瓦时）、留存电价（0.221元/千瓦时）和市场化电价（均价0.161元/千瓦时），总体基本稳定。2020-2024年经营现金流量净额均值0.59亿元。水电可变成本低、无补贴、电价稳定，折现率8.07%为七支REITs中最低，反映其现金流稳定性最优。长期来看，水电项目运营期可达百年，远超风光项目（20-25年）。
气电——燃料成本占比较高，现金流波动较大
鹏华深圳能源REIT底层为东部电厂一期（1170MW），自2008年运营，年均售电37.50亿千瓦时，为七支中体量最大。电价分为电网代购电量（按“市场月度均价+发电侧变动成本补偿电价”结算）和市场电量两部分，2019-2024年营业收入均值17.03亿元。2022年受天然气价格影响综合电价达0.558元/千瓦时，显著高于其他年份。天然气价格受大宗商品周期和汇率影响，若长协不能履约或续约，可能导致燃料成本提升，气电现金流稳定性低于风光水资产，折现率6.40%-8.40%反映其经营风险相对较高。
表2：各类型能源REITs现金流核心指标对比| REITs类型 | 代表产品 | 年均售电量 | 电价特点 | 折现率 |
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| 海上风电 | 中信建投国家电投新能源 | 12.46亿kWh | 标杆0.391+国补0.459 | 9.21% |
| 陆上风电 | 明阳智能/工银蒙能 | 3.99/4.41亿kWh | 市场化交易收入占比超80% | 8.24%-10.16% |
| 光伏 | 中航京能光伏 | 5.41亿kWh | 国补比例58%-72% | 9.63%-9.77% |
| 水电 | 嘉实中国电建清洁能源 | 5.16亿kWh | 优先/留存/市场化三类 | 8.07% |
| 气电 | 鹏华深圳能源 | 37.50亿kWh | 市场化定价，受气价影响 | 6.40%-8.40% |
