2020年“双碳”目标提出后，绿电行业经历起伏，但2024年国家多部门密集出台电力相关政策，为新能源发电运营商提供了更加稳定和可预测的市场环境，行业整体止跌企稳。当前市场对新能源发电板块电量/电价的预期或已充分定价，绿证、补贴等相关政策落地有望带来正向边际变化。
收入方面：
- 装机容量：2024年全国新增风光装机容量356.5GW，占新增装机的83.1%。多省超额完成十四五装机目标，但三北地区和西南地区装机进度滞后。
- 利用小时数：优质风资源集中在三北地区，海风合理利用小时高于陆风。2024年沿海、东北、西南地区部分省份风电利用小时数较高，但三北地区风电利用小时数有所下降，光伏利用小时数普遍下滑。
- 消纳：三北地区风光利用率承压，大基地消纳遇阻。但政策定调转为有序推进，三北地区风光消纳压力有望得到缓解，电力系统调节能力优化专项行动实施方案发布，支撑2025-2027年年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳利用。
- 电价：新能源有序入市，市场化电价承压。2023年起，多省市场化电价持续下行，带动新能源市场化电价下跌。同时，由于新能源发电日内出力不稳定的特性，多省/区绿电市场化电价承压。
- 环境价值：绿电/绿证市场承接新能源发电补贴任务。绿证市场上，碳-电市场打通及碳排双控考核收紧，有望推动绿证价格上涨。绿电交易量迎来快速增长，2024上半年省内绿电交易905.4亿千瓦时，同比增长324.3%。
成本方面：
- 投资成本：新能源投资成本持续下行，风光地面电站LCOE降至0.2元/兆瓦时。
- 灵活性边际成本：辅助服务市场明确电源侧稳定性、灵活性、可靠性费用分摊机制，调节需求提高导致新能源发电综合供电成本提高。基准情景下，风电、光伏LCOE分别为192、188元/兆瓦时，配储比例每增加10%×1h，风电、光伏供电成本分别增加7.2、12.5元/兆瓦时。
盈利能力方面：
- PB-ROE体系有效性恢复：2024年新能源发电行业PB-ROE估值体系有效性恢复，ROE对上市公司估值解释力增强。
- 行业边际变化：绿证价格有望上涨，消纳压力有望得到缓解，补贴问题解决的预期也为行业发展注入动力。
- 建议关注：建议关注A/H股资产质量优秀、盈利能力稳定的风电运营商，如大唐新能源、龙源电力、中国电力、中广核新能源、新天绿色能源、浙江新能、嘉泽新能、节能风电、三峡能源、中闽能源等。
风险提示：装机容量增长不及预期、电网及灵活性资源建设不及预期、市场化电价波动风险、风光制造业价格波动风险、可再生能源补贴回款风险。
