公用事业行业深度报告：新能源入市恰如那年火电 风电资产脱颖而出
新能源入市政策靴子落地，风电运营商有望率先迎来估值修复。港股性价比更高、海风增长潜力更大。建议关注：
龙源电力（H）、云南能投、福建/河北/江苏海风运营商。
投资逻辑
如何辩证看待新能源入市？
市场化是必然趋势，但按照22年发改118号文，新能源全面入市原定在2030年，超前完成規划主因成本下降/装机超预期，周期节点与 15 年火电入市相符。回顾新能源价格机制的演变，与火电经历类似：（1）初期经历标杆电价时代，标杆价格（国补价格）行政调整；（2）开放入市，新老划断+设置可持续发展价格结算机制。这一措施本质是由新能源高比例固定成本所决定，考虑到不同批次机组的成本差异。这和参考煤价调整火电价格浮动上下限类似，提供市场纠偏的空间.19/21年火电入市机制调整结果均为涨电价，25年江苏海风入市价410.3元/MWh、亦高出燃煤基准价19.3元/MWh，表明入市电价并非一定下降、部分地区/电源类型存在“搭便车”机会；（3）欧盟新电池法&CBAM 机制&可再生能源消纳责任权重倒逼下，绿电与绿证交易提供“价外”收益、绿电直连供电试点，与火电容量补偿类似将改变运营商收益结构。
入市有望厘清补贴。根据内蒙风电项目测算来看：国补占上网电价 45%，平均延迟发放 3 年，影响等同于市场电降 0.1 元/KWh（80%市场电），入市后补贴名单将直接影响带补贴项目报量报价、名单落地有望加快、并随之解决存量欠补。
风电为何胜出？
全面入市后电价对IRR 影响显著，风电出力曲线更胜一筹。根据内蒙风电项目测算来看：全面入市后若不含机制电量兜底，市场化交易部分析价20%对应补贴后综合电价下降0.052元/KWh，IRR下降2.5pct，相当于弃电率达15%；平价项目由于没有补贴作为缓冲，折价对IRR 的影响更大；风电与光伏相比，风电优势是出力的非同时性、出力高峰与光伏的错位竞争。光伏折价幅度更大，因而对IRR影响更突出。
重视所在节点电价更高的省内a资产。我们认为全面入市后将加大新能源公司收益分化，省内a公司脱颖而出对纳入机制的电量，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用，即当企业在市场化竞争中取得的电价高于省内同电源类型均价，该溢价将由企业获得而不会被回收。
风电发展下一站，看好海风。
沿海省份可再生能源消费需求将持续上升；同时，电力央企也具备持续投资需求。地区可开发资源、地区开发意愿、不同类新能源项目收益分化等多因素共同推动下，海风脱颖而出。25年能源能源领域重点项目梳理可见：海风大省广东、福建项目装机容量合计占比 48%；夹企占各地海风重点项目容量近 82%。
海风CCER 收益可观。以近期首个签发的三峡新能源江苏如东 H6（400MW）海上风电场项目运行情况测算，年发电12亿千瓦时核发约50万吨CCER，对应度电CCER收入约0.049元/KWh，该值与1H24江苏绿电直接交易产生的环境溢价接近（但变现难度大幅降低），远大于绿证价格（5 元/个对应度电不足 1 分）风险提示电力供需格局趋缓导致市场化电价向下波动、各地新能源入市细则对机制电量/机制电价的设置低于预期、化债落地不及预期风险等。