当下绿电运营商电价基本面存在一定压力，增值税退税取消、三免三减半陆续到 期以及市场化电价下行等因素或使得 2026 年绿电运营商利润承压：
1）增值税退税取消影响陆风项目 IRR 约 0.4pct。2025 年 10 月，财政部、海 关总署和国家税务总局联合发布《关于调整风力发电等增值税政策的公告》，自 2025 年 11 月起取消对于陆上风电项目增值税即征即退 50%的补贴政策，海上风 电补贴延长至 2027 年底。对于平价陆上风电项目，我们假设其造价为 4500 元 /KW，综合结算电价为 0.31 元/千瓦时，年利用小时数 2200 小时，运行周期为 20 年，则增值税退税取消使得全投资 IRR 由 6.6%下降至 6.2%，全生命周期年均度 电净利润下降约 0.01 元。
2）企业所得税三免三减半陆续到期，到期当年影响平价陆风项目约 0.01 元度 电税后利润。企业所得税“三免三减半”优惠政策是针对国家重点扶持的公共基 础设施项目，自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第 1 年至第 3 年 免征企业所得税，第 4 年至第 6 年减半征收企业所得税。2020-2024 年间，全国 新增约 311GW 风电、682GW 光伏装机，其中于 2020 年初并网项目已于 2023 年进入“三免三减半”到期周期，于 2026 年结束优惠政策，2023 年并网项目将 于 2026 年开始进入到期周期。若不考虑其他因素影响，假设造价 4500 元/KW， 综合结算电价 0.31 元/千瓦时，年利用小时数 2200 小时的 20 年平价陆风项目， “三免三减半”优惠到期当年影响约 0.01 元度电税后利润。
3）2026 电力供需格局转向结构性宽松，新能源全面入市背景下电价有下行压 力。回顾 2025 年，伴随火电、风光等电源集中投产以及特高压投运，电力供需紧 平衡格局已有所改善，尽管三季度气候因素驱动下华东等地用电负荷再创新高， 但未出现有序用电情况，“尖峰缺电”矛盾已趋于缓和。展望 2026 年，绿电装机预 计持续增长，且 2025-2026 年期间新增火电集中投产，我们测算顶峰负荷容量充 裕度将进一步提升；电力供需转向宽松叠加绿电入市加速，或一定程度上压制市 场电价水平，其中 2026 年年度交易广东成交均价 0.372 元/千瓦时，同比下降 0.02 元/千瓦时；江苏成交均价 0.344 元/千瓦时，同比下降 0.07 元/千瓦时。
2025 年 10 月至今港股绿电运营商跑输大盘，或已部分反映基本面压力，当下应 重视政策、机制不断完善背景下的港股绿电运营商估值修复。我们认为上述提到 的增值税退税取消、三免三减半陆续到期、市场化电价下行等基本面压力已被部 分定价，2025 年 10 月至 2026 年 2 月 26 日绿电板块整体跑输大盘，其中龙源电 力 H、大唐新能源、新天绿色能源、京能清洁能源分别下跌 10%、31%、4%、 8%，同期恒生指数下跌 3%；截至 2026 年 2 月 26 日 PB-MRQ 分别为 0.76、 0.64、0.75、0.51 倍，均处于破净状态。但“双碳”承诺背景下风光发电在新型 电力系统中逐步成为主力电源是较为确定性的趋势，当下困境是发展过程中政策 缺位、机制缺失的结果，站在目前节点我们已经看到补贴发放提速、电网消纳能 力建设推进、绿色消费体系逐步完善等利好因素逐步累积，在此背景下我们认为 需要重视港股低估值绿电运营商投资机会。
补贴欠款自然解决期限较长，绿电运营商应收账款规模不断提升。在《绿电专题 二》中我们对新能源发电补贴政策历史以及补贴欠款进行了测算，在考虑 85%合 规比例的情境下 2024 年底补贴累计缺口约 6500 亿元，不考虑额外发放补贴缺口 将于 2030 年达峰，2039 年解决历年累计补贴缺口。若仅依靠可再生能源附加电 价收入，随电量增长及历年补贴陆续到期自然解决历史补贴问题所需时间较长， 对新能源发电产业链产生负面影响，龙头绿电运营商应收账款占净资产比重逐步 提升，龙源电力、大唐新能源、中广核新能源、中国电力截至 25H1 应收账款/净 资产达到 72%、76%、64%、86%。
补贴问题影响绿电运营商经营现金流，资产负债率接近 70%重点监管线。当前绿 电运营商经营现金流普遍无法满足还本付息+新增装机建设所需，如龙源电力 2024 年经营活动现金流量净额为 171 亿元，同期资本开支 269 亿元、财务费用 35 亿元，且截至 2024 年底公司一年内到期的非流动负债为 92 亿元；2026、2027 年假设龙源电力新增 3.5、3.5GW 风光装机，资本开支约 200-250 亿元，仍然存 在现金流压力。截至 2025H1，龙源电力、大唐新能源、新天绿色能源、京能清洁能源资产负债率分别达到 67%/67%/66%/63%，若补贴问题不解决将逐步逼近国 资委对于中央工业企业 70%的资产负债率重点监管线。
2025 年 7-8 月补贴发放加快，未来若补贴常态化足额发放将较大程度缓解新增 装机资本开支压力。我们在报告《绿电专题一：136 号文转变行业发展逻辑，利 好因素累积绿电有望否极泰来》中提到，新能源补贴有望受益于此轮全国性化债 周期，从实际情况来看，部分绿电公司已公告 2025 年 7 月以来可再生能源补贴 回款加速，其中京能清洁能源/太阳能/晶科科技/金开新能公告 2025 年 1-8 月累 计收到补贴 32/23/9/12 亿元，同比增长 264%/232%/248%/342%，占 2024 年全 年回收金额 213%/170%/166%/190%，2025 年前三季度绿电行业实现经营活动 净现金流 812 亿元，同比+50.8%，其中龙源电力经营现金流为 158 亿元，同比 增加 60 亿元。若补贴常态化足额发放将较大程度缓解绿电运营商新增装机资本 开支压力，以龙源电力为例，2022-2024 年均新增 80 亿元应收账款，若补贴顺利 收回公司经营现金流有望达到约 250 亿元，与 2026-2027 年的预计资本开支额基 本匹配。
首次提出全国性独立储能容量电价政策，参考煤电补偿标准并按顶峰能力折算， 商业模式理顺。2026 年 1 月 30 日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完 善发电侧容量电价机制的通知》，提出分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能 容量电价机制，以适应新能源发展、保障调节电源回收成本进而在电力供应紧张 时段稳定供电，其中对于独立储能首次提出全国统一容量电价政策，参考煤电补 偿标准并按顶峰能力折算，折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷 高峰持续时长约最高不超过 1），与此前甘肃、宁夏、湖北的地方性政策基本一致， 故长时、充放电效率高的项目将获得更高收益。此外，容量电价分摊方式为纳入 当地系统运行费用由工商业用户承担，与此前内蒙古等地发电侧内部分摊不同， 可持续性更强。
储能盈利模型加速建立，容量补偿、辅助服务与现货套利构成主要收益来源。136 号文后新能源取消强制配储，储能租赁市场逐步退出，“容量电价+调频收益+现货 套利”成为主要盈利模式，多地容量补偿政策落地带动需求快速提升，储能从（“被 动配套”转向（“主动选择”。例如，甘肃依机组容量进行容量补偿，补偿额度为储 能满功率放电时长/6*330 元/kw·年，此外储能亦可通过调频市场获得辅助服务收 益、通过现货市场获得峰谷套利收益，以甘肃 100MW/400MWh 储能电站进行测 算，对应容量电价补偿 0.2 亿元/年，假设现货市场峰谷价差 0.30 元/度、调频里 程价格 6.0 元/兆瓦，日均充放电 2 次下年均收入 0.72 亿元，对应年均 ROE 约 12.4%、全投资 IRR 为 5.9%。
截至 2025 底国内电化学储能规模达 96GW，政策驱动新型储能招标落地规模快 速增长。伴随风光机组入市后主动调峰需求增加，叠加地方性电价政策落地，2025 年新增电化学储能 34GW。区域分布上，电化学储能主要分布于新能源装机占比 高的西北、华北地区以及高峰用电需求大的华东地区；其中截至 2025H1 末内蒙 古、新疆、山东、江苏、宁夏位列累计装机规模的前五位，装机容量合计占比约 49.7%。 根据《新型储能规模化建设专项行动方案约2025-2027 年）》，到 2027 年全国新 型储能装机规模目标为 180GW，部分省区亦已出台“十五五”期间新型储能发展规 划。受政策驱动下储能需求爆发，2025 年前 11 月新型储能项目招标落地规模约 405GW，同比增长 182.10%。
电网侧独立储能为主要新增类型。截至 2025 年上半年末，我国累计投运独立储 能 42.9GW，占电化学储能总规模比例 56.6%。因 136 号文取消新能源强制配储， 独立储能已成为新增电化学储能的主要应用场景，上半年新增储能装机中独立储 能占比 61%，而三季度新增量占比提升至 83%。规模与时长方面，2025 年上半 年国内电化学储能中 100MW 及以上的大型储能占比达 67%，较 2024 年增长 2pct，同期储能平均时长 2.31h，较 2024 年增长 0.04h。
对于新能源运营商，独立储能可提升新能源平均市场电价，并将其此前承担的部 分辅助服务费用通过储能容量电价的方式疏导至用户侧。在“谁收益、谁承担”的 原则下，由于此前电力现货市场运行不成熟，辅助服务费用多为发电侧零和博弈， 绿电作为主要付费方承担大多数费用。随着各省电力现货推进，调峰逐步融入现 货市场，调峰费用由绿电在现货市场中承担的谷段低价电体现。而储能通过削峰填谷提高风光综合电价水平，并将部分费用通过储能容量电价的方式疏导至工商 业用户，中长期维度有望提升绿电整体盈利能力。
容量电价为调节性电源回收固定成本，激励火电在新能源发电高峰期降低出力， 有望提升新能源消纳水平。随着新能源装机持续高增，电网消纳压力增加，2025 年全国平均弃风/光率分别同比+1.6/+2.0pct。容量电价政策为调节性电源提供保 底性收益，激励火电在新能源出力充足的电价“谷段”降低出力，假设 2026-2027 年我国全社会用电量增速 4%约约+4000 亿度）， 若 2026-2027 年风/光年新增 100/150GW 装机，在新增用电均由新能源满足情境 下，2026 年风、光利用小时数有望维持稳定，2027 年风、光利用小时数有望同 比+51、+35 小时,相对应火电 2026-2027 年利用小时或同比-290、-199 小时。
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