新能源的电价有底吗？
新能源发电公司的半年业绩披露了，没有最惨，只有更惨。
三峡能源净利润下滑68.05%，龙源电力下滑29.10%；
华润新能净利润下滑29.55%，华电新能下滑38.47%；
大唐新能源净利润下滑65.4%，中广核新能源下滑49.80%； …………
利润下降的矛头都指向了电价的下降。
关于电力过剩导致电价下降的问题，我在去年的时候就已经分析过了：
供应端，前些年因缺电新批了大量的火电机组，又因双碳目标风光也在快速上马，核电保持着正常的审批节奏，水电因厄尔尼诺现象来水偏丰，水电增加；需求跟不上供应的增加，导致电力过剩，电价下降。
提示：本文仅是个人的投研笔记和思考，不具有任何投资建议或指导性质。投资有风险，决策需谨慎。
1、双碳目标刺激风光装机量大爆发
2020年9月正式提出双碳目标，即2030年碳排放达到峰值，2060年实现碳中和；2021年10出台顶层文件《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，核心是大力发展风电、光伏与新能源车等绿色能源。
由于我国的第一大碳排放是煤炭发电与供热，占了碳排放量50%的，其次是钢铁、水泥建材、化工、有色等大型工业占了30%左右。要实现双碳目标就要更多的发展风光装机，于是开始进入风光新能源的大规模装机周期，那个时候股民们开始喊出“万亿隆基”、“金风陆上强，明阳海风王”。
火电为新能源的发展让路：2021年10月15日起，煤电全部需要去电力市场竞价卖电，由供需决定电价，对新能源发电来说就有了可参考的市场电价；2024年1月1日起对火电实行容量电价+电量电价机制，火电为大规模风光并网有托底作用，具体详见《火电行业公共事业化？—分析容量电价政策的影响》。
电网也在让路：在电网安全允许前提下，都优先安排风光上网；要建成全国统一电力市场体系，建设特高压线，把西部大量风光电送到更需要电的省份，扩大新能源消纳空间。
2、新能源电价政策的变化：从大力补贴到完全市场化
在新能源早期发展阶段，风电和光伏的设备贵，发电成本比烧煤发电的成本还高，为了支持风光的发展，国家让电网全额收购新能源的全部发电量，还有电价补贴支持，这也是一众新能源发电公司大量应收账款的来源（主要是拖欠的补贴，到账也很慢）。
但在实际运行中，电网物理消纳能力跟不上（大西北地区没有外送通道，调峰能力跟不上），于是政策逐步调整为“只保一部分电量（最低保障利用小时数），超出部分走市场竞价”，以此降低电网的刚性收购压力。超出部分要去市场竞价上网，这也是新能源市场化的早期阶段。
新能源在补贴的扶持下大规模发展，财政资金压力却越来越大，为了缓解财政压力，2020年开始对已经并网、纳入国家补贴清单的风电、光伏存量项目，设置了中央补贴封顶的限制。
2021年8月1日开始，新建项目彻底取消中央财政补贴，存量老项目电价和补贴规则不变。
2022年左右光伏产业链开始大规模投产，上游组件开始降价，而国家又取消了电价补贴，则下游的电厂进一步要求降价，从而实现在无补贴的情况下还能盈利。
光伏与风电板块股价见顶回落，“万亿隆基”跌成狗，从2021年11月最高价73元跌到2024年7月13元（除权后），跌幅82%，同期金风科技跌幅70%，明阳智能跌幅80%，宏大叙事被虐得体无完肤。
直到2025年发布了136号文件，即2025年6月1日起新能源项目上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场竞价形成，以前的保底价上网的优势也没有了。为了自己的项目都能够上网，竞相杀价，也导致这两年新能源电价持续下降，业绩大幅下滑（净利润从2024年开始下降）。
这一系列新能源电价的政策变化，核心导向是逐步收缩、退出中央财政补贴，推动新能源电量全面参与电力市场竞价交易，让发电企业依靠成本管控、运营能力实现向前发展。
也告诉我们投资过程中不是买入持有就可以安枕无忧，持续跟踪政策变化、行业供需等关键变量非常重要。
比如今年AI火了过后，一大批企业开始定增扩产，未来怎么样不得而知，但光伏就是这么走过来的，从高新技术被打成了普通的制造业。
3、新能源电价的盈亏成本分析
找了四家公司的发电成本（等于风电/光伏的营业成本除以发电量），主流成本在0.2-0.22元/度左右；而2025年公司不赚钱的电价平均在0.3元/度左右（等于营业总成本/发电量，也就是收入等于总成本的时候就不赚钱了）。
根据各省级电力交易中心公开成交数据及券商行业汇总，2026年风光中长期交易不含税电价全国中枢大致0.28-0.34元/度，其中西北大基地区域约0.22-0.28元/度，中东部负荷省份约0.32-0.38元/度。
结合今年上半年新能源发电公司惨淡的业绩，电价还有点下降的空间，但空间已经不大了，再降就要开始大面积亏钱了。
在今年7月份发布了一个《可再生能源发展“十五五”规划》，到2030年末，新能源装机目标28亿千瓦以上，占全部发电装机比重超过50%；风光年发4万亿度电以上，发电量占全社会总发电量比重达到30%。
根据公式“发电量=装机容量*利用小时数”，可以简单计算出理论发电小时数。
2025年新能源发电的平均利用小时数1250个小时，要实现十五五目标，2030年要提高到1429小时，但新增这部分需更要发1771小时（假设原有装机容量利用小时数不变），本来利用小时数就在下降，要同时实现装机量和发电量这两个目标非常难。
电价继续下跌，加上拖欠的补贴又迟迟不到账，绿电企业的投资动力是不足的。
再来看一下头部的三峡能源和龙源电力的现金流情况，就可以从另一个角度去验证行业的困难。
这里用的现金流=经营活动现金流净额-构建固定资产、无形资产等现金开支-利息费用。因为经营项目获得的现金流要扣掉资本开支与刚性的债务利息，最终才是留在手里的现金流。
三峡能源与龙源电力的现金流很差，最近几年业务不仅没有积累现金，还在不停的消耗现金，三峡能源的现金都已经不能覆盖利息支出了。
经营现金流完全不能覆盖项目建设的资金需求，就需要大规模举债，但他们的资产负债率又很高，更恼火的是项目的效益还在不停的下滑，若电价不改善的话，公司的债务会被拉爆，最终可能会出现大规模再融资，从而摊薄原有股东收益。
总结：新能源的电价还能降，但空间已不多，也不必太悲观。
投资角度我的看法是：
1、新能源的大发展还会继续降低火电的利用小时数，煤价上涨也对其不利，纯火电公司（电力紧缺的省份除外）的看点不多；
2、优选新能源搭配火电或水电的公司，通过各电源的组合可以降低不利影响，比如华能国际、国电电力、华润电力等；
3、其次是选择风电占比高的，因为风电利用小时数更长，发电更稳定一些，比如华润新能；
4、最后就纯粹是搏业绩弹性了，比如三峡能源，业绩下降得多，后面如果业绩恢复股价的弹性比较大。
$大唐新能源(01798)$ $华润新能源(SZ001248)$ $龙源电力(SZ001289)$
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