綠電行業行情、政策與高頻數據跟蹤

2023 年以來大幅下跌，經歷一段時間的小幅回漲 后再次下跌，些許波動后近期繼續下跌。

一、兩部委發文推動綠電直連，關注政策驅動下的綠電行情

兩部委發文推動綠電直連，要求自發自用電量占總可用發電量的比例應不低于 60%。 5 月 30 日，國家發改委、國家能源局發布《關于有序推動綠電直連發展有關事項的 通知》，總體來看以滿足用戶綠電需求、解決新能源就地消納為核心發展目標。項 目按照負荷是否接入公共電網分為并網型和離網型兩類；其中并網型項目整體新能 源年自發自用電量占總可用發電量的比例應不低于 60%，占總用電量的比例應不低 于 30%，并不斷提高自發自用比例，2030 年前不低于 35%；在現貨市場連續運行 地區，可采取整體自發自用為主，余電上網為輔的模式，現貨市場未連續運行地區， 不允許向公共電網反送。鼓勵并網型項目通過合理配置儲能、挖掘負荷靈活調節潛 力等方式，充分提升項目靈活性調節能力，盡可能減小系統調節壓力。綠電直連項 目合理繳納輸配電費、系統運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用； 項目負荷不得由電網企業代理購電。本次政策推動綠電直連，隔墻售電模式逐步放 開，綠電清晰可溯源有望催化更多企業綠能使用需求，新能源上網電價改革后、消 納政策緊接落地，綠電盈利模式有望逐步清晰。

山東、廣東、蒙東 136 號文細則陸續落地，山東、蒙東存量機制電價定為燃煤標桿。 5 月 7 日，山東省發改委發布 136 號文細則，存量項目合約電價為燃煤標桿基準價 0.3949 元/度，合約周期為保障全生命周期合理利用小時的剩余部分，帶補貼的部 分照常發放；5 月 31 日后的新增項目，競價價格原則上不高于上年，合約執行期限 文件未明確。5 月 12 日，廣東省電力交易中心印發新能源增量項目相關細則，廣 東采用集中競價的方式開展競價交易，增量項目機制電價的執行期限為海上風電項 目 14 年、其他新能源項目 12 年，到期后不再執行機制電價。5 月 29 日，內蒙古 自治區發改委、能源局印發蒙東細則通知，納入機制的電量機制電價為蒙東煤電基 準價 0.3035 元/度，達到全生命周期合理利用小時數或項目投產滿 20 年后，不再 執行機制電價；增量項目銜接現行電力交易政策，暫不安排新增納入機制的電量。 總體來看，基本能延續對新能源發展的友好趨勢，參考此前國家發改委、能源局頂 層文件（2 月 9 日《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的 通知》，國家發改委、能源局）要求各地要在 2025 年底前出臺并實施具體方案，預 計后續各省合約電價細則陸續落地，綠電的存量項目的 ROE 將得到明確。

期待消納問題解決、電價理順，綠電業績增速回正，估值修復可期。綜合來看，綠 電從當前情況來看尚存在六大困境：（1）保障利用小時持續回落，引發消納憂慮； （2）非保障利用小時部分的市場化競爭報價，消納進一步承壓；（3）現貨市場部 分電價承壓；（4）配儲成本；（5）補貼發放；（6）風機組件等造價。盡管當前 風機組件價格有所回落，新能源上網電價改革、火電的輔助服務降低配儲成本，但 綠電的商業模型仍未顯著改善。復盤過去幾年綠電的估值與業績數據，我們發現綠 電的估值提升恰好發生于利潤高增及 ROE 的高點，伴隨綠電裝機增速的回落和 ROE 的回落（2024 年增速已轉負），綠電的估值體系也從偏成長的 PEG 走向偏價 值的 PB-ROE 定價體系。伴隨電力系統的改革逐步推進，通過環境溢價以及市場化 交易等，從長期看將會顯著的改善綠電的六大困境，賦予綠電穩定的盈利模型。關 注政策推動 ROE 企穩，當前可優先布局高 ROE、低 PB 綠電公司。

二、政策回顧：兩部委發布推動綠電直連通知

近日（2025/05/26-2025/05/30）公用事業行業政策： 2025年5月29日，兩部委發布《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》，其中 提出：綠電直連指風電、光伏、生物質等新能源通過專線直接向單一用戶供電，實 現物理溯源；項目整體新能源年自發自用比例不低于60%，用電側自發自用比例不 低于30%，2030年前不低于35%；項目整體作為電力市場主體參與交易，不得由電 網企業代理購電，并按規定繳納輸配電費等相關費用，統一以接入點為計量和結算 基準。

三、行業高頻數據跟蹤

（一）近期海內外煤價低位保持，沿海電廠負荷環比提升

港口煤價：根據 wind 數據，2025 年以來煤價較為平穩，5 月 30 日秦皇島 5500 大 卡動力煤市場價格為 611 元/噸，較前一周同期持平，位于近 12 月以來 0.0%的價 格低位。5 月 28 日環渤海動力煤指數報價 669 元/噸，較前一周持平；秦皇島港、 天津港、京唐港、曹妃甸港港口價格分別為 669 元/噸、669 元/噸、669 元/噸、669 元/噸，全部較前一周下降 1 元/噸，近幾月環渤海動力煤指數波動較小。

進口煤價：近期印尼煙煤價格下降，根據百川盈孚數據，5 月 30 日，廣州港外貿 動力煤印尼煙煤 Q4200、Q4800、Q5500 價格分別為 520、613、705 元/噸，與前 一周同期相比均持平。目前動力煤印尼煙煤 Q4200 換算為 Q5500 的價格為 681 元 /噸，2023 年 5 月以來海內外煤價同頻大幅下跌，8-9 月有所回調后，2024 年 2 月 以來繼續下跌，當前秦皇島動力煤 Q5500 價格低于印尼煙煤（Q4200 換算為 Q5500） 70 元/噸，國內煤和進口煤價之間差價小幅擴大。

產地煤價：產地動力煤車板價格 2023 年以來大幅下跌，經歷一段時間的小幅回漲 后再次下跌，些許波動后近期繼續下跌。5 月 30 日山西大同 5500 大卡動力煤車板 價為 487 元/噸，較前一周同期上升 3 元/噸；5 月 30 日內蒙古烏海、山東棗莊 5500 大卡動力煤車板價分別為 486、610 元/噸，分別較前一周同期變化 30、0 元/噸。

煤炭庫存：2025 年以來港口庫存持續提升，近期北方港開始下降，廣州港庫存高 位持續。上周秦皇島港、曹妃甸港、國投京唐港、黃驊港煤炭庫存分別較前一周同期變化-55、-13、21、-29.4 萬噸，廣州港煤炭庫存較前一周同期下降 4.8 萬噸至 282.5 萬噸。截至 5 月 30 日，秦皇島港、曹妃甸港、國投京唐港、黃驊港煤炭庫存 分別 675、599、250、282.5 萬噸，合計庫存 1732 萬噸，環比前一周下降 118 萬 噸，但位于多年同期的最高位。

山東電力交易中心自 2021 年 12 月起，在官網公開披露山東省電力現貨結算試運行 日報。從中長期交易來看，上周交易電量環比小幅上升，5 月 26 日至 5 月 30 日成 交電量達 33.13 億千瓦時，環比前一周同期上升 28.31%；上周加權平均成交電價 達 372.54 元/兆瓦時，環比前一周同期上升 0.06%?，F貨交易方面，上周日前加權 平均電價最高、最低值分別為 275.42（周四）、249.76（周五）元/兆瓦時，環比前 一周分別下降 4.7%、上升 26.2%。

廣東電力交易中心自 2021 年 11 月起，在官網公開披露廣東省電力現貨結算試運行 日報，主要披露現貨日前及實際交易數據。從現貨日前交易市場來看，上周發電側 加權平均電價 5 月 26 日（周一）達到最高值 370.36 元/兆瓦時，其中燃煤為 364.47 元/兆瓦時，燃氣為 404.96 元/兆瓦時，新能源為 322.04 元/兆瓦時；5 月 28 日（周 三）為上周加權平均電價最低值 275.96 元/兆瓦時，其中燃煤為 278.83 元/兆瓦時， 燃氣為 303.47 元/兆瓦時，新能源為 271.42 元/兆瓦時。

東部沿海電廠負荷表現分化。通常來看，3 月起供暖期結束電廠負荷率有所下降， 經歷 4、5 月用電負荷低谷期后，6 月起用電負荷開始回升，7、8 月隨高溫天氣持 續保持增長，9 月起隨氣溫回落有所下降，11 月初入冬后逐步回升。 2025 年 5 月 16 日江、浙、滬地區電廠負荷率分別為 78%、80%、78%，平均電廠 負荷率達到 78.7%，環比上升 2.7 個百分點，同比下降 0.7 個百分點；廣東、福建 地區電廠平均負荷環比前一周上升 3.5 個百分點，同比上升 3.0 個百分點；山東地 區電廠負荷率環比前一周上升 3.0 個百分點，同比下降 4.0 個百分點。

（二）天然氣：海內外氣價同比偏高，近期價格開始回落

國內LNG到岸價、出廠價分別較2025年初下降18.9%、下降2.4%。根據金聯創披露 數據，2025年5月29日LNG到岸價為12.45美元/百萬英熱（合人民幣4648元/噸），較 近12月的高點6383元/噸下降27.2%，較2025年初下降18.9%。根據上海石油天然氣 交易中心披露數據，LNG出廠價近期有所下降，5月23日我國LNG出廠價4415元/噸， 環比前一周下降1.87%，較2025年初下降2.4%。

英國、歐洲天然氣價格近期小幅下跌，美國天然氣指數回升。2025年5月29日歐洲 基準TTF荷蘭天然氣期貨收盤價為35.34歐元/MWh，較前一周同期下降3.05%，較 2025年初下降29.7%。JKM日韓綜合到岸價格指數2022年8月25日達69.96美元/百 萬英熱高點后開始回落，2025年5月29日為12.49美元/百萬英熱，較前一周同期下降 1.52%，較2025年初下降14.5%。2025年5月29日美國NYMEX天然氣期貨收盤價為 3.54美元/百萬英熱，較前一周同期上升6.95%，較2025年初下降3.28%。