行业投资评级 - 电力设备新能源行业评级为“买入”（维持）[6] 核心观点 - 20252026年新能源增量项目机制电价竞价结果呈现“东高西低”的显著分化特征，东部地区竞价上限和结果较高，风光资源丰富的西部和北部地区竞价结果普遍承压[1][11] - 按全国平均水平测算，风电和光伏项目的全投资内部收益率分别在8%和6%左右，机制电价高于0.31元/kWh的省份（主要集中在中部及东部沿海地区）电价仍有下降空间，而三北地区和山东光伏项目收益率已显著承压，电价进一步下降可能性较低[2][11][58] - 在“136号文”保障存量项目盈利及国补回款加速的双重作用下，新能源运营商资产折价预期有望改善，PB估值较低的港股公司修复空间更明显，现金流改善也将助力其探索第二成长曲线[3][12][63] - 风光氢氨醇一体化是新能源运营商探索第二成长曲线的核心路径，可优化消纳并实现向高价值终端产品转化，此外布局数据中心也是开拓新增长曲线的方式[4][64] 机制电价竞价结果分析 - 截至2026年1月23日，全国27个省市完成了20252026年新能源增量项目竞价工作，25个省市机制电量计划竞价规模2522.43亿kWh，实际出清1806.50亿kWh，完成比例约71.62%[18][20] - 光伏机制电价平均约0.31元/kWh，较各省平均燃煤标杆基准电价下滑约15%，山东、新疆、黑龙江、甘肃、青海等地机制电价下浮程度超过30%[23] - 风电机制电价平均约0.31元/kWh，较各省平均燃煤标杆基准电价下滑约13%，黑龙江、甘肃、吉林等地机制电价下浮程度超过30%[27] - 部分地区的风光机制电价出现倒挂，如吉林的光伏机制电价溢价接近0.1元/kWh，体现了地方政府通过价格差异优化当地风光装机比例的意图[30] 项目收益率测算与分化 - 报告基于统一核心假设，对不同地区新能源项目的全投资内部收益率进行了测算，结果显示分化明显[37] - 收益率较高地区示例： - 浙江省光伏项目：在单位投资2.7元/W、年利用1100小时、机制电价0.393元/kWh、机制电量比例75%的假设下，全投资内部收益率可达8.45%[39][40] - 宁夏回族自治区光伏项目：在单位投资2.1元/W、年利用1500小时、机制电价0.2595元/kWh、机制电量比例65%的假设下，全投资内部收益率可达9.66%[42][43] - 辽宁省风电项目：在单位投资3.8元/W、年利用2400小时、机制电价0.33元/kWh、机制电量比例80%的假设下，全投资内部收益率可达13.47%[43] - 收益率承压地区示例： - 青海省风电项目：在单位投资3.8元/W、年利用1500小时、机制电价0.24元/kWh、机制电量比例40%的假设下，全投资内部收益率仅为1.42%[44][45] - 山东省光伏项目：在单位投资3.2元/W、年利用1250小时、机制电价0.225元/kWh、机制电量比例80%的假设下，全投资内部收益率仅为1.74%[46][47] - 新疆维吾尔自治区光伏项目：在单位投资2.7元/W、年利用1100小时、机制电价0.15元/kWh、机制电量比例62.5%的假设下，全投资内部收益率为-2.50%[47][48] - 甘肃省风电项目：在单位投资4.0元/W、年利用1600小时、机制电价0.1954元/kWh、机制电量比例70%的假设下，全投资内部收益率仅为0.68%[49][50] 提升收益率的路径：风光氢氨醇一体化 - 对于三北等消纳不足、收益率承压的地区，风光氢氨醇一体化是提升项目收益率的重要途径，可将绿电转化为绿氢、绿氨、绿醇等高价值化工产品[51][52] - 研究显示，当电价低于0.1元/kWh时，制绿氢全成本有望低于10元/kg，已接近煤制氢成本[52][53] - 以腾格里“沙戈荒”能源大基地电氢协同示范系统为例，在弃电成本0.1元/kWh等假设下，项目可实现年利润1.37亿元[53][56] 投资建议与关注标的 - 建议关注低估值的新能源运营龙头，如龙源电力（H）、新天绿色能源（H）、太阳能等[5][12][65] - 建议关注积极开拓并提前布局第二成长曲线的新能源运营商，如布局氢氨醇一体化的吉电股份、嘉泽新能，以及布局“绿电+算力”的金开新能等[5][66]