报告行业投资评级 - 公用事业行业评级为“增持”（维持） [7] - 发电行业评级为“增持”（维持） [7] 报告核心观点 - 报告认为“绿电直连”与“算电协同”是AI时代可再生能源价值重估的契机，绿电不仅是“新石油”，更是全球贸易的通行证 [2][5] - 核心观点包括：1）绿电主动探索“新能源+”是解决消纳瓶颈、实现风光电站增值的重要途径；2）中国电力赋能AI竞争力是“算电”协同优化的双向调节 [2] - 投资结论是，可再生能源运营商有望迎来“估值修复”和向“成长股估值切换” [6] 根据相关目录分别进行总结 绿电直连：当“绿电”成为CBAM时代的“新石油” - 能源刚需：绿电直连是解决新能源消纳的重要途径，2025年底国内非水可再生能源装机占比已达47%，但风光消纳率自2024年起快速下降，电网平衡压力与日俱增 [15][17] - 公平用电：绿电直连是解决新时代“公平用电”的方法，可避免全社会用户为AI等结构性增长的电力需求分摊额外的系统成本 [18] - 政策基础：2025年“绿电直连”政策落地，650号文明确定义，1192号文完善价格机制，要求新能源年自发自用电量占比不低于60% [25][26] 降碳刚需与成本测算 - 减排认可：欧盟CBAM仅认可绿电物理直连与直接绿电PPA作为减排溯源方式，中国绿证或碳市场标的不能用于抵扣CBAM碳税 [27][28] - 成本节约： - 离网型项目：在现行成本下，对大部分刚性负荷用户电价节省不明显，但考虑欧盟CBAM（碳价假设1000元/吨），节约成本或可达0.4-0.5元/度 [3][47] - 并网型项目：对可靠性要求不高的用户，不考虑CBAM可节省0.02-0.15元/度；考虑CBAM，整体电费节约可达0.45-0.6元/度 [3][47][50] - 地区差异：河北（如张家口）等地开展绿电直连的优势可能高于内蒙，不考虑CBAM下并网型项目可节省0.07-0.15元/度 [12][50] 绿电运营商：受益于电价+消纳双重利润弹性 - 盈利弹性：对资本金IRR为6%的光伏电站，电价增厚0.01元/度，项目盈利弹性高达40%左右 [53][54] - 绿证价值：截至2026年3月20日，绿证价格7元/张，仅为碳价（81元/吨）的9%。若绿证价格与碳价持平，批发电价将增厚15%至0.429元/千瓦时 [55] - 公司弹性：报告测算了主要绿电公司对电价或绿证价格上涨的利润弹性 [56] 算电协同：重塑中国AI竞争力，增厚三北风光价值 - 政策高度：“算电协同”于2026年首次被纳入政府工作报告，上升到国家新基建战略层面 [2][59] - 价值增厚：对于消纳艰难的新能源电站，“电算融合”的投资NPV或可以增厚50%以上 [4] - 经济性比较： - 在蒙西，风电、光伏和垃圾焚烧的LCOE均低于当地大工业用户电量电价（0.418元/度），直连数据中心可节省电费 [61][66] - 测算显示，光伏电站直连AIDC（不带芯片）相比单独投资，NPV增厚幅度在替代30%电量时为6%，在替代80%电量（配储）时可达54% [64][69] - 风电资源实现的经济价值或更为显著 [3] 投资建议 - 推荐方向一：低估风光运营商估值修复，包括龙源、福能、绿发、京能清洁、三峡、湖北能源 [6][72] - 推荐方向二：绿电产能高增速的绿发电力和火转绿企业，包括华能、蒙电、国电、中国电力、国投、甘肃能源、华润、大唐 [6][72]