2024 年绿电盈利下滑风险或将逐步出清

弃电率对于绿电项目IRR 影响最大，10~25%也是大部分项目盈亏线。绿电新增装机维持高位，寻找消纳成本与弃电成本的平衡点、即合理消纳率或将成为最优选择之一。2024 年绿电参与市场化交易的电价或承压，但绿电交易仍可维持溢价且有提量空间。应对绿电消纳，除储能与灵活性调节等传统路径以外，还有三条新路径可循：多能互补、绿电制氢、增量配电。考虑到2023 年新增装机与2024 年各省电力交易政策，我们预计2024 年绿电运营商盈利能力下滑风险或将逐步出清。把握板块整体估值修复的β，推荐三峡能源、龙源电力；看好传统能源优势互补的α，推荐华能国际、华润电力。

合理消纳率：寻找消纳成本与弃电成本的平衡点弃电率对于绿电项目IRR 影响最大，绿电项目IRR 随着弃电率上升而加速下滑，弃电率15%/30%是两个关键节点，当弃电率达到15%时，初始IRR8~12%的项目仍可能实现一定的投资回报；弃电率一旦突破30%，绝大部分绿电项目都将无法收回投资。因折旧占成本比重较大，假设其他边界条件不变，弃电率10~25%也是大部分绿电项目的盈亏平衡点。2014-2023 年全国新能源弃电率先升后降，5%成为新能源利用率考核红线。绿电新增装机维持高位，寻找消纳成本与弃电成本的平衡点、即合理消纳率或将成为最优选择之一。

绿电电价：2024 年市场化电价或承压，绿电交易量仍有提升空间2023 年绿电参与市场化交易比例上升，但折价幅度相比往年大幅缩小；梳理2024 年部分省份政策，市场化电价确定下行且降幅居前的包括甘肃、宁夏、云南、广西。2023 年新能源发电装机大幅增长或将导致2024 年各地电网消纳压力上升，2024 年绿电参与市场化交易部分的电价或将承压。2023年绿电交易电量达到538 亿千瓦时，占绿电发电量比例提升至3.7%、同比提升1.6pct，预计2024 年绿电交易有望继续同比大幅增长。短期看绿电交易溢价仍有区域型差异；中长期来看，绿电交易溢价将回归到合理水平，其中一部分反映绿电的环境价值、一部分则隐含系统消纳成本。

绿电消纳新途径：多能互补、绿电制氢、增量配电提升配储比例、灵活性调节电源增加以及电网升级改造仍是当前绿电消纳主要的解决途径。在消纳压力陡增阶段，我们认为绿电消纳还有三条新路径可循：1）多能互补，根据用能用户的地理位置、资源禀赋、消费特征将不同类型能源进行优化组合；2）绿电制氢（产氨），有水地区的绿电用于电解水制氢生产绿氨，可为西部无水地区的绿电输送腾挪出消纳空间，且可提升绿电项目的可开发空间；3）增量配电，新能源就近接入增量配电网内消纳，减少省级输配电价上涨压力和潮流迂回损耗。

风险提示：弃电率回升风险；电价下降风险；绿电补贴核查结果低于预期；绿电补贴回款不及预期。