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2024年綠電盈利下滑風險或將逐步出清
　　棄電率對于綠電項目IRR影響最大，10~25%也是大部分項目盈虧線。綠電新增裝機維持高位，尋找消納成本與棄電成本的平衡點、即合理消納率或將成為最優(yōu)選擇之一。2024年綠電參與市場化交易的電價或承壓，但綠電交易仍可維持溢價且有提量空間。應對綠電消納，除儲能與靈活性調節(jié)等傳統(tǒng)路徑以外，還有三條新路徑可循：多能互補、綠電制氫、增量配電?？紤]到2023年新增裝機與2024年各省電力交易政策，我們預計2024年綠電運營商盈利能力下滑風險或將逐步出清。把握板塊整體估值修復的β，推薦三峽能源、龍源電力；看好傳統(tǒng)能源優(yōu)勢互補的α，推薦華能國際、華潤電力。
　　合理消納率：尋找消納成本與棄電成本的平衡點
　　棄電率對于綠電項目IRR影響最大，綠電項目IRR隨著棄電率上升而加速下滑，棄電率15%/30%是兩個關鍵節(jié)點，當棄電率達到15%時，初始IRR 8~12%的項目仍可能實現(xiàn)一定的投資回報；棄電率一旦突破30%，絕大部分綠電項目都將無法收回投資。因折舊占成本比重較大，假設其他邊界條件不變，棄電率10~25%也是大部分綠電項目的盈虧平衡點。2014-2023年全國新能源棄電率先升后降，5%成為新能源利用率考核紅線。綠電新增裝機維持高位，尋找消納成本與棄電成本的平衡點、即合理消納率或將成為最優(yōu)選擇之一。
　　綠電電價：2024年市場化電價或承壓，綠電交易量仍有提升空間
　　2023年綠電參與市場化交易比例上升，但折價幅度相比往年大幅縮?。皇崂?024年部分省份政策，市場化電價確定下行且降幅居前的包括甘肅、寧夏、云南、廣西。2023年新能源發(fā)電裝機大幅增長或將導致2024年各地電網消納壓力上升，2024年綠電參與市場化交易部分的電價或將承壓。2023年綠電交易電量達到538億千瓦時，占綠電發(fā)電量比例提升至3.7%、同比提升1.6pct，預計2024年綠電交易有望繼續(xù)同比大幅增長。短期看綠電交易溢價仍有區(qū)域型差異；中長期來看，綠電交易溢價將回歸到合理水平，其中一部分反映綠電的環(huán)境價值、一部分則隱含系統(tǒng)消納成本。
　　綠電消納新途徑：多能互補、綠電制氫、增量配電
　　提升配儲比例、靈活性調節(jié)電源增加以及電網升級改造仍是當前綠電消納主要的解決途徑。在消納壓力陡增階段，我們認為綠電消納還有三條新路徑可循：1）多能互補，根據用能用戶的地理位置、資源稟賦、消費特征將不同類型能源進行優(yōu)化組合；2）綠電制氫（產氨），有水地區(qū)的綠電用于電解水制氫生產綠氨，可為西部無水地區(qū)的綠電輸送騰挪出消納空間，且可提升綠電項目的可開發(fā)空間；3）增量配電，新能源就近接入增量配電網內消納，減少省級輸配電價上漲壓力和潮流迂回損耗。
　　風險提示：棄電率回升風險；電價下降風險；綠電補貼核查結果低于預期；綠電補貼回款不及預期。