REITs海風REITs投資價值解析

固收研究固收研究正文目錄海上風電業務模式：從風資源到現金流的完整閉環 4物理鏈條：從風能捕獲到電力并網 4為什么海風項目適合發4中國海上風電發展七階段 6國內海上風電供給與需求 9能源投資分析框架 12海風投資價值分析 13項目基本情況 13區位供需與競爭 13運營能力：量x價 16估值定價 18風險提示 21圖表目錄圖表1：海上風電發電與電力外送流程 4圖表2：海上風電項目物理架構及電力傳輸鏈條 4圖表3：截至2025年底中國風電整機企業海上累計裝機容量及占比 5圖表4：中國海上風電電價七階段全景 6圖表5：136號文存量項目與增量項目 8圖表6：江蘇和遼寧機制電量情況 8圖表7：江蘇、遼寧方案對比 8圖表8：國內海上風電歷年裝機容量 9圖表9：風光裝機增速2026年開始會顯著下行（裝機同比增速） 9圖表10：2025年重點海上風電建設項目裝機容量 10圖表全球海風、陸風度電成本 10圖表12：中國風電利用率數據（2015-2025） 圖表13：江蘇、遼寧風電利用率 圖表14：能源投資分析框架 12圖表15：海風基本情況 13圖表16：江蘇省用電缺口 14圖表17：江蘇新能源及海上風電歷年裝機容量 14圖表18：遼寧省用電缺口 14圖表19：遼寧新能源及海上風電歷年裝機容量 14圖表20：山東省用電缺口 15圖表21：華泰三峽REIT棄風率 15圖表22：華泰三峽REIT區域內存量項目 15固收研究固收研究圖表23：華泰三峽REIT區域內未來新增競爭項目 15圖表24：國電投與三峽REIT上網電量（單位：萬kwh） 16圖表25：風速比較 16圖表26：國電投和三峽REIT電價構成 17圖表27：國電投和三峽REIT電價構成占比 17圖表28：華泰三峽REIT電價（含稅）結構（單位：元/kWh） 18圖表29：國電投REIT電價（含稅）組成（單位：元/kWh） 18圖表30：華泰三峽REIT與國電投REIT估值對比表 19圖表31：經營權分派率表現 20圖表32：產權分派率表現 20圖表33：能源IRR對比 21固收研究海上風電業務模式：從風資源到現金流的完整閉環固收研究物理鏈條：從風能捕獲到電力并網風力發電的核心是通過“風能-機械動能-電能”機組的轉子葉片承接自然風力并旋轉，將分散的風能轉化為機械動能；接著，這一機械動能帶動發電機運轉，發電機依據電磁感應原理將其轉化為電能；之后，發電機產生的電能升壓后的電能接入區域公共電網，由電網系統統一調度，最終電能經配電網調整至用戶適用電壓，輸送至各類用電端，完成發電全流程。圖表1：海上風電發電與電力外送流程三峽REIT招募說明書、國電投REIT招募說明書（kV220kV，最終經海底送出電纜輸送至陸上集控中心并入電網。圖表2：海上風電項目物理架構及電力傳輸鏈條三峽REIT招募說明書、國電投REIT招募說明書為什么海風項目適合發REITs?2025年末全國海上風電累計裝48.4GW65963.1%，的體量比例保障（按項目所在省份實施細則執行，現金流穩定性提高；5年6月1日后投產的增量項目則進入全電量市場化交易，電價由競價形成，現金流彈性提升。一、海風單位造價高，資本沉淀規模大2025年近海9500元4100元3200元/kW2.33GW95GW2950-3300元不含塔筒1200-1600元/kW的2倍多。重資產、長周期、高投資強度，決定了海風開發商需要持續融資才能維持裝機增速，資產負債表壓力天然大于陸風和光伏，資產盤活的訴求也最迫切。固收研究固收研究二、運營主體高度集中，央企擴募儲備充裕新能源發電屬于資本密集型行業，技術壁壘及資金壁壘相對較高，新能源開發企業需要具有相應的項目開發能力及資金實力，因此大型央企及國企競爭優勢相對較大。央企體系內（三峽、華能、國家電投、國能投、中廣核等）持有絕大部分在運海風資產，運營主體高度集中，每家可裝入REITs的存量規模都在百億級別，后續擴募儲備豐富。圖表3：截至2025年底中國風電整機企業海上累計裝機容量及占比海上風電開發企業累計裝機容量（萬千瓦）占比三峽集團935.6019.03%華能集團721.2014.67%國電投541.0011.00%國能投519.8010.57%中廣核505.6010.28%廣東能源222.104.52%大唐集團178.503.63%山東能源141.002.87%江蘇國信120.002.44%華電集團103.202.10%浙能100.102.04%中能81.901.67%廣西能源70.901.44%福能70.601.44%河北建投70.501.43%福建投資60.901.24%華潤集團60.401.23%明陽57.501.17%國家電網40.000.81%協鑫35.000.71%其他281.205.72%總計4917.00100.00%CWEA三、REITs回收資金形成再投資閉環央企在"雙碳"通過資產真（直接壓降資產負債率開發（支撐裝機擴張、改善O（資產剝離后分母端壓減，形成“重資產投入—運營成盤活—回收資金再投入”的閉環。固收研究中國海上風電發展七階段固收研究我國海上風電政策演進可以概括為：早期靠高電價和示范項目培育產業，中期靠標桿電價年后進入省級競配和平價階段，2025年以后則全面轉向市場化。圖表4：中國海上風電電價七階段全景階段時間核心政策文件及時間電價機制①示范探索期2006-2010年2005228年1月109系啟動；上海東海大橋海上風電示范項目推進東海大橋項目電價約0.978元屬于示范項目單獨定價，不宜等同于后續統一政策電價。②特許權招標期2010-2014年1020年江蘇首輪海上風電特許權招標江蘇首輪項目中標電價約0.6101—0.6559元/kWh，價格偏低，導致項目落地緩慢。③固定標桿電價期2014年6月-2018年201465〔2014〕1216號《關于海上風電上網電價政策的通知》；2016年11月，國家能源局發布《風電發展“十三五”規劃》非招標近海海上風電項目標桿電價0.85元/kWh，潮間帶風電0.75元/kWh。2017年以前投運項目適用，后續項目電價另行制定。④指導價退坡期2019-2020年20195212019〕882的通知》9年.0元/W00年.5元/W；競爭配置電價不得高于指導價。20182021年底前全容量并網，仍可執行核準電價。⑤國補退出與搶裝期2020-2021年2020120國家能源局發布財建〔2020〕4號《關于促進非2021611日，國家發展改革委發布發改價格〔2021〕833號《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》新增海上風電不再納入中央財政補貼范圍；按規定完成核準并于20211231策納入中央財政補貼范圍。⑥平價競配與區域分化期2022年-2025年5月202261“十四五”能源發展規劃》；各省陸續出臺海上風電競配、地方補貼或支持政策統一轉向區域分化。⑦全面市場化入市期2025年6月1日起20252發改價格〔2025〕136電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》；2025年6月1日作為新老劃斷節點機制電量引導規模等制度機制。發改委、能源局、財政部等一、示范探索期（2006—2010年）2005228200611日起正式施行，確立了可再生能源的法律地位和全額保障性收購制度框架。20090.978元/kWh，屬于示范項目單獨審批定價，體現出早期技術不成熟、造價高、風險高背景下的政策扶持。這3MW為主，場址集中在江蘇、上海的潮間帶和近海區域。二、特許權招標期（2010—2014年）0（國能新能〔〕9號，9100kW海30kW20kW潮間帶項目共四個標的，政策初衷是通過競爭方式發現海上風電合理價格，但實際中標電價約0.6101—0.6559元更高的施工難度、更復雜的海纜送出、更高的運維成本和更大的工程不確定性，不能簡單套用陸上風電競價邏輯。固收研究固收研究三、固定標桿電價期（2014年6月—2018年）201465201412160.85元0.75元20172016四、指導價退坡期（2019—2020年）20192020年，海上風電進入指導價退坡期。2019521日，國家發展改革委發201988220190.80元/kWh20200.75元上網電價，競爭配置電價不得高于指導價。這一政策標志著海風從固定標桿電價向退坡機五、國補退出與搶裝期（2020—2021年）20202021年，國補退出引發海上風電歷史性搶裝。2020120日，財政部、國家發展改革委、國家能源局發布財建〔2020〕4號《關于促進非水可再生能源發電健康發20211231日前全容量并網的存量海上風電項目，可按相應價格政策納入中央財政補貼范圍。隨后，20216日，國家發展改革委發布發改價格〔2021〕8332021確1年新能源上網電價相關安排“1觸發歷史上最密集的海上風電搶裝潮。2021年中國海上風電新增裝機規模大幅放量（.9GW，同比%，一躍成為全球最大海上風電市場。六、平價競配與區域分化期（2022—2025年5月）202261中央財政補貼全面退出后，海上風電進入省級競爭配置與地方政策分化階段。項目收益由省級資源七、全面市場化入市期（2025年6月起）202522025〕136202561（）在6，++新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。兩類項目：202561日為界，區分存量項目與增量項目。三項機制：差價結算機制：市場交易均價<機制電價→電網企業向項目補足差額；市場交易均價>/綠電交易；圖表5：136號文存量項目與增量項目 圖表6：江蘇和遼寧機制電量情況20252025年6月1日以前投產 2025年6月1日及以后投產定義增量項目存量項目機制電價 按現行政策銜接不高于電基準價

通過各地市場化競價確定

基準價） 準價）0.391元/kWh（江蘇燃煤 基準價） 準價）0.391元/kWh（江蘇燃煤 0.3749元/kWh（遼寧燃煤基機制電價國電投REIT（江蘇存量）三峽REIT（遼寧存量）影響維度機制電量 由各省確定具體比例 競價時一并確定市場化電量 10% 45%執行期限 按項目剩余全生命周期合理利用小時數或投產滿20年（較早者）

按同類項目回收初始投資的國補綠證歸屬 10%綠證歸屬 10%電量的綠證歸項目 45%電量的綠證歸項目

0.459元/kWh2036/2038年

0.4751元/kWh，繼續執行至2040年固收研究固收研究發改委 蘇發改規發〔2025〕5號、遼發改價格〔2025〕734號，基金公告，華泰研究1362025圖表7：江蘇、遼寧方案對比參數江蘇（蘇發改規發〔2025〕5號）遼寧（遼發改價格〔2025〕734號）發布時間2025年10月15日2025年9月25日存量海風機制電價0.391元/kWh0.3749元/kWh存量海風機制電量比例90%55%增量海風競價上限0.391元/kWh0.33元/kWh（低于基準價12.0%）增量海風競價下限0.300元/kWh0.18元/kWh增量執行期限15年12年單個項目競價電量申報比例上限不高于其預計年度上網電量的90%不得高于其年上網電量的80%海風是否獨立競價是（獨立于其他風電）否（并入風電組）負電價無（下限0元）有（下限-0.1元/kWh）全生命周期合理利用小時數52,000h52,000h蘇發改規發〔2025〕5號、蘇發改價格發〔2025〕1055號、遼發改價格〔2025〕734號、省發展改革委關于2025年新能源增量項目競價有關事項的通知、華泰研究20262026612場，并將通過大容量風機、超長葉片、動態海纜、柔性直流、海上換流站等技術進步，為“十五五”時期海上風電并網裝機突破一億千瓦奠定基礎，136號文的市場化框架。國內海上風電供給與需求2025年累計裝機年均復46.9%。2015-2020年是海風從小規模走向規模化的第一輪擴張期，這個階段的政策電價提供了較強收益確定性，產業鏈也在風機大型化、海纜、樁基和海上施工能力上逐步成熟。20211690.0萬千2020年的384.52020年的1078.020212639.02022電進入搶裝后的回落與再平衡階段，每年保持數百萬千瓦級新增，從補貼驅動轉向平價競圖表8：國內海上風電歷年裝機容量18.0016.0014.0012.0010.00

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

60.0048.4141.8148.4141.8137.7831.4426.3910.786.941.04 1.632.794.4440.0030.0020.0010.000.00固收研究固收研究新增裝機(GW) 累計裝機(GW，右軸)同花順202654年開始新增裝機的絕對值和增速預計均會下滑，景氣度最差的時候已經過去，2026年開始供給增速確定性下降。圖表9：風光裝機增速2026年開始會顯著下行（裝機同比增速）中電聯 預測分省份看，據北極星風力發電網統計的2025年重點建設工程項目清單中的重點海上風電項98746.7GW各省重點建設項目清單中包含海上風電項目數量排在前五位的是廣東、福建、山東、上海、海南。固收研究固收研究圖表10：2025年重點海上風電建設項目裝機容量裝機容量（MW）16,00014,00012,00010,0008,0006,0004,0002,0000廣東 福建 山東 上海 海南 浙江 江蘇 河北 天津北極星電力網從全球視角來看，海上風電度電成本（LCOE）20100.203美元/kWh持續下降至3年的5美元/W%1美元Wh降至3美元W%海上風電成本下降的斜率在8（→5美元/kW化和深遠海技術突破。這一全球趨勢與中國海上風電電價政策的七階段演變高度耦合：2014-20180.85元/kWhLCOE0.08-0.10美元/kWh區20192022年起的平價競配，本質上是政策在追趕已先行下降的全球成本曲線。圖表11：全球海風、陸風度電成本0.250.200.150.100.050.0020102011201220132014201520162017201820192020202120222023全球海風度電成本（美元/千瓦時） 全球陸風度電成本（美元/千瓦時）同花順消納方面，20152025年，我國風電消納經歷了“高棄風治理、利用率修復、再度承壓”三個階段。2015201685.0%82.4%，棄風問題集中暴露，核心原因在于“三北”地區風電裝機增長較快，但本地負荷、電網外送通道和系統調峰能力未能同步匹配。消納約束明顯緩解。2018年的《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年（20181575號95%以上”的硬約束，在全額保障性收購、棄風棄光治理、跨省跨區輸電通道建設、火電靈活性改造和新能源開發節奏管理等政策推動下，全國風電利用率從88.0%持97.3%。2024的統一紅線已不符合實際情2024528（4號2026年83“十五五”90%左右（一檔不低于%、二檔不低于%、三檔不低于%，優化海上風電送出消納。100.00100.0%99.0098.0095.0%97.0096.00圖表12：中國風電利用率數據（2015-2025） 圖表100.00100.0%99.0098.0095.0%97.0096.0090.0%85.0%80.0%

95.0094.0093.0092.0091.002021-052021-082021-052021-082021-112022-022022-052022-082022-112023-022023-052023-082023-112024-022024-052024-082024-112025-022025-052025-082025-112026-0275.0%70.0%

20152016201720182019202020212022202320242025

全國風電利用率(%) 遼寧風電利用率江蘇風電利用率(%)固收研究國家能源局，CWEA 同花順固收研究從區域消納格局來看，江蘇利用率長期穩定在97%以上，遼寧自2024年以來開始下滑—202398%2026392.4%這一分化的根源在于東北電網的消納瓶頸：遼寧作為東北風電大省，裝機增速持續快于本地負荷增長和跨省外送通道建設，疊加冬季供暖期熱電聯產機組剛性出力擠占調峰空間，棄風壓力有所加劇。固收研究能源REITs投資分析框架固收研究能源REITs投資分析需把握“供求-財務-政策”三個維度。首先從供求關系入手，分析項目所在區域的電力供需格局，判斷項目發電能力能否有效轉化為實際收入。供給端主要關注項目自身裝機容量、利用小時數、區域資源稟賦以及儲能配置情況，同時結合區域整體裝機結構、新能源裝機規模判斷競爭壓力；需求端則重點關注本地用電需求、外送需求以及外送通道能力，并通過棄風率、棄光率等指標判斷項目的消納壓力。（/。成本端則要重點關注政策層面的影響，如電力市場化改革、國補政策以及經營期限政策等。全國及各地方電力政策變化、國補到期補貼退坡的處置方案都會對現金流產生較大影響，綠證交易緩釋國補退坡風險或未來經營年限延續也都要考慮在內。圖表14：能源REITs投資分析框架華泰研究海風REITs投資價值分析項目基本情況國電投REIT底層資產為江蘇鹽城濱海北H1、H2兩個海上風電項目，合計裝機容量H1100MWH2為78.4070.95上風力發電有限公司，項目位于江蘇省鹽城市濱海縣近海海域，并配套運維驛站。項目共125臺西門子SWT4.0-130于2016年630日投入運營，H2于2018年6月30日投入運營，風機設計壽命25年，屬于運行時間較長、歷史經營數據較充分的成熟海上風電資產。REIT底層資產為三峽新能源大連市莊河Ⅲ（300MW）海上風電場項目，并網容量298.8MW，募集規模40.07億元，資產估值37.69億元。項目原始權益人為中國三峽新能源（集團）股份有限公司，運營管理機構為三峽（遼寧）能源投資有限公司，項目位于遼寧省大連市莊河市黑島電廠南側海域。項目共配置72臺金風科技風機，包括6.45MW、3.3MW、3.0MW三類機組，分別為22臺、2327臺；主要配套設施包括11235kV2回220kV220kV陸2020年月2525營年限19.91年，整體投運時間相對較晚。對比來看，REITREIT則設備更新、機組更大型化。REIT500MWREIT298.8MW，且H1、H2投運時間較早，歷史運營記錄更充分；但其采用的是單機4.0MW西門子SWT4.0-130REIT項目雖然裝6.45MW22臺，按容量貢獻接近項目總裝機的一半。圖表15：海風REITs基本情況對比維度國電投REIT華泰三峽REIT底層項目濱海北H1#100MW海上風電場、濱海北H2#400MW海上風電場、配套運三峽新能源大連市莊河Ⅲ（300MW）海上風電場項目維驛站募集規模78.40億元40.07億元資產估值70.95億元37.69億元原始權益人國家電投集團江蘇電力有限公司中國三峽新能源（集團）股份有限公司運營管理機構國電投江蘇海上風力發電有限公司三峽（遼寧）能源投資有限公司項目公司國家電投集團濱海海上風力發電有限公司三峽新能源大連發電有限公司項目所在地江蘇省鹽城市濱海縣濱海北部中山河口至濱海港之間近海海域；配套運維驛遼寧省大連市莊河市，莊河市黑島電廠南側海域站位于濱海港經濟區裝機容量合計500MW：H1為100MW，H2為400MW并網容量298.8MW風機數量合計125臺：H125臺，H2100臺72臺風機型號/規格西門子SWT4.0-130，單機4.0MW6.45MW3.3MW3.0MW22、23、27臺，共72臺主要配套設施H1：220kV陸上升壓站；H2：220kV海上升壓站；H2通過H1已建送出線1座海上升壓站、12回35kV海底電纜集電線路、2回220kV海路接入系統底電纜、220kV陸上架空聯絡線路等；陸上集控中心未納入底層資產范圍投入運營時間H1：2016年6月30日；H2：2018年6月30日2020年11月25日全容量并網設計/使用壽命風電機組設計壽命25年使用期限25年剩余運營年限2022123118.5120.51年19.91年固收研究基金募集說明書固收研究

區位供需與競爭2025705kWh181312%1344kWh30%左右。新能源雖供給旺盛，但受益于區域經濟活力，用電缺H1/H2H1H2經建設完畢的同類型風電項目，但整體而言與可比項目并無直接經營性競爭關系。圖表16：江蘇省用電缺口 圖表17：江蘇新能源及海上風電歷年裝機量0

2016201720182019202020212022202320242025用電量（億kWh） 發電量（億kWh）

6040200-20

201502015

5201620172018201920202021202220232024202502016201720182019202020212022202320242025新能源（萬kW）海上風電（萬用電缺口（億kWh） 用電缺口增速（右軸，%）

海上風電/新能源（右軸，%）國電投REIT募集說明書 同花順，國網新能源云遼寧省內用電量缺口較小且維持在-0億W全省用電量從1年的6億Wh20252899kWh3%，全社會用電量增長較慢，電力消納較弱，但新能源裝機增速顯著快于用電需求增速，2023-2025年遼寧省新能源裝機增速年均.3%（風電裝機容量平均增速%，部分電廠超額電力亟待輸送外省消納。2023-202591%9%發電量通過省間電力交易實現外送消納。25年遼寧省新能源裝機激增、火電“以熱定電”Ⅲ20210.93%逐年增長20259.30%。圖表18：遼寧省用電缺口 圖表19：遼寧新能源及海上風電歷年裝機量

30 4,500 4,000 63,50053,000152,500 42,000 31,50020 1,000500 1201520162017201820192020202120222023202420250 2015201620172018201920202021202220232024202502021年 2022年 2023年 2024年 2025用電量（億kWh）發電量（億kWh）用電缺口（億kWh）三峽REIT募集說明書

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新能源（萬kW）海上風電（萬kW）海上風電/新能源（右軸，%）同花順，國網新能源云固收研究固收研究山東省為莊河Ⅲ2021-20252,000億kWh的用電缺口，全社會用電量復合增長率達4.10%，旺盛且持續增長的電力需求為其接受外來電力提供了堅實的市場基礎。遼寧新能源以風電為主、山東新能源以光伏為主，發電結構有互補性，魯固直流通道和山東需求可為莊河Ⅲ外送消納提供支撐。圖表20：山東省用電缺口 圖表21：華泰三峽REIT棄風率0

2021年 2022年 2023年 2024年 2025

20151050(5)

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10864202021年 2022年 2023年 2024年 2025年全社會用電量（億kWh） 發電量（億kWh）同花順，國網新能源云用電缺口（億kWh） 用電缺口增速（%，右軸）同花順，國網新能源云

因棄風產生的電量損失（萬kWh） 棄風率（右軸，%）固收研究固收研究三峽三峽REIT募集說明書區域競爭方面，63個海上風電項目，130kW在建及規劃海風項目投運后，雖然送出通道另有規劃，但在省內消納、省III海上風電項目打開消納空間，（莊河15%-20%2小時及以上，目標在2027年前基本REIT募集說明書整理，2029-2031年期間，630萬千瓦。圖表22：華泰三峽REIT區域內存量項目序號項目名稱/簡稱并網規模（萬千瓦）投運/全容量并網時間業主單位1莊河Ⅲ海上風電項目29.882020-11-25三峽大連公司2大連市莊河海上風電場場址Ⅰ項目9.882021-12-30大唐莊河公司3中船重工大連市莊河海域海上風電場址Ⅱ（300MW）項目302021-12-29大連船舶公司4華能大連莊河海上風電場址Ⅳ1（350MW）項目352021-12-29華能（莊河）風力發電有限責任公司5華能大連市莊河海上風電場址Ⅳ2（200MW）項目202024-07-01華能（莊河）風力發電有限責任公司6大連市莊河海上風電場址Ⅴ項目252025-05-16太能投（莊河）發電有限公司-合計149.76--募集說明書圖表23：華泰三峽REIT區域內未來新增競爭項目序號項目名稱/簡稱規劃裝機規模（萬千瓦）中標業主單位1DL4場址60招運（遼寧）新能源有限公司2DL5場址20招運（遼寧）新能源有限公司3DL6場址50三峽能源-合計130-募集說明書運營能力：量x價發電收入=上網電量×不含稅綜合電價發電量形成機制方面，風電項目發電量主要由裝機容量、發電小時數、棄風率和廠用電率共同決定。根據華泰三峽REIT招募說明書，發電業務預測公式為：上網電量發電量×（1-綜合廠用電率）發電量機組裝機容量實際發電利用小時=理論發電小時數×（1-棄風率）因此，裝機容量決定項目發電能力上限，理論發電小時數反映區域自然條件（風力資源，場站的風速水平及空氣密度均會影響理論發電小時數用電率反映場站自用電和損耗，綜合電價則決定最終收入水平。核心受風力資源影響，關鍵量化指標為風功率密度；在空氣密度恒定條件下，風功率密度與風速的三次方成正比，即風機理論功率與風速的三次方成正比。也就是說，風速的小幅變化可能被三次方關系放大，進而顯著影響理論發電小時數和發電量。風功率密度計算公式為：??=1/2×??×??3風機理論功率計算公式為：??=??×??=1/2×??×??×??3其中，??為風功率密度，??為風機理論功率，??為空氣密度，??為風速，??為葉輪掃風面積。圖表24：國電投與三峽REIT上網電量（單位：萬kwh） 圖表25：風速比較140,000120,000100,00080,00060,00040,00020,0000華 國泰 電三 投峽 ：： 發發 電電 量

2023202420252026Q1華 國泰 電三 投峽 ：： 結上 算網 電

2021 2022 2023 2024 2025 2026Q1固收研究量 電 量 華泰三峽REIT（m/s） 國電投量固收研究募集說明書 募集說明書REITREIT華泰REIT莊河2023202566728萬kWh50893萬kWh，發電量下降可拆成“風資源影響”和“棄風影響”，其中因風資源產生的變動為kWh，85.52%；因棄風產生的變動為-1,89714.48%Ⅲ設備可利用率長期98%以上，說明設備端運行并未出現系統性問題，電量波動更多來自區域電力系統消納和風資源條件。隨著東北電力市場建設、跨省外送、調節性電源和新型儲能推進，莊河ⅢREIT126000kWh，體現出成熟高負荷區域的大型風電場優勢。電價方面，兩單項目均由國補電價和非國補電價構成，136號文后非國補部分進一步與機制電價及市場化交易價格相關。圖表26：國電投和三峽REIT電價構成 圖表27：國電投和三峽REIT電價構成占比

100華泰三峽 國電投 華泰三峽 國電投 國電投華泰三峽 國電投 華泰三峽 國電投 國電投2024 2025 2026Q1華泰三峽 國電投 華泰三峽 國電投 國電投2024 2025 2026Q10.6華泰三峽 國電投 華泰三峽 國電投 國電投2024 2025 2026Q1600.50.4400.30.2 0.10 0國補電價（元/kWh） 非國補部分電價（元/kWh）

國補占比（%） 非國補占比（%）固收研究固收研究募集說明書 募集說明書華泰三峽IT—025年國補電價均為1元W（%左右全部上網電量進入電力市場，0.3749元/kWh執行，機55%，機制電價執行差價結算機制，具體來看：REIT2022-20250.4751元/kWh，77.28%57.72%61.83%0.3749元22.70%42.10%39.14%19.77%，“煤改電”2022-20242025202420252026136Ⅲ海上風電項目全部上網電量進入電力市場，原保障性收購電量由差價結算機制替代。項目作為存量新能源項目，機制電量比例不超過全年上網電量的55%，機制電價為0.3749元/kWh，首年納入機制電量規模為,4.67萬W（即4年和5年實際上網電量均值乘以%。機制電量部分參與市場交易后，若項目機制電量對應的市場均價低于機制電價，則通過差價結算補足；若固收研究固收研究圖表28：華泰三峽REIT電價（含稅）結構（單位：元/kWh）2022202320242025電價 0.77750.75820.74890.8029國補電價 0.47510.47510.47510.4751調整后電網結算電價 0.30240.28310.27380.3278保障性收購/未來機制電量占比 77.28%57.72%61.83%104.17%保障性收購電價 0.37490.37490.37490.3749中長期交易占比 22.70%42.10%39.14%19.77%中長期交易電價 0.34860.34990.34140.2471現貨交易占比 0.02%0.18%-0.96%-23.95%現貨交易電價 0.33220.39670.42190.1777注：電價=國補電價+調整后電網結算電價，調整后電網結算電價扣除系統及考核費用募集說明書125,015.570.850元/kWh0.391元/kWh0.459元/kWh。2025年，項目開始參與江蘇省電力市場交易，保量40,000.00kWh，占比0.391元83,282.4967.55%0.397元/kWh，略高于燃煤基準價。受市場化交易電量占5年全年綜合國補以外結算電價升至5元/kW，疊加0.459元/kWh2024年的0.850元/kWh小幅升至0.854元/kWh。2026136REIT90%0.380元/kWh10%0.336元/kWh，綜合來看，2026Q1國補以外結算電0.376元/kWh0.3886元/kWh；非機制電量對應平均結算電價為0.3376元/kWh。由于二季度機制電價高于一季度，2026Q2綜合國補以外結算電價回升至0.3835元/kWh，較2026Q1環比修復。圖表29：國電投REIT電價（含稅）組成（單位：元/kWh）期間電量類型電量占比國補以外結算電價/機制電價國補電價綜合/含稅價格2024年未參與市場化交易結算電量125,015.57萬kWh100%0.3910.4590.85保量保價電量40,000.00萬kWh32.45%0.3910.4590.852025年市場化交易電量83,282.49萬kWh67.55%0.3970.4590.856全年綜合123,282.49萬kWh100%0.3950.4590.854機制電量24,757.95萬kWh90%0.380（含差價結算）0.4590.8392026Q1非機制電量2,750.88萬kWh10%0.3360.4590.795綜合結算電量27,508.83萬kWh100%0.3760.4590.835機制電量22,363.07萬kWh90%0.3886（含差價結算）0.4590.84762026Q2非機制電量2,484.79萬kWh10%0.33760.4590.7966綜合結算電量24,847.85萬kWh100%0.38350.4590.8425募集說明書估值定價REITIRR均較高，相對性價比較高。REIT26E、27E凈現金13%（8.21%）（中航中核匯能IT、E分別為%、%，這與過渡期滾存利潤、期初現金余IRR26年上市的能源IRRREIT對于棄REIT估值已充分體現國補退坡影響，資本性支出等預留也較為充分，可關注其長期配置價值。REITREIT項目，兩項目的投資亮REIT電量幾乎全額上網，90%機制電量背景下，市場化電價波動影響較小，整體現金流穩定性較高；REIT性價比相對較高，IRR水平均高于市場平均水平，運營能力較強，市場化交易經驗豐富，電價、棄電率等指標預測較為嚴謹，相對性價比較高。圖表30：華泰三峽REIT與國電投REIT估值對比表華泰三峽REIT 國電投REIT評估基準日 2025年12月31日 2025年12月31日募集規模 40.065億元 78.40億元資產估值 37.69億元 68.17億元折現率 稅前WACC7.64% 稅前WACC8.94%IRR 5.28%（按擬募集規模37.66億元測算） 2025年末3.47%分派率 2026E：13.61%；2027E：13.54% 年化2026E：57,932.61萬kWh；2027-2030E：61,241.12萬kWh；電量預測電價預測

2031E：63,941.94萬kWh電網結算電價（未扣減系統及考核費用）：2026E：0.3072元/WE0.31元/kWE.32元/kWE：0.3202元/kWh；2030及以后：0.3222元/kWh；機制電量比例55%0.3749元/kWh

電價：0.348元/kwh2026-2035年收入預測91372.59萬元；機制電量占比不超過上網電量90%，機制電價0.391元/kWh棄風率 2026年14.20%；2027-2030年9.30%；2031年及以后5.30% -綜合廠用電率/綜合損失率 3.41% H1：2.39%；H2：2.44%修理費以固定資產原值為基數2026年至2030年0.15%、運營成本資本性支出國補退坡處理

2031-2035年0.25%、2036年-2040年0.35%、2041-2043年0.50%2044-20452043年為基準每年考慮一定年增長；20263,049.65（含稅22.88%10年居民消費價格指數550-100更新替換支出21款開展保理業務2052,0002041證收益補充。

H1、H2項目2026年修理費分別為329.67萬元/年、1,318.69萬元/1.5%50.5%2%以此順延。非周期性大修及技改等維護性資本性支出約589萬元/年2.15年，開展保理融資H1H22036620386月不再享受國補；估值已體現國補到期影響；203620355.12%，20372035H22035年及以后全年僅剩標桿電價54.00%。固收研究注1：國電投REIT2026年化分派率數據取自二季報，截至報告期末本年累計可供分配金額未包含截至保理基準日2026年12月31日滿足條件的國補應收賬款對應的固收研究保理金額577,543,446.38元。注2：三峽REIT分派率考慮過渡期滾存利潤、期初現金余額、保理凈流入等因素評估報告，募集說明書，基金公告圖表31：經營權REITs分派率表現

可供分配金額/募集資金 可供分配金額/市值 差值（右）

18.3%15.8%18.3%15.8%12.7%12.1%14.1%12.6%12.3%10.6%10.9%9.6%9.2%9.6%9.5%9.2%8.1%6.9%5.7%4.1%5.1%4.9%5.8%5.5%5.6%2.9%3.7%富中銀國平浙華華國中華中易工華招平東鵬中國航華君安商夏夏金