供给扩张：装机增速超越用电增速，新能源转型趋势明显。1、新能源主导新增装机格局，能源结构发生根本性转变。2025年，我国新能源（风电+光伏）占新增装机的比例达到80%，而2013年仅为14%，风光已成为绝对主导，新能源对增量电力供给的支撑作用日益凸显。2、近年来我国装机增速高于用电增速。由于风光发电具有波动性与间歇性，我们引入“等效火电”调整方法，对风电、光伏进行“等效火电”处理。经此调整后，2012～2025年全国等效装机增速CAGR为7.3%，用电量增速CAGR为5.8%，表明经调整后的装机增速仍然高于全社会用电需求的增长，进而带来了新能源消纳的压力。
　　消纳承压：新能源利用小时下滑，约两成电量面临消纳困境。1、风光利用小时数趋势性下行，新能源消纳承压。近年来，风电利用小时数从2022年的2219小时下行至2025年的1801小时；光伏则更为显著，从2022年的1340小时下行至2025年约1015小时，由于装机增速持续快于负荷增速，新能源面临消纳困境，利用小时数下行压力加大。2、待消纳缺口测算：我们以2018～2024年风光利用小时数历史均值为利用小时的理论中枢（风电约2152小时，光伏约1258小时基准），乘以对应年末装机规模，得到理论发电量；再与实际发电量相减，差值即为待消纳的缺口电量。经过测算可得，2025年待消纳的缺口电量约5159亿度，待消纳的缺口电量/理论发电量高达18%，若持续缺乏有效的消纳手段，新能源装机的继续扩张或将面临收益率持续下滑。
　　绿电直联：增量新能源消纳的破局之道。1、政策密集落地，绿电直联已从试点走向规模推广阶段。从650号文确立制度基础、明确源荷匹配规范，到1192号文打通价格机制、自发自用电量免缴系统运行费，再到688号文将适用场景由单一用户延伸至多用户，绿电直联商业模式的规模化推广条件已基本具备。根据不完全统计，截至2026年5月，全国已完成审批的绿电直联项目达100个，新能源装机规模合计约26.11GW。2、绿电直连的优势：降低综合用电成本，满足欧盟碳合规认证。1）经济维度：绿电直联具备显著经济比较优势。1192号文明确规定，直联项目自发自用电量暂免缴纳系统运行费。2）碳合规维度：对于产品出口欧盟的制造业企业而言，绿电直联不仅是降本工具，更是规避碳关税、保障市场准入的合规刚需。3、消纳测算：绿电直联治增量之标，多路径协同治存量之本。1）新增项目：根据测算，2026年光伏+风电新增装机约为330GW，若不加干预，参照历史待消纳缺口规律，新增项目将面临约18%的消纳缺口，对应等效负荷约59GW。若绿电直联项目能加速扩容至约60GW规模，理论上可有效覆盖增量新能源的消纳缺口。2）存量项目：存量项目的消纳改善有赖多路径协同，包括特高压外送、抽水蓄能及新型储能、全国电力市场化改革的深化等方式，多措并举方能实现消纳格局的优化。
　　投资建议：绿电直联有望重塑传统绿电运营商估值逻辑。我们梳理出三条投资线索：1、绿电直联项目已实质落地，先发优势最为确定。建议关注大唐发电、甘肃能源。2、深耕绿电直联重点省份，区域布局优势显著。我国华北地区、西北地区以及东北地区为绿电直联项目较为密集的区域，华北地区方面，强推河北省海风龙头新天绿色能源（H），建议关注河北省综合能源运营商建投能源，北京综合能源运营商京能电力，内蒙古综合能源运营商华能蒙电；西北地区方面，建议关注宁夏综合能源运营商嘉泽新能及银星能源；东北地区方面，建议关注华电集团旗下的辽宁能源运营商华电辽能。3、全国性新能源运营商或同步受益。具备全国化新能源资产布局的平台型绿电运营商，不依赖单一区域，或将在绿电直联规模扩张中凭借项目储备广度与议价能力同步受益，建议关注龙源电力（H）、晶科科技、太阳能、金开新能、节能风电。
　　风险提示：绿电直连政策落地不及预期、用电需求增速不及预期、电价下行风险。