各省136号文细则政策解读 [page::0]

• 山东、广东、蒙东相继出台136号文细则，针对机制电量、机制电价和执行期限有具体规定。

- 存量项目保障程度较高，机制电量比例：山东80%、广东90%、蒙东无明确，机制电价参考燃煤基准价，执行期限多以项目寿命或投产20年为准。

• 增量项目盈利能力差异较大，看好具备地域及成本优势企业。

国家级绿电直连政策落地解析 [page::0]

• 绿电直连政策推广助力终端用户绿电消费、溯源需求，尤其出口型企业用电成本有望降低。

- 政策允许未接入电网或受限新能源项目通过绿电直连并入，鼓励结合储能和负荷调节提升项目灵活性。

• 明确多主体项目应签订多年期购电协议，有助于稳定电价预期。

行业用电数据及投资建议 [page::1]

• 4月全社会用电量同比增长4.7%，工业发电量增速放缓，风光发电增长显著。

- 煤炭价格低位，利好火电行业，公司关注煤占比高且电价下调幅度小标的。

• 水核发电利率低位，配置价值突出，新能源发电影响受电价改革和绿电政策提振。

风险提示 [page::1]

• 装机规模不及预期风险。

- 煤炭价格大幅上涨风险。

• 行业竞争加剧风险。

【银河晨报】6.6丨公用事业：各省136号文细则陆续出台，国家级绿电直连政策落地——深度分析报告解构

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1. 元数据与概览

• 报告标题：《【银河晨报】6.6丨公用事业：各省136号文细则陆续出台，国家级绿电直连政策落地》

- 作者及研究团队：陶贻功（环保公用首席分析师），梁悠南（环保公用分析师），中国银河证券研究院

• 发布日期：2025年6月6日，北京时间07:46

- 报告主题：公用事业板块，重点关注各省136号文的细则出台情况以及国家层面绿电直连政策的实施对新能源产业的影响

• 核心论点摘要：

- 各省关于136号文的实施细则正在陆续发布，不同省份细则在机制电量比例、机制电价和执行期限上存在差异，存量项目盈利保障更为明确，增量项目潜在分化，重点看好区域和成本优势明显的新能源公司。
- 国家级绿电直连政策正式落地，该政策有助于终端用户满足绿色电力消纳需求、降低用电成本，同时拓展新能源消纳方式，促进新能源项目收益稳定和灵活性提升。

• 评级及投资建议：总体看好新能源发电板块，建议关注政策护航下拐点性机会；水核配置继续看好；火电方面因煤价下降具对冲效应，关注特定企业。

报告旨在传递产业政策动态、市场基本面变化以及投资策略建议，突出政策落地对于行业长期发展的影响。[page::0,1]

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2. 逐节深度解读

2.1 各省136号文细则分析

报告全面分析山东、广东、蒙东三地136号文的差异：

• 机制电量：

- 山东和广东分别限定机制电量申报上限为80%和90%，体现其新能源消纳能力较强，政策鼓励较多新能源入市。
- 蒙东暂未设置机制电量上限，且带补贴的集中式风、光分配比例较低（35%、43%），显示新能源入市比例和消纳潜力相对弱。
- 这种差异反映“新老衔接”理念：新能源消纳能力强的省份给予更高机制电量配额，支持高比例新能源发展，同时引导全国范围内新能源资源优化配置。

• 机制电价：

- 山东和蒙东采用燃煤基准价，广东暂未明确。
- 山东规定首次竞价价格不得高于上年度结算均价（风电0.357元/kWh、光伏0.346元/kWh），分别较燃煤基准价折价10%、12%。
- 竞价下限参考先进电站仅固定成本，鼓励成本领先企业利用成本优势获取更高机制电量。
- 这一设计旨在平衡降低新能源购电成本与保障盈利的需求，促进产业健康运行。

• 执行期限：

- 山东和蒙东均明确机制电价执行至“合理利用小时数剩余”或项目投产满20年。
- 广东对海上风电设定14年，其他新能源12年期限，体现对不同新能源类型的差异化政策支持和经济寿命考量。

逻辑及影响：通过差异化设计，政策既保证存量新能源项目的稳定收益，减少投资风险，也通过机制电量和电价限制，引导增量项目根据区域资源禀赋和成本优势择机投资，促进新能源高质量发展。[page::0]

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2.2 国家级绿电直连政策解读

• 政策背景与目标：

- 用户端需求侧重：满足终端特别是出口型企业对“绿电消费”和溯源的需求，应对国际贸易壁垒，例如欧盟电池法案。
- 供电侧面向尚未并网或受新能源消纳限制项目，通过直连消纳绿色电力，拓展非传统电网的新能源消纳渠道。

• 经济性分析：

- 尽管绿电直连项目需缴纳输配电费、系统运行费及政策性费率，但由于“就近就地消纳”原则，可有效节约输配电成本（常规输配电费在终端电价占比可达14%），预期终端用电成本降低。
- 绿电直连有助于稳定新能源项目收益，通过签署多年期购电协议，缓解价格波动风险。

• 灵活性与负荷调节：

- 鼓励通过储能及负荷灵活调节提升项目调节能力，减轻系统调节压力，突破过去新能源单一依赖大电网的局限。
- 明确项目电源与负荷若非同一主体，则需签订长期协议，保障双方权益和项目稳定运行。

此政策的出台，有望有效解决新能源消纳瓶颈，推动绿色低碳转型，提升供需匹配效率，为相关企业创造新的盈利空间。[page::0]

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2.3 4月用电量和发电结构变化

• 用电量整体情况：

- 4月全社会用电量为7721亿千瓦时，同比增长4.7%，增速较3月略微放缓0.1个百分点。
- 一产用电量增速最高（13.8%），二产3.0%，三产9.0%，居民用电7.0%。
- 信息传输、互联网及充换电服务业用电增速表现突出，分别达到15.1%、27.8%、44.3%，显示新兴产业用电需求旺盛。

• 发电量结构：

- 火电同比下降2.3%，水电下降6.5%，核电增长12.4%，风电和太阳能分别增长12.7%、16.7%。
- 水电下降主要受流域来水不均影响。
- 风光发电加快增长，体现新能源发展持续推进。

• 规上工业发电量增速仅0.9%且减速，表明短期工业整体用电增长有限。

此数据显示新能源正逐步替代传统火电及水电，新能源比例持续提升，但整体用电增速存在波动，政策需要兼顾发展稳定与波动风险。[page::1]

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2.4 投资建议与风险提示

• 投资建议：

- 火电：煤炭价格维持低位（秦皇岛5500大卡动力煤610元/吨），同比下降22%，有利于抵消长协电价下降压力，建议关注火电市场煤占比高且电价调降幅度小的企业。
- 水核：利率低位促使水电和核电配置价值凸显。
- 新能源：受电价改革和绿电消费政策推动，行业健康可持续发展，建议重点关注拐点机会。

• 风险因素：

- 装机规模不及预期：或因审批延迟、技术等因素导致新能源装机增长放缓。
- 煤炭价格大幅上涨：将影响火电盈利性，对电力价格形成上行压力。
- 行业竞争加剧：新能源及传统行业均面临竞争风险，可能压缩利润空间。

报告明晰点出了当前投资环境的机遇与挑战，引导投资者关注多层面风险管理。[page::1]

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3. 主要图表深度解读

报告首页横幅及附带人像图主要作为品牌、研究团队介绍，无实质财务数据及图形分析部分，核心数据和趋势主要体现在用电量和发电结构数列中：

• 用电结构及增速图表（虽未提供原始图，但文字描述详实）：

- 通过对比不同产业及新兴产业的用电增长速率，显示新业态对电力需求的强劲推动作用，数据中信息传输业同比增长15.1%、充换电服务高达44.3%，明显超过传统二产，反映出经济结构转型带动能源结构变化。

• 发电量同比增长数据：

- 火电-2.3%，水电-6.5%，核电+12.4%，风电+12.7%，太阳能+16.7%显示新能源增势迅猛，传统火水电负增长，是能源结构向绿电的典型转型态势。

图表与数据相互印证，佐证文本中提出的新能源消纳和电力结构调整趋势，强化政策和市场动态与行业基本面的紧密结合。[page::1]

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4. 估值分析

本报告更多是行业动态分析及政策解读，未直接提供具体定价模型、DCF估值或个股目标价。仅在研究团队名单中明确评级体系，行业评级说明：

• 推荐：相对基准指数涨幅10%以上

- 中性、回避等细分均有说明

投资建议侧重于行业板块层面机会和风险提示，故估值分析应用于宏观与板块动态解读，提醒关注煤价波动、装机规模及政策方向对盈利能力的影响。[page::2]

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5. 风险因素评估

报告主要识别以下风险：

• 装机规模不及预期：直接影响新能源发电量与收益，若审批或建设受阻，行业整体进程受拖累。

- 煤炭价格大幅上涨：提高火电成本，推高电价，影响负荷结构和新能源竞价优势。

• 行业竞争加剧：竞争可能导致电价压缩和企业利润下滑，影响整体投资回报。

报告没有具体量化风险概率和缓解策略，但从政策支持力度和产业趋势判断，新能源仍具较好发展保障；火电风险可通过关注高煤占比、费率调整较小的企业适度缓冲。[page::1]

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6. 批判性视角与细微差别

• 政策差异性带来区域竞争与不均衡风险：不同省份136号文细则设计虽合乎资源禀赋，但可能引发新能源发展不均衡，优势区域集聚效应增强，非优势区或受限，需关注地方政策调整轨迹。

• 绿电直连项目成本节约假设的依赖点：政策预计直连方式能节省输配电费用，但无细化计算直连线路建设及维护成本，实际节约幅度存不确定性，尤其对远距离或容量大的项目，需谨慎监控费用结构。
• 装机规模风险在预测基础中的穿透不足：虽然提及，但未具体剖析对收入预测及价格机制影响，可能令投资者对中长期盈利预测过于乐观。
• 报告较少涉及国际新能源市场竞争风险或技术变革影响，建议结合宏观外部环境共同研判。

总体上，报告基于稳健的政策分析和市场数据支撑，基本面框架合理，略缺对潜在不确定因素更深入的敏感性分析。[page::0,1]

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7. 结论性综合

中国银河证券发布的《银河晨报6.6》报告通过详细解读各省136号文细则及国家绿电直连政策，有效验证了新能源行业政策推动与市场调整的内在逻辑。山东、广东、蒙东等重点省份机制电量和电价的差异性策略体现了政策优化设计目标：保障存量项目收益稳定、促进增量项目优质发展，实现新能源资源配置的地区优化。

同时，绿电直连政策作为国家层面创新消纳模式，增强了新能源灵活性和负荷侧调节潜力，不仅满足终端用户绿色能源诉求，也有望降低用电成本，实现供需双方收益共赢。4月用电量数据则进一步反映新能源的加速增长与传统能源的回落趋势，丰富了行业基本面的理解。

投资建议明确指出水核配置价值突出，新能源发电受政策护航，火电则需关注煤价及市场结构风险。风险提示提醒装机规模及煤价波动带来的不确定性。

报告用详实数据和政策解读支撑结论，强调新能源行业成长动力与市场机会，指导投资者在政策与市场交织的环境下把握拐点机遇。

整体来看，报告立场积极，观点鲜明，政策解读深入且数据充分，适合关注公用事业尤其新能源领域的投资者参考。[page::0,1,2]

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关键词与概念解释

• 136号文：指新能源消纳相关国家政策文件，为新能源电力市场化交易奠定制度基础。

- 机制电量：政策规定的非市场化保障电量比例，用于稳定新能源收益。

• 机制电价：政府确定或指导的新能源电价标准，用于保障合理回报。

- 绿电直连：新能源电力发电项目直接与用电客户用电设施连接，绕过传统电网输配环节，降低交易成本，提高能源利用效率。

• 输配电费：电力从发电厂到用户过程中电网收取的费用。

- 存量项目：已建成或已投产的新能源发电项目。

• 增量项目：新建设或准备建设的新能源发电项目。

- 折价幅度：竞价电价与燃煤基准价格的差额比例。

• 合理利用小时数：电站在一定经济条件和设备寿命评估下合理运行的发电小时数。

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附图示例

（上述图片为报告封面或团队代表图，未包含动态数据）

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综上，本报告在政策深度解读与行业基本面分析方面具有较高参考价值，尤其突出了不同区域政策差异与新能源消纳创新的机遇，对于投资决策具有指导意义和实用价值。

报告