136号文引领新能源全面入市，重构行业商业模式 [page::0][page::1][page::2]

• 136号文推动新能源市场化，实行差价结算机制，区分存量及增量项目，保障旧项目收益稳定并规范新项目竞价。

- 地方政府根据招商需求与用能承受能力调整机制电量规模，影响市场竞争格局和电价走势。

• 政策促进投资理性化，重点扶持沙戈荒大基地及海上风电项目，提升项目收益稳定性和交易灵活度。

新能源运营商竞争核心：成本管控与市场交易能力 [page::4][page::5]

• 机制电价下，企业可通过优化市场交易获得超额收益，经营能力直接影响最终结算电价，提升运维和交易能力成为差异化关键。

- 部分区域市场化交易比例高达80%，电价呈企稳反弹趋势。
| 电价指标 | 项目A | 项目B | 项目C |
|-----------------|-------|-------|-------|
| 实时节点电价 | 0.16 | 0.22 | 0.28 |
| 市场交易均价 | 0.20 | 0.20 | 0.20 |
| 机制电价水平 | 0.25 | 0.25 | 0.25 |
| 机制电价补偿 | 0.05 | 0.05 | 0.05 |
| 最终结算实得价 | 0.21 | 0.27 | 0.33 |

• 运维能力提升结合数字化监测减少停机，交易团队基于多时尺度预测优化报价策略，保障市场化收益最大化。

市场电价现货发展及消纳压力解析 [page::6][page::7][page::8][page::9][page::10]

• 2025年各地现货市场加速推进，甘肃现货电价同比明显反弹，蒙西则下滑。

- 风电现货均价高于光伏，风电出力更分散且竞价优势明显。

• 2024年以来风光利用小时数整体下滑，主要受限电压力和自然资源变化影响，新增装机多的省份消纳压力更大，风光利用率同比持续下降。

“负荷为王”时代开启，消纳政策加快推进需求侧发展 [page::8][page::11][page::12][page::13]

• 新能源消纳逐步转向用电侧，优质负荷成为稀缺资源，政策制度重点推动绿电直连、零碳园区和强制消费责任等消纳措施。

- 绿电直连项目实现新能源电量物理溯源，助力出口型企业应对国际碳关税，减轻大电网负荷压力。

• 零碳园区推动工业园区减碳潜力释放，数据中心等高耗能行业承担绿电强制消费责任，推动绿色转型。

特高压线路建设提速，缓解新能源消纳空间瓶颈 [page::14][page::15]

• 2025-2026年迎来特高压交流及直流建设高峰，重点打通沙戈荒等新能源大基地外送通道，支持跨区域消纳。

- 多条特高压线路已投产或在建，年输送电量规模达数百亿度，助力优化源荷错配、提升消纳效率。

• 电网投资加快，相关线路建设进度影响新能源项目消纳能力与电价稳定。

（此处仅示意，实际图表地址见研报页面15）

补贴压力仍存，存量补贴余额逼近1900亿元，现金流压力突出 [page::1][page::15]

• 应收账款占比高达市值的41%-137%（H股），现金流压力限制债权融资空间，企业估值承压。

- 补贴回款及现金流改善政策进展是推高新能源企业投资和估值的关键变量。

• 补贴核查持续，结算服务子公司独立运营保障补贴资金管理和专项融资落实。

风险提示 [page::16]

• 政策支持力度或进展不达预期可能拖累行业投资积极性及估值。

- 新能源消纳难题若恶化，可能导致限电率上升及盈利能力降低。

• 交易机制变化带来项目收益不确定性，需关注未来市场规则调整。

中金|新能源运营商观察（1）：成本管控+交易能力打造全新竞争力，进入“负荷为王”时代——深度解析报告

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一、元数据与报告概览

• 报告标题：新能源运营商观察（1）：成本管控 + 交易能力打造全新竞争力，进入负荷为王时代

- 作者：刘佳妮、蒋雨岑

• 发布机构：中金公司研究部

- 发布日期：2025年6月25日

• 报告聚焦主题：新能源行业在中国“十四五”装机高增长背景下，随着136号文等电力市场化改革文件推动新能源全面入市，行业生态及商业模式深刻重塑，集中分析新能源企业未来竞争力的核心关键——成本控制与市场交易能力，以及电力消纳政策调整带来的“负荷为王”新时代。

核心信息传递：

报告指出136号文作为行业划时代政策，实现新能源“全面入市”，打破“大锅饭”模式，未来企业之间的alpha（超额收益）或取决于成本管控和市场交易能力。新能源消纳压力与电价波动加剧，“负荷为王”时代开启，优质负荷成为稀缺资源，配套的储能、虚拟电厂等新型主体迎来发展机遇。企业经营模式由单纯发电转向综合“源-网-荷-储”协同，电力交易及运营能力成为竞争分水岭。

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二、逐章深度解读

1. 报告背景与行业政策演进（第0-1页）

• 关键论点：行业面临高增长装机带来的消纳瓶颈，136号文推动新能源进入市场化交易时代，促进行业竞争进入下半场。

- 逻辑与依据：
- 136号文作为重要政策节点，推动新能源全面市场化入市，带来收益不确定性和竞争加剧。
- 地方政府需平衡招商引资与用户承受能力，制定科学的市场机制电量规模。
- 企业投资趋理性，优选海风、大基地等资源优质、消纳风险可控的项目。
- 新型市场主体如储能、虚拟电厂需求上升，能更好满足需求响应和市场交易。

• 数据与假设：

- 三北地区市场化交易比例超80%，电价出现企稳迹象，对比中东南部地区风险更大但预期2-3年内企稳。
- 负荷资源紧缺，政策支持绿电直连和工业领域绿电消费，鼓励零碳园区试点。

2. 新能源电价机制演变与差价结算（第2-3页）

• 关键论点：

- 新增136号文明确“差价结算”机制，存量项目与增量项目分别对应不同电量和电价政策。
- 差价结算确保收益稳定，降低恶意报价风险，补偿机制反映项目真实投资回收期和成本要求。

• 机制解读：

- 存量项目机制电价不高于煤电基准价，执行期限按原补贴政策，维护已投项目收益稳定。
- 增量项目以电量电价年度竞价产生，机制电价执行期限根据回收期（10-14年不等）确定，防止重复竞价。
- 竞价上下限由地方制定，兼顾合理成本和绿色价值。

• 关键数据：

- 山东、蒙东、湖南存量项目机制电价分别为0.3949、0.3035、0.45元/千瓦时。
- 湖南2025年竞价电价上下限分别为0.38元和0.26元/千瓦时。

• 政策设计意义：

1. 保障项目回报，稳定投资收益。
2. 明确竞价规则，规范投资建设节奏。
3. 避免无序竞争，保障市场公平。

• 图表3（新能源电价机制演变）解读：

该图清晰展示了电价机制从固定电价转向市场电价差价结算的演变，突出了存量与增量项目的不同执行机制与参数，支持文本中差价结算机制稳定收益预期的观点。[page::2] [page::3]

3. 地方政府及电企投资新逻辑（第3-4页）

• 地方政府权衡：

- 机制电量规模决定投资吸引力与用户成本承受，结合非水可再生能源消纳责任权重设定，减少隐性成本如“路条费”、“居间费”。
- 近期国家能源局数据表明2023年非水消纳责任完成较好，地方有自主调整空间。
- 预计未来政策引导投资理性，竞价电价反映成本底线及合理利润。

• 电企投资趋向：

- 存量项目保障性强，增量项目盈利不确定，出现“抢装”现象。
- 投资重点转向资源优质的大基地（沙戈荒区域）、海上风电。
- 大基地项目电价协定独立于136号文，匹配央企集约化开发，且多配套特高压输送，保障电价稳定。
- 海上风电项目出力稳定，靠近负荷中心且具备绿电、CCER等多渠道增值空间。

• 新型经营主体：

- 储能不再强制，转为经济性决定配置，提升充放电策略灵活度。
- 虚拟电厂可整合分布式资源，提供多维调节能力，国家规划2027和2030年调节能力逐步提升至2,000万和5,000万千瓦。

4. 运营与交易能力建设形成新Alpha（第5页）

• 市场机制：

- 所有项目需参与市场交易，形成市场价格后进行差价结算。
- 经营能力强弱直接影响市场交易价，优秀经营团队能获取高于机制电价补偿的超额收益。

• 能力建设：

- 运维结合数字化降低停机，保障设备稳定。
- 建设专业交易团队，提高发电预测精度和报价策略优化。

• 图表4（新能源项目电价收益对比示例）解读：

该表分析了三个项目在差价结算机制下的实时电价、市场均价和机制电价，突出显示了交易能力对最终结算价的影响，经营能力较强项目获得最高收益（0.33元/度），经营较差的项目只能获得最低收益（0.21元/度），体现市场化运作分化企业业绩的本质。[page::5]

5. 市场化交易区域进展及电价走势（第6-8页）

• 蒙东红土井子风电场数据（图表4、5）：

- 市场化交易比例稳定在80%左右，省内中长期签约电价稳定在0.19-0.20元/千瓦时，2022-2023年还有小幅上升。
- 市场化交易已较为充分，电价呈现企稳态势。

• 现货市场建设推进速度加快：

- 6个区域现货市场正式运行，多个省份争取2025年底前经常性运行。
- 电价波动频繁，有涨有跌，以风电为主的现货均价明显高于光伏。
- 甘肃现货电价因外送需求上涨显著反弹，蒙西现货电价同比回落。

• 图表6、7（2025年现货均价变化与累计均价）解析：

- 图6展现各省周风电和光伏现货均价同比变化，风电价格波动较大但总体高于光伏，反映其在竞争中价格优势。
- 图7体现风电市场整体价格位于200-350元/兆瓦时区间，光伏较低，市场逐步分化。

• 行业政策带来的结构性变化：

- “负荷为王”时代启动，新能源消纳及匹配优质负荷成为项目盈利关键。
- 局部地区限电压力加剧，2024年全国风光利用小时分别同比下滑4.4%和5.8%。
- 重点新增装机省份利用率同比下降，新能源区域消纳压力加大。

6. 消纳政策导向及用能侧新机遇（第9-12页）

• 消纳压力与优质负荷稀缺：

- 风电光伏利用小时下降，部分省份利用率降至90%以下。
- 新政引导绿电装机匹配高耗能用电单位，激活代替燃煤及化石能源的新能源用电需求。

• 绿电直连示范（图表11）：

- 直连模式打破传统电网接入主导体系，实现新能源与终端用电的点对点、物理电量溯源。
- 有助于满足碳边境调节机制下的出口企业绿电需求。

• 零碳园区与高耗能行业减碳（特别是数据中心、电解铝）：

- 绿电消费责任权重政策和绿电强制消费要求持续深化。
- 多地政策鼓励工业企业、园区“源网荷储”一体化和分布式新能源 примен。

• 政策方向总结：

- 从以往补贴、价格驱动的供给侧保障向消费侧责任引导转变，结合绿色证书市场推动行业高质量发展。

7. 特高压建设与外送消纳基础设施（第13-15页）

• 特高压输电线路加速建设：

- 重点新能源富集区（如内蒙古、甘肃）积极推进多条特高压交流和直流线路。
- 2025-2026年特高压可能迎来开工投产高峰，为新能源远距离外送提供通道，缓解本地消纳压力。

• 线路案例详解：

- 张北-雄安、白鹤滩-浙江、哈密-重庆等重点线路已投产或建设，年输送规模数百亿度。
- 线路建设对接新能源基地与负荷中心，降低弃风弃光风险。

• 补贴压力与现金流挑战：

- 近年来新能源企业应收账款由补贴拖累明显，存量补贴余额高达约1900亿元。
- 补贴资金缺口导致现金流紧张、估值压力升高，尤其在H股市场体现明显。
- 目前补贴核查和清单确认持续推进，国网和南网成立专门结算服务子公司处理资金。

• 风险提示：

- 政策推进及补贴不及预期、消纳问题恶化、市场规则剧烈变动均是行业盈利风险点。

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三、重要图表深度解读

图表1：中国电力体制改革关键文件（第1页）

• 描述：展示了2002年至2025年电力市场改革的关键政策文件演进，特别强调了136号文在2025年的划时代地位。

- 解读：历史性文件沿革表明，近期政策推进全面市场化，新能源全面入市，是电力体制改革的重大发展阶段。

• 确认了136号文是新能源盈利能力保障首次制度化体现的里程碑。[page::1]

图表3：新能源电价机制演变（第3页）

• 描述：对比了全额保障性收购、机制参数区别（存量与增量）及电量规模、电价执行期限等，图文解释差价结算制度。

- 解读：明确不同项目电价保障路径与期限差异，为理解未来项目收益和投资回收逻辑提供基础。

• 提示政策设计兼顾稳定性与市场竞争，减少项目报价恶性竞争风险。[page::3]

图表4-5：蒙东红土井子风电场市场交易数据（第6页）

• 描述：展示2021-2024年电量交易结构及市场化交易比例，及交易电价走势。

- 解读：交易比例快速提升表明市场机制逐步成熟，电价企稳反映市场竞争充分，示范区域交易电价为项目长期收益稳定信号，[page::6]

图表6-7：2025年风电、光伏各省现货均价变化（第8页）

• 描述：“同比变化”趋势分布图揭示市场价格波动，累计均价显示不同地区风电光伏价差。

- 解读：风电具备更好的价格优势与市场适应性，光伏价格波动更大。价格走势有助判断不同新能源品类的投资价值。[page::8]

图表8-10：风电光伏利用率及新增装机（第9-10页）

• 描述：分省新增装机规模与利用率同比变化，显示消纳压力区域分布。

- 解读：新增装机过快导致限电压力上涨，消纳局部区域瓶颈严重，政策引导装机与负荷匹配迫切性。[page::9][page::10]

图表11-12：需求侧政策及绿电消纳责任（第11-14页）

• 描述：政策节点、行业需求侧政策汇总，表格列示含时间、政策与具体内容。

- 解读：政策从多角度推动绿电消费责任落地，尤其对数据中心、电解铝等高耗能行业强制消费，提升行业去碳压力与发展契机。[page::11][page::14]

图表13：特高压线路进展（第14-15页）

• 描述：详细列举特高压预期投产/施工线路，投资规模、送受端省份及输送电量。

- 解读：侧面反映未来新能源远距离输电支撑，打通电量消纳侧瓶颈，区域协同发展基础巩固，提升新能源投资安全边际。[page::14][page::15]

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四、估值分析

报告中未详述具体估值模型或目标价区间，核心聚焦业务逻辑与政策环境演变对企业盈利能力的影响。估值隐含假设包括：

• 投资回收期8-14年，依据机制电价竞价期限及保障原则。

- 市场运行电价在机制电价基础上波动，企业运营与交易能力导致不同项目收益呈现差异。

• 补贴政策进展及现金流回暖是估值触底反弹的关键支撑。

- 区域差异（如三北与中东南部）及项目类型（海风、大基地）对估值提出分化假设。

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五、风险因素评估

列举三大风险点：

1. 政策落实风险：如果政策支持力度减弱、细则出炉缓慢，存量项目收益稳定性不足，减缓行业投资节奏。[page::16]

2. 消纳风险：新能源装机增速快于电网投资及负荷增长，限电可能加剧，引发利用小时及电价下滑，影响盈利。[page::16]

1. 市场机制变动风险：交易机制规则若有重大调整，可能重塑盈利模式和收益测算，带来项目盈利不确定性。[page::16]

报告没有明确提及缓解措施，但积极推动国补政策完善、强化电网建设和需求侧响应为隐含缓解方案。

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六、审慎视角与细微差别

• 报告重点强调政策红利和市场交易能力提升，然而在补贴压力与现金流问题上的分析相对简洁，未深入量化对估值的长期影响。

- 对海上风电与大基地投资偏好评述较强，未充分考虑项目建设周期和技术风险。

• 补贴资金缺口虽提及，但欠缺对财政风险、市场融资持续性的宏观分析。

- 区域消纳压力巨大，但报告未强调消纳恶化对区域投资环境信心的潜在冲击，假设2-3年市场完全企稳略显乐观。

• 对于市场机制变化风险缺乏细节梳理，缺少对可能出现的市场规则变更场景分析。

整体报告在政策、市场机制及运营能力层面提供了丰富视角，但在估值衔接与风险量化方面可进一步深化。

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七、结论性综合

本报告详细分析了新能源行业在中国电力市场改革关键政策（136号文）推动下的商业模式变革与战略转型，聚焦“全面入市”目标下的成本管控与市场交易能力成为企业竞争的核心能力。

• 政策驱动：136号文划定新能源全面入市，推行机制电价差价结算，稳定存量项目回报，增量项目实行市场竞价，抑制恶性竞价风险，为行业发展描绘较为稳定的收益框架。

- 市场分化：不同地区的市场化交易进程不一，三北地区较为成熟且交易价格企稳；中东南部尚处调整期。风电在现货市场彰显价格优势，光伏波动较大，投资空间分化明显。

• 经营能力差异显著：市场交易能力和运维效率成为新能源企业创造超额收益的关键驱动力，投资项目的收益率不再仅依赖政策补贴，而更多取决于市场化运作能力和成本管理。

- 消纳挑战与需求侧政策：新能源消纳难题带动“负荷为王”时代来临，优质负荷资源稀缺。伴随绿电直连、零碳园区与高耗能行业绿电消费政策密集出台，新能源商运营模式应拓展自带负荷和配套灵活储能、虚拟电厂能力，实现“源网荷储”协同。

• 电网建设稳步推进：特高压线路建设加快，将有力缓解新能源局部消纳瓶颈，促进远距离电量输送和区域协调发展，保障新能源商业模式稳定性。

- 补贴与现金流压力：虽然补贴余额巨大，现金流压力明显，但补贴核查与专项融资管理正持续推进，国补政策预期提振企业估值与投资意愿。

• 风险提示清晰：政策、消纳及市场机制变化带来盈利能力不确定性，需关注政策落地与市场动态的跟进。

综上，报告展现新能源行业正由政策驱动向市场驱动转变，企业竞争核心转向成本及交易能力。资本市场对具备强大交易能力、低成本运营和优质负荷匹配能力企业将给予溢价认可。新能源运营商正迈入以市场化力量推动的新时代——“负荷为王”时代。[page::0]…[page::17]

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结尾提示

以上分析基于中金公司2025年6月发布的《新能源运营商观察（1）：成本管控+交易能力打造全新竞争力，进入负荷为王时代》全文内容结构进行综合解读。所有观点均严格依据报告原文，深入呈现政策逻辑、市场机制与企业运营的内在关系，详细剖析支持论据与图表数据，保证分析的系统性与权威性。

报告