新能源运营商观察：成本管控+交易能力打造全新竞争力

新能源全面入市重构行业生态，企业alpha有望在竞争中凸显。“136号文”是绿电行业的划时代文件，引导新能源全面入市，未来的收入不确定性增加。1）地方政府：我们预计不同的地方政府将权衡招商引资与下游用能成本承受能力，根据区域资源禀赋科学制定机制电量规模，有望减少投资隐性成本，带动行业健康发展。2）电企：投资趋于理性、优化投资结构，聚焦效益更佳的海风和消纳电价风险可控、资源佳的大基地，成本管控、运营交易、数智创新能力突出的电企优势凸显。3）新型经营主体：储能、虚拟电厂匹配入市后的需求响应与交易组织需求，经济性有望显现。

另外，我们注意到三北地区更早开展市场化交易，部分地区入市比例超过80%，竞争较为充分，电价有企稳迹象，而刚开展现货交易的中东南部区域价格下降风险可能更大，但我们相信经过2-3年充分交易后有望企稳。

消纳政策密集出台，“负荷为王”时代开启。限电压力再起，我们认为新能源行业竞争转向用户的争夺，优质负荷成为稀缺资源，政策引导就地消纳与外送消纳并举。“绿电直连”打破电网主导模式，帮助减轻电网调节压力、满足出口型企业绿色用能需求，并为稳定中长期电价、向远期PPA过渡奠定基础。同时，政策着眼于减碳潜力大的工业领域，要求重点高耗能行业承担绿电强制消费责任，开拓零碳园区试点，鼓励自愿消费绿电。

补贴压力仍在，现金流亟待盘活。我们统计了10家主要新能源电企2024年末补贴余额合计约1,900亿元，其在2020年末新能源合计市占率约21%。我们认为，补贴包袱下，新能源企业面临现金流、资产减值及估值压力，存量应收账款占总市值比例达到41~137%（H股）/23~76%（A股），H股常年破净、可运用的股权融资手段有限，而当前行业仍处于资本开支高峰期，国央企杠杆考核下债权融资空间受限，我们期待国补政策取得进展，帮助盘活电企现金流、提振估值表现。

政策进展不及预期；新能源消纳问题差于预期；市场化交易机制变化。

全面入市重构行业生态，企业alpha有望在竞争中凸显

136号文是绿电行业的划时代文件，全面入市政策科学引导产业投资布局

电力体制改革全面纵深推进，“136号文”推动新能源全面入市，为电力市场化改革进程中的新一“里程碑”文件。

图表1：中国电力体制改革关键文件

资料来源：国务院，国家发改委，国家能源局，中金公司研究部

“全面入市+差价结算”重构新能源行业商业模式，大力推动风光高质量、可持续发展；山东、广东、蒙东、湖南等多地相继出台地区承接细则。

政策大步向前，需要稳定电企收益预期，核心在于区分存量增量、首次引入机制电量和电价概念，建立“多退少补”的差价结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算。考虑到国补、造价差异，政策对存量项目和增量项目进行划分，以2025年6月1日投产作为区分的时间节点。

► 对于存量项目，保持政策衔接。机制电量规模与现行政策衔接，每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价，执行期限按照现行政策保障期限确定。我们认为，各政策细节以保障性、衔接性为主，老项目收益有望保持相对稳定。

具体来看，山东、蒙东、湖南存量项目机制电价均为当地燃煤标杆电价，分别为0.3949、0.3035、0.45元/千瓦时。山东存量项目机制电量上限参考外省非市场化率；蒙东在现货市场连续运行前延用2025年保障小时数对应电量，现货市场连续运行后保障小时数将进一步下降。执行期限按全生命周期合理利用小时数剩余小时数或项目投产满20年执行。

► 对于增量项目，稳定收益预期。机制电量和电价的竞争由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿竞价形成。新项目机制电量电价分年竞争，纳入机制电量后的执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，无需重复竞争，起始时间按项目入选时间（已投产项目）或项目申报的投产时间（未投产项目）确定。具体来看，广东海风按14年执行，保障性更强，其他项目按12年；湖南按10年。

竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。具体来看，湖南将2025年竞价上下限分别设定为0.38、0.26元/千瓦时。

我们认为，规则设计有助于：1）稳定单体项目在执行期限内的回报预期。我们预计项目回收初始投资期限普遍在8-12年，执行期限内机制电价明确有助于稳定该时间区间内的项目收益率预期。2）降低企业投决收益测算的不确定性：政策允许未来1年内投产项目参与竞争，竞价结果可能影响企业的投资决策，且执行期限起始时间按申报投产时间计算，有望规范企业竞价和建设流程。3）减少新能源项目报价过度竞争：同一批次竞价的项目投产时点相近、造价水平相近，对于投资收益率底线的把控门槛可能类似，有助于避免竞价中恶意报低价、挤压最终的报价结果。

图表2：新能源电价机制演变

资料来源：国家发改委，国家能源局，中金公司研究部

未来收益不确定性增加，规范利益相关方决策流程

地方政府：权衡招商引资需求与下游用户用能成本承受能力

地方政府是决定机制电量规模和游戏规则的主体，需要综合考虑招商引资需求与下游用户用能成本承受能力。当前来看，根据国家能源局[1]，2023年各省超额完成国家下达的非水电消纳责任权重目标0.3~8.2个百分点，以非水消纳责任权重为目标的整体达标难度不大，地方政府具备较大的自主裁量权。我们认为，由于机制电量具备一定保障性，机制电量规模的设置或将影响电企在各地的投资意愿和投产节奏，若设置的机制电量规模较大，有望吸引更多新能源电企投资，拉动相关产业链发展以及当地的就业和税收。因此，若地方政府有招商引资诉求，或对机制电量的设定更为宽裕。

同时，机制电量的规模也会影响机制电价的竞争。若参与竞争的电企和项目数量较多，机制电价竞争可能更为激烈，反之，机制电价竞价结果可能较高，拉开与市场交易均价的差价。但差价结算费用纳入当地系统运行费用，即由工商业用户承担，若结算规模较大可能给下游用户施加较大的用能成本。具体来看，湖南2025年新增纳入机制的电量规模为参与竞价项目年上网电量的20%；蒙东由于新能源市场化交易进度较快，交易比例高于其他区域，交易价格进入较低区间，整体交易竞争较为充分，暂不安排新增纳入机制的电量。

新能源投资思路转变或有助于压降行业旧有的资源费等隐性成本。“十四五”期间，双碳目标推动大型电力集团装机目标攀升，行业投资积极性高涨，非电力央企集团、新能源设备商等大量跨行业投资者涌入行业，新能源项目开发所需的土地资源竞争激烈，地方政府作为资源分配者话语权更高，存在将新能源项目开发作为“新基建”拉动地方经济发展的动机，风光项目开发的非技术成本水涨船高。我们预计，随着入市新政调整业主对项目未来的收益预期，行业投资态度有望回归理性，竞争格局趋缓，业主存在根据电价信号自主选择投资区域、控制前期投资成本的诉求，有助于降低地方政府收取的项目开发“路条费”、“居间费”，压降隐性成本。

国家能源局预计政策实施首年工商业平均电价同比基本持平，电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区可能略有下降[2]。相应的，前期地方政府可能以衔接现有政策为主，可能不会过多增加下游用户负担，后续国家也可通过调节各地非水可再生能源消纳责任权重目标对地方投资节奏进行引导。

各地竞价尚未展开，我们预计机制电价可能反映新能源底线收益水平下的电价。根据细则要求，部分省份或将在6月开展首次机制电量竞价，我们预计，在电企尽可能争取机制电量、保障项目合理收益，政府引导用能成本平稳的交易思路下，机制电价可能反映各电企项目投决底线收益率对应的电价水平，在回收度电成本的前提下获取合理收益，同一区域项目布局较多的电企存在交易优化空间。

发电企业：投决趋于理性，偏好沙戈荒大基地、海上风电项目

136号文出台后，行业投资呈现先抢装后放缓的趋势。新政实行“新老划断”，存量项目保障性更强，增量项目盈利能力存在不确定性，电企普遍争取项目在6月1日前投产。根据国家能源局[3]，2025年1-5月，全国风电、太阳能发电装机累计新增4,628、19,785万千瓦，同比增长134%、150%。但6月1日后的装机需求尚不明朗，出现大规模招标终止，业主重新研判项目投资收益，行业需求或“降温”。

向前看，电企普遍将2025年及“十五五”开发重心向大基地、海上风电项目调整。《2024-2025年节能降碳行动方案》[4]提出加快建设以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏基地。合理有序开发海上风电，促进海洋能规模化开发利用，推动分布式新能源开发利用。《2025年政府工作报告》[5]再提积极稳妥推进碳达峰碳中和，细节上，要求加快建设“沙戈荒”新能源基地，发展海上风电。

► 大基地项目电价单独协定，不受136号文影响，且项目开发匹配央企集约化开发与管理偏好。沙戈荒地区太阳能辐照强度高、风能资源稳定，风光年等效利用小时数高，且土地资源丰富，适合建设大规模项目。我们认为，集中连片开发有望节约设备采购、施工运维成本。同时，大基地项目多数配套特高压外送通道，可实现跨区域消纳，有望控制弃风弃光率、提升电价稳定性。根据136号文要求，参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。我们预计大基地项目电价或由送受两端省份、电企、电网协商确定，电价可预见性更强，不受机制电价影响。

► 海上风电资源优、靠近负荷中心，有望获取更优的交易电价，项目收益率吸引力更强。我们认为，海风单体项目规模大，不需要占用陆地资源，为大规模风电场的建设提供较为充足的空间。海上风速通常比陆上更高，适合安装更大容量的风机，可降低单位项目造价，提升发电效率。沿海省份经济活跃度高、电力需求旺盛，消纳能力更强，海风全天出力时间更长、发电波动性小于陆风，我们认为海风能提供更可靠的电力供应，减少因出力波动带来的交易风险，有望在市场化交易中获取更优的电价。同时，海风项目是现有清洁能源中唯一可以结合自身条件，选择参与符合条件、单位溢价更高的绿电、绿证或 CCER 项目，灵活性更高，有助于更好实现可再生能源环境价值，改善项目经济性。

新型经营主体：经济性有望显现，迎接新发展机遇

配储从成本项转变为可选项，经济性有望显现。136号文叫停“强制配储”，促使企业重新考虑配储的影响。此前，电源侧储能在实际经营中调用次数有限，经济性不佳，电企在可研测算中普遍将储能作为沉没成本。我们预计，随着市场化提速，现货市场加快推进，配备储能的项目有能力调节不同时段、不同价格下的充放电和交易策略，电企或将根据实际的经济性测算来选择配储比例和技术路线，从政策要求的被动配置转变为以经济性为导向的主动配置。

虚拟电厂帮助聚合调节性资源，构建“源网荷储”一体化生态。虚拟电厂可聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，提供调峰、调频、备用等多种调节服务，匹配“136号文”要求下，新能源大规模入市带来的需求响应与交易组织需求。根据国家发改委、能源局《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》[6]，目标到2027年，全国虚拟电厂调节能力达到2,000万千瓦以上；到2030年，全国虚拟电厂调节能力达到5,000万千瓦以上。

电力行业走出“大锅饭”时代，运营及交易能力建设体现公司alpha

136号文提供了电价差异化回报的空间，市场交易策略差异或将影响项目收益。机制电价的结算要求所有项目先全面参与市场化交易，形成各自的交易价格，之后在场外进行差价结算。差价补偿部分对所有纳入机制的项目一视同仁，但新能源最终结算价格将在项目各自交易得到的市场价格的基础上结算，表明经营能力更强的项目可以通过市场交易获得超额收益。

图表3：新能源项目在机制电价结算机制下的电价收益对比

资料来源：清华四川能源互联网研究院，中金公司研究部

市场化交易和运维能力成为企业间的分水岭。我们认为，电企的工作重心已经转变，对比以往在固定电价下企业注重安全生产、较少关注销售环节的经营模式，新能源入市后电力交易策略制定和决策复杂性提升，需要电企修炼内功、强化多维度的能力：1）运维能力：结合数字化、信息化技术高效监测管理机组，减少机组非计划停机，保障设备安全稳定运行，减少偏差考核。2）交易能力：建设专业的电力交易团队，基于历史和实时气象数据以及设备经营数据，建立不同时间尺度下的发电量预测模型，提升市场电价预测能力。基于不同区域的交易规则特点，优化报量报价策略，提高交易效率与准确性，保障和争取提升市场化收益。

部分区域市场化交易较为充分，交易电价有触底反弹迹象

电价处于下降通道，但光伏平价项目摊薄影响释放较为充分

市场化程度较高的区域交易电价有见底企稳迹象，中长期电价有望回升。三北地区市场化进度较快，部分区域电价压力已反映较为充分，出现见底企稳迹象。

参考中信建投明阳智能REIT的红土井子风电场市场化交易比例和价格情况，2022-24年，风电场市场化交易比例达到80%左右，省内中长期交易电价（不含国补、不含税）企稳在0.19~0.20元/千瓦时，2022、2023年均出现小幅上行，2025年项目年度省内中长期签约电价（不含国补、不含税）为0.19元/千瓦时。

图表4：蒙东红土井子风电场电量交易结构

注：市场化交易比例为除保障性收购电量以外的电量占比
资料来源：基金公告，中金公司研究部

图表5：蒙东红土井子风电场交易电价（不含国补）

资料来源：基金公告，中金公司研究部

下游用户预期中长期用电成本上升。数据中心是未来重要的绿电增量用户，根据国家发改委、数据局等部门联合发布的《关于深入实施“东数西算”工程 加快构建全国一体化算力网的实施意见》[7]，目标到2025年，算力电力双向协同机制初步形成，国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80%。参考南方润泽科技数据中心REIT挂网的募集说明书，项目底层资产A-18数据中心年用电量近4亿度，年电费支出超2亿元，根据市场调研，结合经济发展、成本、通货膨胀等因素，项目募集说明书预计项目未来电费支出单价水平将呈现缓慢上涨趋势，项目盈利预测中假设电价支出每年增长0.5%。

现货市场加速推进，2025年甘肃现货电价反弹

电力现货市场建设全面加快，政策目标在2025年底前基本实施电力现货市场全覆盖。截至2025年6月，我国已有6个区域的电力现货市场转入正式运行，包括山西、山东、甘肃、广东、蒙西、湖北。2025年4月，国家发改委、能源局发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》[8]，要求除湖北外，浙江要在2025年底前、安徽/陕西力争在2026年6月底前转正。2025年底前，福建、四川、辽宁等16个省（区域）和南方区域电力现货市场要启动现货连续结算试运行。

现货市场运行经验不断积累，价格“能涨能跌”，甘肃2025年现货电价反弹，蒙西同比下滑。2025年初至今，甘肃新能源现货均价同比大幅提升，主要由于外送需求增加，根据甘肃电力交易中心，1Q25甘肃外送电量同比提升29.1%。而蒙西现货价格同比回落，主要由于新能源出力增加且今年报价下降，但蒙西现货电价仍高于部分项目签订的中长期交易电价（不含国补）。

风电全天出力曲线更分散，现货均价高于光伏。截至2025年5月末，主要现货运行省份风电现货交易均价在181（蒙西）~323（湖北）元/兆瓦时，光伏现货交易均价在60（山东）~221（浙江）元/兆瓦时，风电均价较光伏高75~194元/兆瓦时。我们认为，风电新增装机规模小于光伏，且日内发电曲线更分散，在市场化交易较光伏具备竞价优势，交易电价更高。

图表6：2025年各周现货均价同比变化

资料来源：兰木达公众号，中金公司研究部

图表7：2025年以来风电、光伏累计年现货交易均价

注：数据来源未披露3.10-3.16及3.24-3.30的浙江现货均价数据

资料来源：兰木达公众号，中金公司研究部

消纳政策密集出台，“负荷为王”时代开启

随着新能源项目全面参与市场化交易，新能源项目由过往的电网帮助匹配负荷、保障性消纳，转变为消纳和电价均面临不确定性，匹配电力用户成为影响项目收益的关键，新能源开发进入“负荷为王”时代，单一的发电侧投资管理模式较难应对后续政策、市场环境变化带来的消纳与电价风险，亟需开拓优质负荷侧资源，结合调节性资源匹配更稳定的消纳渠道和下游用户，开发“自带负荷”的项目可能成为新的投资方向。

限电压力卷土重来，优质负荷成为稀缺资源

2024年全国风光利用小时数整体下行，资源不佳与限电调整并存，光伏表现弱于风电。2024年全国风电、光伏利用小时数分别同比下滑4.4%、5.8%至2,127小时、1,211小时。一方面，重点装机区域自然资源不佳。根据中国气象局发布的《2024年中国风能太阳能资源年景公报》[9]：风电方面，与近10年相比，北方大部地区70米高度风速正常或偏小，南方大部地区正常或偏大，我国风电装机规模靠前的内蒙古、新疆、甘肃、河北风资源均较常年平均偏小；光伏方面，2024年全国太阳能资源总体为正常略偏小年景，水平面总辐照量西部和华南较常年偏小、中东部大部较常年偏大，我们判断集中式光伏分布较多的区域受资源影响更大。

另一方面，限电率有所反弹。根据全国新能源消纳监测预警中心，2024年2月起，风电、光伏单月利用率均呈现同比走低趋势，我们认为主要由于平价项目投产较多，部分区域新能源出力增幅高于负荷和外送需求增幅，同时，《2024-2025年节能降碳行动方案》放松消纳考核约束，提出在保障经济性的前提下，资源较好地区的消纳率可降低至90%[10]。

图表8：全国风电、光伏单月利用率及同比变化

资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，中金公司研究部

分区域：新增装机激进的区域消纳压力更大，政策引导新增项目匹配负荷

风光利用率分别自2H23以来呈同比下行趋势；三北地区风光利用率降至95%以下，新增装机较多的省份降至90%以下。风电新增装机以西北集中式陆风和东南沿海海风为主，内蒙古领衔“十四五”新增装机，达4,812万千瓦，远超其他省份，新疆、甘肃、河北、广东位居前五，新增1,200~2,400万千瓦。根据全国新能源消纳监测预警中心，2025年1-4月，西藏、北京、河北风电利用率在90%以下，山东、内蒙古、吉林、黑龙江、甘肃、青海、新疆在90~93%。

光伏新增装机以中东部分布式和西北集中式项目为主，其中，山东、河北、新疆累计新增光伏装机4,500~5,400万千瓦，位居前三；江苏、内蒙古、云南、广东、浙江、河南、安徽进入前十，新增2,900~4,500万千瓦。风光装机过半的省份近7个，达到40%+的省份接近20个，新能源逐步成长为主力电源。2025年1-4月，西藏、蒙西、青海、陕西、甘肃、河北、新疆光伏利用率在90%以下，天津、蒙东、宁夏在90~93%。

图表9：分省新增装机及月度利用率同比变化 - 风电

资料来源：中电联，全国新能源消纳监测预警中心，中金公司研究部

图表10：分省新增装机及月度利用率同比变化 - 光伏

为改善本地电力消纳能力有限的困境，多地出台新政引导新能源装机匹配高耗能用户。2024年3月，新疆发改委、国网新疆电力有限公司联合印发《关于进一步发挥风光资源优势 促进特色产业高质量发展政策措施的通知》[11]，提出五种路径并配备一定风光指标[12]，包括：绿电制氢（年产1万吨氢支持30-45万千瓦市场化并网光伏或风电）、绿色算力（每500PFlops支持40万千瓦市场化并网光伏或风电）、重点用能单位绿电替代、低碳产业园区、加快优势资源转换。2024年5月，河南发改委印发《河南省工业企业源网荷储一体化项目实施细则（暂行）》[13]，要求用电量大的工业企业合理利用20公里范围内新能源资源建设分布式光伏或分散式风电，适当配置储能设施，提升绿电使用比例和系统运行效率，实现源网荷储一体化运行。2024年7月，内蒙古就《内蒙古自治区建立高耗能企业可再生能源电力强制消费机制的若干措施》征求意见[14]，要求合理确定存量高耗能企业可再生能源电力消纳责任权重目标，实施新上高耗能项目可再生能源电力消纳承诺制。

就地消纳：匹配企业绿色用能需求，打开新能源需求空间

政策密集出台，注重从需求侧打开绿电消纳空间。我们观察到2024年以来陆续出台的相关政策涉及：绿电直连、零碳园区和零碳工厂、绿电绿证压实传统高耗能行业和数据中心等的消纳责任。我国可再生能源发展机制从注重价格、补贴、指标管理的供给侧保障型政策体系，逐步转向“消纳责任权重+绿证”为主的消费侧引领型政策体系。

图表11：新能源行业需求侧政策梳理

资料来源：国家发改委，国家能源局，中国政府网，中金公司研究部

#1 绿电直连：实现新能源电量物理溯源，应对消纳与碳足迹双重挑战

绿电直连直接联结电源与电力用户，“点对点”实现供给电量清晰物理溯源。长期以来，我国电力系统运行依赖多级电网架构，传统电源电力输送需要经过公共电网中转后为用户供电。2025年5月，国家发改委、能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》[15]，提出绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式，按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型，并网型项目作为整体接入公共电网，与其形成清晰的物理界面与责任界面；离网型项目作为独立系统开展运营。

政策旨在帮助出口型企业应对绿色贸易壁垒，满足各类企业绿色用能需求。欧盟在碳边境调节机制（CBAM）中加严碳排放监管要求，将从2026年起正式征收，对于产品生产过程中的电力间接排放，采用所消耗的电量与相应的排放因子相乘计算，而我国大电网平均碳排放因子较高，或面临额外的出口成本。我们认为，对于碳足迹溯源有刚性需求的出口型高耗能企业，传统的绿电、绿证交易可能存在碳合规认证问题，绿电直连是国际上认可度较高的通过物理链接直接提供绿电的方式，有望降低出口型企业的绿色贸易壁垒。

我们认为政策突破点体现在：

► 打破电网主导接入模式；减轻大电网系统调节压力。根据政策要求，绿电直连项目原则上由负荷作为主责单位。项目电源可由负荷投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。绿电直连项目应按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。我们认为，政策既保留了多元市场主体参与的制度空间，有助于提升市场投资意愿，同时通过输配电价等价格机制保障了电网收益。

近年来，我国新能源装机规模快速提升，部分西北省份新能源发电量占省内全社会用电量比例已超过40%，我们认为，电网面临高比例接入风光带来的间歇性、波动性挑战，需要发展新能源就地消纳新模式，减轻大电网压力，绿电直连提供了降低网损、提高源荷匹配度的新解决方案。

► 挖掘就近就地消纳需求，有望获得更稳定的谈判电价；为后续推广远期PPA奠定基础。我国风光资源分布与负荷存在空间上的错配，风光资源禀赋强的三北地区当地的电力需求不足，无法消纳近年来快速增长的新能源电力。政策允许新建电源和尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的存量新能源项目开展绿电直连，要求并网型项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。我们期待新政帮助贡献出口型企业、电力集团内部用能单位等增量需求，打开绿电消纳空间。

同时，项目电源和负荷不是同一投资主体的，应签订多年期购电协议或合同能源管理协议。直连模式为发用双方提供了直接协商电量、电价的空间，有望提供长期稳定的收入预期，降低消纳和电价风险，考虑到机制电价可能为电力市场化过渡阶段的支持性政策，我们预计远期PPA可能作为发挥发用电侧主观能动性、稳定中长期价格预期的替代方式。

发挥分布式光伏资产特点与价值。政策指出，直连电源为分布式光伏的，按照《分布式光伏发电开发建设管理办法》[16]等政策执行，根据管理办法，大型工商业分布式光伏原则上全部自发自用，亦属于绿电直连范畴，且无需建设专线，贴合绿电直连应用场景。

#2 零碳园区、零碳工厂：激活工业园区减碳潜力

“双碳”背景下，政策鼓励探索建立零碳园区、零碳工厂。零碳园区、零碳工厂是指一个园区或一家工厂在一定周期内（通常为一年），通过清洁技术支持、碳回收等方式，对碳排放进行减少、抵消或清除，最终实现碳排放总量在核算周期内“归零”。2024年中央经济工作会议首次提出“建立一批零碳园区”[17]，2025年政府工作报告明确提出“建立一批零碳园区、零碳工厂”[18]。

工业园区减碳潜力较大，目前已有多个成功案例。我国工业部门的能源消费量为全社会能源消费量的65%，工业园区温室气体排放约占全国的31%[19]，减排潜力较大。2022年4月，鄂尔多斯零碳产业园一期建成，为全球首个零碳产业园，项目依托鄂尔多斯新能源资源优势，在园区150公里范围内建设风电场和微电网，实现80%绿电自发直供、20%绿电上网交易[20]。2024年鄂尔多斯零碳产业大会发布“鄂尔多斯零碳产业园升级版2.0”[21]，计划推动地方标准升级为国家标准，并与国际标准相衔接，实现可复制、可推广的零碳产业园。

#3 高耗能行业：绿电消纳“排头兵”，政策要求承担强制消费责任

节能降碳与绿电消纳支持政策频出，呈现压实重点用能单位责任主体的趋势。

► 数据中心：人工智能的迅速发展带动算力需求激增，政策对于数据中心的新建审批及能耗要求持续趋严，已有多家头部互联网企业响应，腾讯[22]、阿里[23]、字节跳动[24]、世纪互联[25]、万国数据[26]等龙头先后宣布于2030年使用100%可再生能源电力，通过与新能源发电企业签订长期购电协议、投资建设自有可再生能源电站、绿电绿证交易等举措，推动数据中心绿色转型。

► 电解铝：工业用电与碳排放占比高，电力成本占比高，减碳潜力较大。根据中电联，2024年有色金属冶炼和压延加工业（铝冶炼占比高）累计用电量为8,263亿度，占全社会用电量8.4%，位居四大高耗能行业之首。2024年7月，国家发改委印发《电解铝行业节能降碳专项行动计划》[27]，要求到2024年底，行业可再生能源利用比例达到25%以上，原则上不再新增自备燃煤机组，支持既有自备燃煤机组实施清洁能源替代。2025年3月，工业和信息化部等十部门印发《铝产业高质量发展实施方案（2025—2027年）》[28]，要求到2027年，电解铝行业能效标杆水平以上产能占比提升至30%以上，能效基准水平以下产能完成技术改造或淘汰退出，清洁能源使用比例30%以上。

► 其他高耗能行业、企业和居民：我们预计可能参考电解铝行业要求，陆续出台节能降碳行动方案，消纳绿电绿证为重要的达标手段。2025年3月，国家发改委等部门发布《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》[29]，要求高耗能企业承担强制消费责任：加快提升钢铁、有色、建材、石化、化工等行业和数据中心及其他重点用能单位和行业的绿电消费比例，到2030年原则上不低于全国可再生能源电力总量消纳责任权重平均水平；提倡企业和居民自愿消费绿电：鼓励政府部门、事业单位、国有企业、行业龙头、跨国企业及产业链提高绿电消费比例，倡导新能源车充绿电等。

图表12：高耗能行业绿电绿证消纳要求政策梳理

资料来源：国家发改委，国家能源局，工业和信息化部，中金公司研究部

外送消纳：改善源荷错配，多条线路为大基地外送通道

特高压建设帮助新能源资源富集区域电量外送。电网在空间维度上促进消纳，即在本地负荷不足时，通过输配电线路匹配异地负荷。特高压直流线路帮助集中式新能源远距离匹配负荷，由于直流一般单向运行，主要扩大送端地区的消纳能力，释放的消纳空间大小与电源配置相关。特高压交流输电线路可实现双向互济，对于线路两端消纳能力均有提升，但最终互济水平及释放的消纳空间还取决于线路两端发电和负荷特性的互补性。

近年来顶层设计推动电网投资加快，2025-26年或迎来投产与开工高峰。2024年5月，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》[30]，提出对500千伏及以上配套电网项目，每年组织国家电力发展规划内项目调整，并为国家布局的大型风电光伏基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟纳规“绿色通道”，加快推动一批新能源配套电网项目纳规。我们统计2025-2026年或将迎来特高压开工与投产的高峰期。

重点新能源省份加强特高压建设，有望打通优质新能源大基地消纳渠道。2025年1月，内蒙古发布2025年政府工作报告[31]，要求加快推进沙戈荒大基地和蒙西至京津冀、库布其至上海、腾格里至江西、乌兰布和至京津冀鲁外送通道建设，力争新增并网4000万千瓦、发电量超3,000亿度。2025年5月，甘肃新闻发布会[32]提到加快构建“大送端”电网，其中陇电入鲁工程已投产，陇电入浙预计2026年投运，下一步将推动陇电入川工程尽早核准，并谋划新增2~3条外送通道，力争2030年特高压外送能力达4,800万千瓦，年输送电量超1,400亿千瓦时。

图表13：特高压线路进展梳理（截至2025年6月）

资料来源：各省发改委，各项目环评报告，中金公司研究部

补贴压力仍在，现金流亟待盘活

存量补贴包袱压制新能源估值表现

新能源电企应收账款包括应收可再生能源补贴电费和应收标杆电费，其中应收可再生能源补贴由财政部可再生能源基金拨付，由于征收与发放缺口的存在，为应收账款的主要组成部分；剩余的应收标杆电费由电网公司支付，周转期在1~2个月，账龄较短。

存量补贴余额金额庞大，给企业造成多重压力。

1）现金流压力：经营性现金流无法覆盖资本开支，自由现金流为负，新能源上市公司分红比例低于其他电源；2）减值压力：可再生能源补贴账期较长，部分企业计提一次性减值，造成当期盈利压力；3）估值压力：海外投资者更关注企业现金流表现，应收账款对H股市值的压制大于A股压制，H股常年破净无法进行股权再融资。

新能源重资产投资属性突出，资本开支处于高峰期，期待国补政策推进盘活现金流。尽管当前处于低利率环境，债务融资成本较低，但国央企面临国资委杠杆考核，需要灵活借助多种融资手段推动企业投资发展，我们期待国补政策推进改善新能源企业现金流压力。

合规清单核查持续中；两网成立结算服务子公司

补贴核查与发放工作持续推进中。2020年，财政部发布《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》[33]，2022年，三部委联合发布《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》[34]，随后，国网[35]、南网[36]公布第一批可再生能源补贴核查确认的合规项目清单。2024年，财政部、国家能源局联合下发《关于加强可再生能源电价附加补助资金常态化管理有关工作的通知》[37]，目前第二批合规清单审核工作仍在推进中。

2022年，国家电网、南方电网分别成立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司[38]，按照国家政策规定，公司主要开展可再生能源补贴资金的统计和管理，以及缺口部分的专项融资和还本付息等工作。同时提到补贴资金缺口按照市场化原则通过专项融资解决，专项融资本息在可再生能源发展基金预算中列支，公司保持独立核算、独立运营，与输配电业务有效隔离，不影响电网公司正常生产经营和财务状况。

风险提示

政策进展不及预期。政策密集出台、环环相扣，若绿电行业政策支持力度变弱，各省机制电价细则、需求侧消纳绿电绿证政策、特高压支持政策进展不及预期，国补回款问题悬而未决，可能对行业投资节奏、消纳情况、现金流表现产生不利影响，进而影响行业和企业的盈利能力。

新能源消纳问题差于预期。近年来，新能源装机快速上行，但电源侧投资增速快于电网侧，局部地区风光限电率反弹，若区域供需格局恶化，如：装机增长过快、特高压建设进度不及预期等，导致消纳恶化程度高于预期，可能使得当地新能源发电项目限电情况差于预期，利用小时、电价可能均出现下滑，考虑到新能源发电的成本相对刚性，盈利降幅可能大于收入降幅，电企盈利能力可能受到冲击。

市场化交易机制变化。市场化进程持续推进，若出台新的市场化政策（涉及交易品种、交易机制、交易时段与价格等），使得交易机制发生明显变化，与项目可研时假设的盈利预测及相关参数产生较大差异，可能导致项目盈利能力不及预期。