【聚看点】中信证券研究：电改差价结算细则陆续落地，行业龙头优势望凸显

文｜李想 荣浩翔 朱翀佚

136号文出台以来已有6个区域印发实施方案；存量项目基本衔接旧有保障性收购方案，有望推动其盈利预期稳定；增量项目机制电量&电价或将分化，我们预计增量项目建设将聚焦沿海区域海风项目&三北地区外送新能源大基地；龙头运营商存量项目预期逐渐稳定，获取优质项目能力更强，且交易能力、区位优势、成本管控能力或将推动其新能源项目回报超过行业平均水平。

▍136号文细则陆续落地，新能源迈向全面市场化。

(资料图片仅供参考)

过去新能源装机扩张速度超过特高压&调节电源建设速度，叠加风光资源富集区与电力负荷中心错配导致“三北”地区新能源消纳问题显著上升。在此背景下，2025年初国家发改委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（以下简称“136号文”），推动新能源全面进入市场化，并建立场外价差结算机制以稳定新能源项目盈利预期。截至2025年7月中旬，已有山东、广东、蒙东、蒙西、新疆、甘肃6个区域印发了“136号文”实施方案（含征求意见稿）。

▍存量项目：衔接保障收购机制，盈利预期有望稳定。

“136号文”出台之前，由于新能源电量增速显著超过优先电量增速，新能源保障性收购力度持续下降，根据各省2025年电力交易方案，蒙东、蒙西、新疆等区域风电/光伏存量项目保障收购利用小时数已普遍降至800/500小时以内。从各地“136号文”实施细则（含征求意见稿）来看，存量项目机制电价基本按照燃煤基准价、平价项目目标上网电价、竞配电价等原有标准执行；机制电量在各区域最新保障收购利用小时数的基础上进行调整。我们预计在差价结算机制保障下，存量项目的电价及盈利受市场化比例扩大的冲击将减弱，为其剩余生命周期中稳定盈利提供较好保障。

▍增量项目：规模&价格或将分化，推动投资回归理性。

各区域增量项目执行细则存在明显差异。机制电量与非水可再生消纳责任权重提升&用电需求挂钩，我们测算2025~2030年全国可纳入差价结算机制的增量风电/光伏装机规模分别为80GW/160GW，显著低于近年来国内每年新增装机规模，新能源行业投资或将降温。分区域来看，东南沿海省份新能源消纳增量较大，海上风电、新能源大基地、绿电直连等优质项目可能仍有消纳空间。我们模拟的一个三北地区的光伏项目测算结果显示，在增量项目机制电量比例50%、机制电价按照上限执行的情景假设下资本金IRR低于7%，而机制电价若更低则项目极有可能出现亏损，因此我们预计运营商投资或将更加理性，推动行业从粗放式走向精细化发展。

▍存量企稳&增量择优，龙头运营商竞争优势凸显。

存量项目的机制电量与机制电价基本衔接了最新的保障政策，龙头运营商存量项目ROE下行压力有望得到缓解，预计后续将基本维持在当前水平。增量项目建设可能聚焦沿海区域海风项目&三北地区外送新能源大基地&绿电直连等项目，更利好具备此类资源获取能力的龙头运营商。此外，新能源全面入市后，龙头运营商在项目资源、成本管控、交易策略等方面的优势有望推动其收入、利润等方面超过行业平均水平。

▍风险因素：

用电需求增速不及预期；市场化电价大幅下行；新建风光项目造价波动；差价结算机制电量规模及电价水平低于预期；电力市场建设进度慢于预期。

▍投资策略：

目前已有6个区域出台“136号文”实施方案的正式文件或征求意见稿，从各区域政策细则来看，存量项目基本延续旧有保障性收购方案，有望改善运营商现有项目盈利随市场化比例逐步扩大而持续下行的预期，推动其盈利基本维持稳定；增量项目机制电量与各区域非水可再生能源消纳责任权重、用电需求增量等因素挂钩，预计东部与南部沿海区域增量消纳空间更大，为海上风电、外送大基地、绿电直连等沿海省份消纳的项目提供较好的机制电量与电价保障；龙头运营商存量项目预期逐渐稳定，增量优质资源获取能力强，且有望凭借交易能力、资源禀赋、运维能力等优势，在行业发展新阶段取得规模与效益上的优势。投资主线围绕：1）资源禀赋、管理体系、交易能力优势突出且优质资源获取能力强的龙头绿电运营商及火电转型企业；2）受益电力市场建设更加成熟，能够发挥自身清洁性&调节性优势的大水电；3）绿电参与现货交易比例提升后料市场更加活跃，煤电灵活性改造、抽水蓄能等调节电源以及功率预测、电力交易、虚拟电厂等信息化技术需求有望增长。

本文节选自中信证券研究部已于2025年7月18日发布的《公用环保行业电改系列专题研究—差价结算细则陆续落地，行业龙头优势望凸显》报告，具体分析内容（包括相关风险提示等）请详见报告。

责任编辑：钟离

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