2025年中绿电研究报告：绿电运营新势力，大基地+集团协同开启高增长

业务重塑，跨向新能源

中国绿发集团旗下唯一新能源开发运营主体。中绿电前身可追溯至 1993年上市的津国商 A， 主营零售百货业务，后经多次股权变动与主营业务调整，公司成为中国绿发集团旗下风电 和光伏业务开发实体。截至 2024 年 9 月末，中国绿发集团通过鲁能集团间接持有中绿电 68.61%股权，诚通控股、三峡资本、国新控股分别持有公司 2.74%、2.47%、1.61%股权， 其中诚通控股和国新控股为中国绿发集团大股东，公司实控人为国务院国资委。

控股集团全部绿色能源资产，新能源装机增速行业领先。中绿电新能源业务布局覆盖陆上/ 海上风电、光伏发电、光热发电以及储能业务。根据我们对公司官网及公众号发布项目投 产情况的统计，截至 2024 年底，公司控股在运风电、光伏、光热以及储能装机规模合计超 18.45GW，其中陆上风电 3.44GW、海上风电 0.4GW、光伏发电 14.51GW。集团发电资 产注入和新能源建设装机规模增长驱动公司业绩增长，2017-2023 年营业收入由 7.3 亿元增 长至 36.9 亿元（CAGR=31%），2017-2023 年归母净利润由 4.6 亿元增长至 9.2 亿元 （CAGR=12%）。

几经易主，成为中国绿发旗下新能源上市平台

从零售百货到房地产开发，确立鲁能集团股东地位。公司前身为津国商 A，主营零售百货 业务，于 1993 年上市，后于 1999 年经历股权变动，更名为南开戈德。2004 年公司连续两 年亏损，面临退市风险，鲁能集团旗下南开生化通过法拍成为公司控股股东。作为实控人 的鲁能集团先后注入重庆鲁能等房地产资产，公司正式涉足房地产开发业务，同年公司扭 亏为盈，2006 年公司更名为广宇发展。

经营房地产开发十余年，确定公司集团核心地位。2004 年收购鲁能重庆 65.5%的股权后， 广宇发展正式涉足房地产开发业务，2004-2018 年，广宇发展营业收入由 3.9 亿元增加至 270.6 亿元，2004-2019 年公司归母净利润由 0.4 亿元增至 31.4 亿元，达到最高点。此后 三年公司营业收入和利润均逐年同比收缩，2021 年底公司营业收入仅为 162.4 亿元，同年 归母净利润亏损 13.7 亿元。

业务调整迫在眉睫，上市平台亟待发挥作用。中国绿发集团业务涵盖绿色能源、幸福产业 低碳城市、战略性新兴产业投资四大产业，旗下有 82 家全资、控股子公司，但彼时其控制 的上市平台只有广宇发展。鉴于房地产行业的发展逻辑转变，要充分发挥上市平台的价值， 重组成为首选。绿发集团推动产业链延伸拓展、价值链向高端迈进，打造资产优良、业绩 优秀的综合型绿色能源产业群，将绿色能源业务注入上市平台，助力“碳达峰、碳中和” 目标实现。

剥离传统房地产业务，全面转向绿电开发。2021 年中绿电实施重大资产置换，将旗下 23 家子公司股权全部置出，剥离传统房地产业务，置入鲁能新能源 100%股权，主营业务由房 地产开发与销售变更为风能和太阳能的开发、投资和运营，估值差额部分以现金方式补足。 可再生能源行业符合国家战略发展目标，有利于提升公司可持续发展能力。业务调整后， 公司制定了积极的装机规划，2024 年底在运装机规模超 2,000 万千瓦，年内新增指标获取 超 2,000 万千瓦，到“十四五”末建设运营装机规模超 3,000 万千瓦。”

聚焦绿电，新能源开发规模化放量

陆上风电贡献存量，光伏电站贡献增量。公司分别于 2020 年 12 月 30 日及 2021 年 1 月 28 日与都城伟业及鲁能集团签署《都城伟业集团有限公司与鲁能新能源（集团）有限公司 之股权转让协议》与《鲁能集团有限公司与鲁能新能源（集团）有限公司之股权转让协议》。 此前公司受托管理鲁能集团及都城伟业旗下电站资产，资产转让后公司已无托管电站情况。 重组之初，公司主要控股电站为陆上风电和海上风电，装机容量分别为 278.65 万千瓦、40 万千瓦；自 2022 年初完成资产重组后公司大力开发陆上风电和光伏发电业务，2024 年公 司新增控股装机容量近 13GW，均为光伏电站，增量领先同行。

并网转商高效率，装机规模化放量。对绿电企业的新疆大基地项目，并网后的调试转商是 必需环节，实现全容量并网、缩短转商期限是项目早收益的关键。2024 年公司新增光伏装 机 1,283 万千瓦，其中 1，200 万千瓦来自公司 2023 年 7 月 6 日核准的新疆大基地项目。 2023 年 9 月项目集中开工，2024 年 5 月底，公司陆续完成尼勒克 200 万千瓦、米东 350 万千瓦、达坂城 50 万千瓦，累计 600 万千瓦项目的顺利并网，建设工期历时仅 8 个月，并 于 930 前大批量完成转商；11 月底奎屯 92 万千瓦光伏、阜康首期 42 万千瓦光伏成功并网； 12 月尼勒克二期 100 万千瓦、若羌 400 万千瓦陆续成功并网，至此中绿电新疆首批 1，300 万千瓦大基地项目除尼勒克 100 万千瓦风电项目外已全面完成并网，在运装机规模 1,845 万千瓦。中绿电依托与控股股东的协同优势，部分大基地项目转商仅用时 56 天，鲁能阜康 光伏一电站 2024 年 12 月初并网、12 月底转商，实现 30 天成功转商新突破。

在手项目充足，开拓风电大基地项目。2024 年 6 月 18 日，公司第二批新疆大基地项目获 核准，总计装机容量 1,030 万千瓦，根据公开招标数据，部分项目已于 12 月完成 EPC 总 承包工作，其中光伏 830 万千瓦、风电 200 万千瓦；2024 年 11 月，公司三塘湖 300 万千 瓦风电项目、十三间房 300 万千瓦风电项目再获核准，总装机容量 600 万千瓦。截至 2024 年底，公司共获取新疆大基地项目建设指标 3,030 万千瓦，新获项目集中于陆上风电，体 现公司维持装机高增长决心。

风光储协同构筑增长空间

光伏贡献装机量增长，布局风电增厚盈利

公司光伏发电量增长迅猛，风电发电量仍占主导。2021 年，控股股东鲁能集团和都城伟业 将托管电站注入鲁能新能源，公司发电量实现快速增长。2018-2024 年，公司电量增长较 为稳定，公司发电量由 17.94 亿度增至 108.73 亿度；2024 年风电发电量 70.49 亿度，受 来风情况影响，同比下降 9%，光伏发电量 36.98 亿度，受装机量快速增长影响，同比增长 200.9%，总发电量同比增长 20.1%。公司限电量受总发电量增长而上升，但限电比由 2017 年的 23.69%降至 2020 年的 10.42%，后因为“三北地区”新能源装机规模增长过快，电 力供需不匹配叠加送出通道容量有限，限电率小幅上涨至 2022 年的 12.01%。

布局三北地区，项目呈集中化趋势。随着“十四五”规划的推进，中绿电聚焦“三北地区”， 抢占新疆有利发展机遇，锚定优质光伏项目，实现了规模的快速扩张，夯实了新能源发展 的基本盘。截至 2024 年底，公司在运光伏装机中“三北地区”占比超 98%，在运风电装 机中“三北地区”占比超 85%。其余地区中，江苏 40 万千瓦为海上风电项目，利用小时数 与上网电价均有保障。

光伏消纳压力较大，风电消纳呈波动趋势。受能源资源禀赋影响，我国能源生产消费呈现 出明显的逆向分布特征，中东部能源消费量占全国比重超 70%，生产量占比不足 30%，西 部地区能源资源富集，而经济发展相对落后。随着近年西部地区新能源装机快速上量，电 力供需错配的问题愈发严峻，装机高增长与高消纳难以平衡。2024 公司光伏项目主要集中 区域新疆和青海消纳率都明显下滑，风电项目所处区域消纳率呈波动趋势，主要与区域来 风情况和电网调节能力有关，江苏海风项目消纳率稳定近 100%。2025 年 1 月 6 日，国家 发改委、国家能源局印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025-2027 年）》通 知，着力提升电力系统调节能力和调用水平，支撑 2025-2027 年年均新增 2 亿千瓦以上新 能源的合理消纳利用，将消纳红线降至 90%，有望提高公司装机预期并保障公司上网电量。

位于我国新能源资源禀赋“一类地区”，公司电站利用小时数优势明显。2023 年公司实现 光伏利用小时数 1,393 小时，较行业平均高出 107 小时；风电利用小时数 2,322 小时，较 行业平均高出 97 小时。随着 2024 年新疆大基地光伏项目投产，我们预测公司光伏利用小 时数领先行业幅度有望进一步扩大，风电利用小时数同比下降约 9%，主要受公司风电项目 所在区域风速下降影响。

上市以来公司发电业务毛利率持续上升，不同地区毛利率变动分化。发展初期，中绿电存 量项目以风电为主，尽管装机规模不大但补贴项目占比较高。截至 2024 年半年度，公司在 运项目中享有补贴的项目规模约 350 万千瓦，其中陆上风电 228.7 万千瓦、海上风电 40 万 千瓦、光伏 68.95 万千瓦，整体收益率较为可观。上市以来，公司享受上游组件价格下行 的周期红利，公司发电毛利率实现稳定增长，由 2017 年的 36%增至 53%。分地区看，西 北、华东发电项目毛利率最高且稳定增长，华北地区发电项目毛利率下滑明显，东北地区 发电项目毛利率波动，主要受吉林风电项目来风情况影响。

建造成本下降是装机量快速增长的核心驱动力。2023 上半年公司光伏项目单位千瓦造价为 3,500-4,000 元左右，陆上风电为 5,500-6,000 元左右，海上风电为 15,000 元左右；而公 司新疆 13GW 大基地光伏项目单位千瓦造价为 3,000-3,500 元左右，风电项目单位千瓦造 价为 4,000-5,000 元左右。一方面是规模优势，另一方面是风电、光伏组件价格的持续下降。 近一年全市场风电整机商风电机组投标均价由 1,569 元/千瓦降至 1,475 元/千瓦，价格整体 企稳；而光伏主料降幅更为明显，2023-2024 硅料和硅片价格降幅超 80%，组件、电池片 价格也有明显降幅，平价上网背景下光伏电站单千瓦建造成本下降明显，经济性大幅提升， 成为装机增长的核心驱动力。

增量不增收，公司上网电价承压。作为公司重组时唯一置入的子公司，2017-2021 年鲁能 新能源发电营收实现稳定增长，但上市后的 2021-2023 年，公司出现了市场所担忧的“增 量不增收”问题，即新能源发电企业装机容量和发电量实现双增，而营业收入与盈利能力 却未见增长。导致此问题的主要原因是新能源平价上网时代，新能源企业的平均上网电价 均有所下滑，新增装机较低的上网电价冲抵了装机带来的发电量增长。2023 年上半年，公 司综合平均售电价格 488.11 元/MWh（含补贴），平均市场化交易电价为 266.36 元/MWh， 公司市场化交易电量比例由 2023 年约 50%增至 2024 年上半年约 60%，未来也将继续呈 逐渐扩大趋势。公司平均上网电价由 2021年的493元/MWh降至2024上半年的440元/kWh， 预期更多新疆大基地项目并网发电后，公司上网电价会进一步下降。

交易能力是保证新疆项目上网电价的关键。公司当前新疆项目上网电价政策主要遵照自治 区发改委《完善我区新能源价格机制的方案》和《关于进一步完善分时电价有关事宜的通 知》，新疆 2021 年起投产的新能源平价项目发电量全部纳入电力市场，目标上网电价 0.262 元/千瓦时。新建项目疆内实际交易电价低于市场均价(按年度直接交易均价)，按照市场均 价与 0.262 元/千瓦时的价差给予电价支持;疆内实际交易电价高于市场均价，按照实际交易 电价与 0.262 元/千瓦时的价差给予电价支持;价差部分由大工业用电顺价均摊。当市场均价 达到或超过 0.262 元/千瓦时，不再给予电价支持。即若公司发电项目交易均价低于市场年 度均价，补贴额为（0.262-市场年度均价）元/kWh，实际电价收入为 0.262-（市场年度均 价-公司交易均价）元/kWh；若公司发电项目交易均价高于市场年度均价，补贴额为（0.262- 公司交易均价）元/kWh，实际电价收入为 0.262 元/kWh。

2025 新疆年度双边交易风光价差大，公司布局风电有望增厚利润。2025 年 1 月新疆电力 交易中心公布了 2025 年度电力中长期交易结果，成交规模达 1175 亿千瓦时，根据集中竞 价各时段出清电价，测算各电源综合出清电价，火电247.72元/MWh、水电254.94元/MWh、 风电 264.88 元/MWh、光伏最低为 169.16 元/MWh。电量申报方面，2025 年光伏申报 101.51 亿kWh，较 2024年 55.97亿 kWh增长 81.37%；风电申报 170.26亿 kWh，同比增长45.67%。 在价格方面，2025 年光伏申报均价 0.16477 元/kWh，较 2024 年申报均价 0.16569 元/kWh 降低 0.56%；风电申报均价 0.25705 元/kWh，同比增长 10.68%。公司 2024 新增风电核准 项目 902.9 万千瓦，在手项目充足，2025 有望并网享电价收益。

集团发力新能源，控股股东支持力度大

业务协同助力公司资源获取。根据国务院国资委对股东方中国绿发集团主责主业的最新定 位，公司所代表的绿色能源已成为中国绿发的第一产业。在获取新能源指标时，公司的新 能源产业能够与股东方的低碳城市、幸福产业、战略性新兴产业等形成较好的协同联动效 应，对于地方政府的配建要求，公司更具有竞争优势，助推公司参与资源获取。公司背靠 中国绿发，首批开工建设 9 个酒店和 5 个新能源大基地项目，拥有独特的“旅游+新能源基 地”开发模式，该优势在 2023 年 7 月新疆 1,300 万千瓦大基地的成功获取中得到有效验证。 文昌淇水湾旅游度假综合体应用被动式建筑节能技术、使用高效率空调设备及新风设备、 利用建筑光伏一体化设计研发，成为海南省首个零能耗零碳示范建筑。青海海西多能互补 示范项目深入探索示范工程工业旅游新业态，建设丝路明珠能源科普教育基地，打造热门 工业旅游打卡地。

高在建工程和资本开支维持公司装机高增长。重组以来，公司在建工程和资本开支规模快 速扩张，2024 年三季度末公司在建工程规模达 419 亿元，同期公司固定资产规模仅 192 亿 元；资本开支达 125 亿元，2023 年以来合计资本开支近 400 亿元。根据 2023 年 5 月 25 日公司投资者关系活动记录表：风电项目的建设周期为 8-12 个月，光伏项目一般为 4-8 个 月，公司 2025 并网装机预计维持高增速，现金流存在压力。

公司现金流承压。在维持高资本开支和庞大在建工程的情况下，公司需要大量筹资以支撑 现金流，根据公司《关于 2024 年累计新增借款的公告》，截至 2024 年底借款余额合计 579.66 亿元，较 2023 年底的 434.49 亿元新增 145.07 亿元负债。其中银行借款共 521.61 亿元， 债券融资共 26.15 亿元，融资租赁共 31.8 亿元。2022-2024Q3 公司资产负债率由 54.19% 升至72.26%，居全市场第一，同期三峡能源、龙源电力资产负债率分别为70.27%、64.93%。

集团股东背景为公司注入优质现金流。公司于 2024年 5 月 21日完成向特定对象发行股票， 股票总发行数量为 2.04 亿股，发行价格为 8.82 元/股，募集资金总金额为 18.00 亿元，中 国绿发集团大股东诚通控股和国新控股分别认购约 5 亿元和 2.93 亿元，本次定向增发募集 资金主要用于青海乌图美仁 70 万千瓦光伏发电项目、青海茫崖 50 万千瓦风力发电项目和 补充流动资金。2024 年 4 月，公司通过了《关于拟挂牌转让部分资产的议案》，旨在盘活 存量资产，提高资产使用效率，满足公司快速高质量发展的资金需求，2024 年 9 月 24 日， 北京产权交易所出具《交易签约通知书》，通知公司本次挂牌转让的意向受让方为北京中绿 园房地产开发有限公司，成交价格为 12.69 亿元，北京中绿园为公司控股股东鲁能集团全 资子公司，体现出集团对中绿电现金需求的支持力度。

集团以行动缓解公司现金流压力。公司获取的新疆大基地项目主要由公司与股东方合资开 发（公司控股 51%，股东方参股 49%），股东方的参股能一定程度上缓解公司的资金压力。 此外，股权重组时鲁能集团对鲁能新能源旗下 GN001 债和融资租赁进行担保，截至 2024 年中，剩余借款余额分别为 6.15 亿元、2.1 亿元；鲁能集团、都城伟业与公司签订了《盈 利预测补偿协议》，对拟置入的鲁能新能源业绩做出 2022 年度、2023 年度和 2024 年度 净利润（以经审计的扣除非经常性损益后归属于母公司股东的净利润数为准）分别不低于 7.68 亿元、8.08 亿元和 8.67 亿元的承诺，若业绩承诺未达成，鲁能集团和都城伟业将按 其原来所持鲁能新能源的股权比例，以现金方式补偿公司。

绿色债券叠加补贴回款有望持续改善公司现金流。2023 年 12 月，中绿电成功发行首期 20 亿元碳中和公司债券，募集资金投向可再生能源类项目，包括 1 个风电光伏项目、1 个光伏 发电项目和 7 个风力发电项目。公司 2024 年全年累计收回电价补贴约 7.9 亿元，截至 2024 年中应收补贴存量仍有 62亿元；值得注意的是，公司应收电价补贴坏账准备比例逐年上升。 公司“十四五”装机规划为 30GW，截至 2024 年底在运 1,844.5 万千瓦，预计自有资金需 求为 92.44 亿（4,000 元/KW、80%银行贷款）。截至 2024 年三季度末，公司账面资金 57.36 亿元，公司债尚未发行额度 30 亿元，加上电费的持续流入及补贴款的陆续回收，预计公司 资金能够满足当前项目资金开发需求。

战略性新兴产业研发初见成果，技术落地突破并网瓶颈。根据中国绿发官微，经过一年来 的培育和示范应用，中国绿发陆续打造以 2 项主力电源型新能源场站整体解决方案、3 套主 力电源型新能源场站控制系统、5 项自同步电压源变流器（逆变器）产品等为核心的初步产 品体系，编制发布 2 项团体标准，立项 6 项技术规范，为推进自同步友好并网技术产业化 应用提供强劲动力。2024 年，世界首个主力电源型风电场——甘肃干河口南北风电场完成 测试投入运营。该项目依托中国绿发自主研发的“自同步电压源友好并网技术”，成功突破 了风电并网的技术瓶颈，让新能源机组具备构建电压和频率的能力，在电力系统发生故障 时安全支撑能力达到传统火电机组水平，提升新型电力系统的稳定运行能力。

中国绿发持续投入绿色能源创新研发，上市公司有望长期获益。中国绿发持续加大新兴产 业的研发力度，在氢能、储能、地热、综合能源服务等方面进行深入探索研究。近日，国 家能源局发布 2025 年第 1 号公告，正式公布第四批国家能源领域首台（套）重大技术装备 名单，中国绿发申报的“基于深低温梯级蓄冷技术的 60MW 液态空气储能系统及关键装备”， 联合华电集团、国家电网等单位申报的“沙戈荒基地大型光伏中压直流发电系统”入列， 分别应用于上市公司的青海海西州格尔木鲁能 250 兆瓦光伏工程和青海格尔木 60MW/600MWh 液态空气储能示范项目，未来公司或从控股股东的绿色能源创新研发中持 续受益。

十四五收官迎变革，估值重塑正当时

电网投资持续发力，特高压建设改善消纳

绿电装机快速上量，电量外送遭遇瓶颈。新疆煤炭、风光等能源资源优势显著，是我国重 要的综合能源基地，早期新疆发电装机以火电为主。随着近年新能源快速发展，根据新华 社报道，截至 2024 年底，新疆新能源累计装机规模突破 100GW，绿电占比超 50%，其中 风电约 44GW，光伏约 57GW，全年新增新能源装机规模 40GW。新疆外送电量由 2014 年的 175 亿千瓦时增至2023 年的 1262 亿千瓦时，外送电量占比由 8%增至 25%。2014 年哈密-郑州线与 2019 年昌吉-古泉线特高压外送通道投产，新疆外送电量有过两轮快速增 长。“十四五”期间，新疆总装机规模增长明显快于电量需求增长，绿电消纳问题不容忽视， 当前电量外送的瓶颈为特高压外送通道的建设进度。

电网投资增长强劲。解决消纳问题的关键是电网投资建设，根据中国新闻网，国家电网公 司 2024 全年电网投资将首次超过 6,000 亿元，比去年新增 711 亿元，主要用于特高压交直 流工程建设、加强县域电网与大电网联系、电网数字化智能化升级，更好保障电力供应、 促进西部地区大型风电光伏基地送出等；南方电网 2024 年固定资产投资安排达 1,730 亿元， 同比增长 23.5%，覆盖电网建设、抽水蓄能、新型储能等领域共 194 项能源重点工程。

特高压项目储备充足，看好后续建设进度。“十四五”期间，国网规划建设特高压线路“24 交 14 直”。2010 年，新疆建成哈密-敦煌 750 千伏输变电工程，实现了新疆与全国电网的 互联互通，拉开了“疆电外送”的序幕。截至 2024 年中，“疆电外送”能力达到 2,500 万 千瓦，外送省份从最初的 7 个省区市扩展到 20 个省区市，第三通道哈密-重庆特高压直流 输电工程预计将于 2025 年 6 月投产，接入新能源 1020 万千瓦，支撑性煤电 400 万千瓦， 届时疆电外送能力将提升至 3,300 万千瓦，清洁能源外送电量占总外送电量的比例将从现 在的近三成提升到五成；“疆电外送”第四通道疆电（南疆）送电川渝工程从纳入国家规划 到获批，前后用时仅 266 天，预计将于 2025 年开工，“十五五”期间贡献新能源消纳能力。

响应电网建设配套电源，特高压沿线大基地项目率先受益。根据新疆日报 2025 年 1 月 3 日报道，截至 2024 年底新疆已建成哈密、准东、南疆环塔里木 3 个千万千瓦级新能源基地 和 10 余个百万千瓦级新能源基地，正在加快建设哈密北、若羌等千万千瓦级新能源基地。 公司 2024 年并网的奎屯、达坂城、尼勒克、米东项目和新核准的托克逊县等项目均为北疆 大基地项目，位于新疆现有三条特高压外送通道起点哈密昌吉附近，消纳存在明显优势。 而 2024 年底并网的若羌项目地处南疆地区，南疆新能源储量大、品质优、开发条件好，风 光水等清洁能源占比超 66%，加快外送通道建设是供需矛盾发展的必然结果，也是响应国 家“沙戈荒”大基地发展的战略部署。短期看，2024 年 12 月新疆巴州—铁干里克—若羌 750 千伏输变电工程投运，大幅提升了南疆新能源汇集送出能力，有力支撑后续交直流外送 通道建设、推进新疆青海大电网互联。 长期看南疆电力外送容量将由内供环网和外送通道建设共同驱动。1）若羌~羚羊（花土沟 东）750 千伏输变电工程于 2025 年 1 月获发改委核准，工程起于若羌县，止于青海省茫崖 市，计划 2025 年 6 月开工，2027 年投产，建成后，新疆与西北主网 750 千伏联络线由 4 回增至 6 回，新疆交流外送输电能力将由 300 万千瓦提升至约 480 万千瓦；2）预计 2025 年开工的南疆送电川渝工程起于巴州若羌县，公司大基地项目消纳存在保障。

新能源上网机制持续完善，高质量发展重塑估值

国家部委发文《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》，标 志新能源全面参与市场化交易时代到来。过去几年我国新能源发展迅速，作为“十四五” 收官年份，2025 年以来，关于新能源行业发展，国家部委先后于 2 月 9 日和 2 月 27 日发 布《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》（发改价格〔2025〕 136 号）（下称“通知”）和《2025 年能源工作指导意见》（下称“意见”）。《通知》的目标 是：1）新能源全面参与电力市场交易，以市场化方式形成上网电价；2）促进新能源高质 量发展，优化资源配置，提升消纳水平。文件对于新能源发展的表述趋于稳健，重点在于 调整市场结构，以实现行业的可持续发展。 引入机制电价与电量，改革增强新能源电力交易市场属性。“差价结算”机制是 136 号文的 核心，它针对存量和增量新能源项目设置了不同的电价形成方式，以实现平稳过渡。1）存 量项目（2025 年 6 月 1 日前投产）：参与市场交易，形成市场交易电价；当市场交易电价 低于特定“机制电价”时，获得差价补偿；当市场交易电价高于“机制电价”时，超出部 分用于分摊用户侧新能源消纳成本；“机制电价”参照现行政策确定，保障项目合理收益。 2）增量项目（2025 年 6 月 1 日及以后投产）：“机制电价”通过市场化竞价方式确定；同 样适用“差价结算”机制，但“机制电价”更具灵活性。与旧政策对比，核心变化是用机 制电价替代了燃煤基准价，用纳入机制的电量替代了保障性收购电量，使非市场化部分变 得更具市场属性。

“差价核算”或加剧市场竞争，公司受益股东背景或享电力交易优势。根据《通知》，机制 电价竞价时按报价从低到高确定入选项目，原则上按入选项目最高报价确定。一方面由于 机制电价通过竞价形成，市场化竞争将更加激烈，拥有成本优势、技术优势、资源优势的 企业将脱颖而出；另一方面根据《通知》，新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不 纳入新能源利用率统计与考核，新能源过去兜底消纳或不复存在。我们认为交易规则和逻 辑将趋于复杂化，市场竞争可能加剧，申报电量和申报电价都将对项目盈利能力产生巨大 影响，将倒逼新能源企业加大技术创新力度，提升发电效率、降低建设成本、增强系统友 好性。中绿电作为国家电网间接持股的发电平台，在政策落实期间有望率先了解交易细则， 掌握交易机制，于更复杂的电力交易中受益。 根据我们测算，新政策下项目最终结算电价受交易能力影响极大。假设机制电量共 100 亿 度，6 个项目参与竞价，按电价从低到高排序，累计到第 5 个项目时，电量达到 100 亿度， 则第 5 个项目的申报电价：0.25 元/KWh 就是这批项目的机制电价，入围项目都能享受 0.25 元/KWh 的机制电价。假设市场交易均价为 0.165 元/KWh，则 1-5 项目均可享受 0.085 （0.25-0.165）元/KWh 的差价补贴，而第 6 个项目只能接受自身实际市场交易价格，在此 情况下有无补贴对结算电价的影响极大。

三北地区电价已达冰点，新政有望稳定电价预期，增强新能源发电公用事业属性。《通知》 的“差价核算”机制与新疆当前执行的《完善我区新能源价格机制的方案》有相似之处， 过去由于新疆地区经济发展情况与装机过快等原因，政策难以全部兑现，但新政是国家部 委发布的纲领性文件，我们认为新政有望稳定新疆的电价预期，保障存量项目收益，增强 行业与公司的公用事业属性；当前公司装机集中的新疆地区光伏市场化电价已到绝对低点， 公司新增光伏项目电价下滑压力不大。另外《通知》明确执行期限，按照同类项目回收初 始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，即新能源项目一旦获得机 制电价，在项目的成本回收期内，如果电力市场的平均交易价格低于机制电价，政府会按 差值给予补贴，这部分补贴费用将作为系统运行费在全网分摊，新能源项目可测算更实际 的收益率，收益预期更加稳定。

编辑：火腿肠