【简】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250718

一、核心政策背景：136 号文推动新能源全面市场化1. 政策目标国家发改委、能源局于 2025 年 2 月发布《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》（136 号文），要求新能源电量全部进入电力市场，电价通过市场交易形成，同时建立场外差价结算机制，保障项目合理收益。2. 新老划断机制存量项目（2025 年 6 月 1 日前投产）：延续旧有保障性收购政策，机制电价按燃煤基准价执行，机制电量按最新保障收购小时数确定。增量项目（2025 年 6 月 1 日后投产）：机制电量规模与各省非水可再生能源消纳责任权重挂钩，机制电价通过竞价确定，最高不超当地煤电基准价上浮 10%。二、差价结算机制对行业的影响1. 存量项目：盈利预期稳定差价结算机制下，存量项目电价受市场化比例扩大的冲击减弱，剩余生命周期内盈利基本维持稳定。案例：蒙东、蒙西等区域存量项目保障收购小时数降至 800 小时（风电）/500小时（光伏），但差价结算可补偿市场低价时段损失。2. 增量项目：分化加剧，投资回归理性区域差异：东南沿海消纳空间大（如海上风电、绿电直连项目），三北地区消纳压力大，机制电量比例可能低于 50%。经济性压力：测算显示，若三北地区光伏项目机制电量比例 50%、电价按上限执行，资本金 IRR 仍低于 7%，可能亏损。行业影响：新能源投资降温，从粗放式扩张转向精细化布局，优质资源争夺加剧。3. 龙头运营商优势凸显资源获取能力：沿海省份海风、外送大基地等优质项目优先向龙头倾斜。交易与运维能力：龙头运营商通过优化交易策略（如绿电交易、虚拟电厂）和精细化运维，项目回报率有望超行业平均水平。三、行业投资主线：三大方向受益1. 资源禀赋突出的绿电运营商卡位优质资源（如沿海海风、沙漠大基地），兼具成本管控与交易能力。推荐：三峡能源、龙源电力。2. 火电转型与大水电火电转型：容量电价机制稳定收益，灵活性改造需求提升。推荐：华能国际、国电电力。大水电：清洁性与调节性优势凸显。推荐：长江电力、国投电力。3. 调节电源与信息化技术煤电灵活性改造、抽水蓄能等调节电源需求增长。电力交易、虚拟电厂等信息化技术需求提升。关注：国电南瑞、南网科技。四、风险提示1. 政策执行风险：差价结算机制电量规模及电价水平可能低于预期，各省细则差异大。2. 市场波动风险：市场化电价下行、用电需求增速不及预期等影响新能源收益。3. 系统运行费用分摊：差价结算费用纳入系统运行费，可能推高终端电价，引发监管压力。五、结论：行业进入分化期，龙头强者恒强报告认为，差价结算细则的落地标志着新能源行业从“政策托底”转向“市场主导”。存量项目盈利预期企稳，增量项目则向资源优质、技术领先、管理精细的龙头企业集中，行业集中度持续提升。投资者应关注政策落地节奏、区域消纳能力及龙头企业的项目布局与交易策略。