核心观点 - 国家发改委、国家能源局联合印发"136号文"，推动新能源上网电量全面市场化，电价机制向市场化转型 [1] - 政策实施导致电价不确定性增加，项目收益率下降风险上升，新能源开发企业观望情绪浓厚 [1][2] - 行业可能面临硬着陆风险，装机规模或出现断崖式下降 [1][3] - 新能源电站开发将步入全过程精细化管理时代，开发运营策略成为企业核心竞争力 [1][9] - 企业需完善前期选址与设计，拓展绿证、绿电等多元交易渠道，增加收入来源 [1][9] 电价市场化改革影响 - 新能源电价改革历程：2006年固定电价+补贴→2021年平价上网→2025年全面市场化 [2] - "136号文"规定增量项目既不保量也不保价，电价由市场交易确定 [2] - 南网能源存量项目短期内电价仍与各省现行电价衔接，450多个项目平均消纳率超75% [2] - 新开发项目面临上网电价下降，收益率降低，成本管控要求更高 [2] - 新疆地区光伏午间电价或降至0.1元/度以下，资本金收益率从8%降至3% [3] - 云南能投和吉电股份仍要求新能源项目IRR不低于8% [3] 行业挑战与应对 - 原有投资决策模型失效，投资收益不确定性增加，企业投资积极性下降 [4] - 粤电力A"十五五"发展规划仍在制定中，风电、光伏装机目标待明确 [4] - 龙源电力调整新能源布局，优化投资决策模型，加强全周期成本控制 [5] - 各省区细则尚未出台，企业观望情绪浓厚 [6] - 存量项目通过差价结算实现平稳过渡，收益预期相对稳定 [6] - 增量项目需参与多层次市场，对交易策略和风险对冲能力要求更高 [6] 机制电价与可持续发展 - 机制电价为差价结算机制，通过"多退少补"方式降低风险 [7] - 实现碳中和需风电、光伏装机达50亿千瓦，是目前5倍 [7] - 新能源参与市场后度电收益改变，收益总额大概率下降 [7] - 非技术成本可能减少，挤出不合理前期费用 [7][8] - 新能源发电增量项目已可实现低价上网，但前期费用过高掩盖优势 [8] 企业运营策略调整 - 南网能源将重点布局用电负荷较高区域的新能源项目 [9] - 通过精细化评估资源、优化选址、使用先进技术设备提升发电量 [9] - 龙源电力2024年完成绿电交易67.01亿千瓦时(增289%)，绿证交易1023.54万张(增141%) [9] - 绿电、绿证和碳交易收益难以衡量，碳价低且走势难预测 [10] - 需发展构网型新能源电站，匹配负荷曲线，扩大绿电消纳渠道 [10] 虚拟电厂发展机遇 - "136号文"促进新型储能和虚拟电厂等灵活性资源配置需求 [11] - 虚拟电厂通过聚合资源实现效益最大化，符合分布式能源运营诉求 [11] - 取消新能源强制配储要求，虚拟电厂提供替代性调节方案 [11] - 虚拟电厂参与现货市场促进资源优化配置，打开千亿级市场规模 [11]