政策背景与核心内容 - 党的二十届三中全会提出完善市场供求决定要素价格机制，推进能源等领域价格改革[1] - 国家发改委、能源局印发136号文，推动新能源上网电价全面市场化，要求2025年各省配套政策加速新能源入市[1] - 截至2025年6月，全国太阳能/风电装机达10.8亿千瓦（+56.9%）和5.7亿千瓦（+23.1%），市场化交易对价格影响将显现[12] 机制电价设计 - **存量项目**：与燃煤基准价衔接，典型省份固定差价结算价0.25-0.45元/千瓦时，新疆补贴项目最低（0.25元），湖南分布式光伏最高（0.45元）[3] - **增量项目**：通过竞价形成，部分省份设限价（如广西上限0.4207元/千瓦时）[3][6] - 新疆对平价/补贴项目差异化定价，补贴项目机制电量占比30%，平价项目50%[3][13] 机制电量规则 - **存量项目**：与非市场化电量比例挂钩，山东参考外省非市场化率设上限，新疆按项目类型折算比例，内蒙采用递减保障小时数核定[4][6] - **增量项目**：各省比例上限差异大，湖南2025年设20%保底电量，2026年后可竞价至80%；广东海上风电达90%[6][11] 执行期限安排 - 存量项目普遍按全生命周期或20年期限执行（如蒙东补贴光伏项目）[5] - 增量项目期限与投资回收期挂钩：湖南10年、广西12年、广东海上风电14年[6][11] 竞价机制对比 - **市场参与机制**：新疆/蒙西要求报量报价，分布式光伏可豁免；蒙东现货市场运行前后采用不同加权均价[8][9] - **增量项目竞争**：湖南按报价从低到高排序，山东设125%申报充足率，山西要求申报规模不低于核定规模1.2倍[11] 区域政策差异 - **新疆**：强化存量过渡，补贴项目机制电量30%衔接原优先电量，平价项目支持力度不变[13] - **内蒙古**：市场化率超90%，增量项目暂不安排机制电量，存量保障小时数逐步缩减[14] 行业影响与趋势 - 新能源装机增速超预期（太阳能+56.9%），市场化改革加速储能产业从"强制配储"转向市场化竞争[12][14] - 新疆、内蒙古政策分别体现"平稳过渡"和"市场化先行"特点，为其他省份提供差异化参考[13][14]

新能源入市政策与影响 - 新能源项目将全面进入电力市场交易，上网电价实行市场化定价，自6月1日起实施 [1][4] - 政策推动新能源由"保障性收购+市场交易"转向"机制电量+市场交易"，项目收益受多重因素影响 [6][7] - 存量项目机制电量规模参照全生命周期合理利用小时数的剩余小时数执行，电价参照当地煤电基准电价 [7] - 增量项目机制电量规模和电价水平逐步退坡，但设置上下限，执行期约12年 [7] - 部分省份绿电价格高于煤电基准电价，未来绿色价值将愈发凸显 [7] 价格机制与市场改革 - 价格是市场机制的核心，对新能源全面入市及未来电力系统运行至关重要 [1] - 136号文是电力市场改革关键性步骤，代表市场改革进入深水区 [5] - 需要建立体现容量支撑价值的电力容量市场机制，适应高比例新能源的交易机制 [5] - 初期会有保护性机制设计，后期机制电量和机制电价会逐步走低，双边合约将成为主流 [5] - 价格合理体现是新能源入市后的焦点问题，关乎新能源能否持续大规模增长 [8] 行业影响与挑战 - 政策对新能源企业产生两方面影响：稳定预期和提高市场适应能力要求 [4] - 新能源快速发展带来电力系统平衡挑战，全量消纳目标需要付出巨大经济代价 [5] - 新能源入市面临"价格自我蚕食"、价格信号不完整和分布式新能源入市机制等问题 [5] - 新能源全部入市仍面临诸多困难，反映市场竞争力不足现状 [8] - 绿证、绿电、碳交易市场有待进一步推动和完善 [8] 储能与灵活性资源 - 取消前置配储要求，但现货峰谷差拉大将提升短时储能盈利水平 [4] - 长时储能因利用率较低，现阶段需要容量补偿等机制补位 [4] - 新能源入市为虚拟电厂带来更多应用场景 [4] - 需要加快完善辅助服务、容量补偿机制，保障电力系统安全稳定运行 [7] - 新能源自主支撑能力及新型调节资源建设需要通过辅助服务、容量机制激励 [7] 区域发展与转型路径 - 东部地区在理想条件下，可再生能源可满足约80%本地能源需求 [1] - 能源绿色转型核心在于构建新型电力系统，可再生能源将逐步替代传统能源 [1] - 西班牙停电事件反映出需要完善市场机制，引导调节与应急资源建设 [7] - 常规电源受新能源入市影响，电能量规模和价格走低 [7] - 分布式能源余电上网参与电力现货有利于绿电消纳，提高项目收益 [4]

**公司及行业概况** - 公司涉及**中宇集团**及**银行能源**，主要业务包括**风电、光伏发电**及**分布式光束建设**项目[1] - 行业聚焦**新能源电力**（风电、光伏），覆盖**宁夏、内蒙古、陕西**等区域[4][5] --- **核心经营数据与趋势** 1. **发电量增长驱动因素** - 2024年发电量上升主要因**风况资源改善**（相比2023年）及**光资源提升**，叠加**“以大带小”**风电改造项目（贺兰山项目改造后利用率从不到100小时提升至230-250小时，最高达360小时）[2] - 电价下降：2024年综合电价下降约**2分钱**（从2023年4毛9降至约4毛7），市场化交易占比提升[3][6] 2. **分区域电价与交易机制** - **宁夏**： - 电价分**峰、平、谷**三段：峰段389.25元/兆瓦时（占比30%）、谷段181.65元/兆瓦时（占比50%）、平段259.5元/兆瓦时（占比20%）[8] - 外送电量占比17%，日融合机制管理较超前[5] - **陕西**： - 2024年优先发电价**354.5元/兆瓦时**（持平2023年），2025年将**全年进入现货市场**，电价波动可能加大（预计下降约2分钱）[4][6] - **内蒙古**： - 电价变动幅度小，但交易规则复杂（如合理度匹配、风险防范系数叠加），预计2024年电价下降约**2分钱**[6][9] 3. **市场化交易与补贴** - 2024年市场化电量占比**57%**（交易电量18.99亿千瓦时），剩余为保量保价电量（8.49亿千瓦时，占比26%）[33] - 新能源补贴回收进度平稳，2023年补贴约**26亿元**，但未明显增长；补贴电价不含普适性分摊（如外送计划未落地导致分摊增加）[17][14] --- **项目进展与规划** 1. **在建项目** - 2024年计划投产**20万千瓦**分布式光伏（6月全容量并网），新增**10万千瓦**（年内并网）[20] - **太阳山“上大压小”**项目预计3月底并网，贡献增量收益[13][18] 2. **减值与成本影响** - 2023年减值**1.7亿元**（覆盖云南大桥改造及贺兰山项目），2024年减值压力取决于太阳山项目审计进度[11][19] - 普适性分摊费用预计2024年减少**50%**（2023年影响约7000万元）[12] 3. **绿电与集团战略** - 中旅集团定位宁夏运营为**绿电解决方案主体平台**，短期聚焦分布式光伏（锁定6.5%收益率，电价2.5-3毛/千瓦时）[22][25] - 未来或探索**跨区域绿电直供**（如数据中心用户），但当前政策未明确直接交易机制[29][30] --- **政策与行业风险** 1. **电价政策变动** - 宁夏**日融合机制**可能进一步拉低电价，陕西/内蒙古现货市场引入加剧波动[5][6] - 潜在**机制电价**（保护性电价）调研中，或基于成本竞争力差异化定价[34][36] 2. **同业竞争与资产整合** - 宁能集团承诺两年内注入新能源资产，但当前资产质量（盈利能力）存疑[31] - 包头新能源项目是否构成同业竞争待观察[38] --- **关键数据速览** | 指标 | 数据 | 来源 | |---------------------|-------------------------------|------------| | 2024电价降幅 | 约2分钱（综合） | [3][6] | | 宁夏峰段电价 | 389.25元/兆瓦时（占比30%） | [8] | | 市场化电量占比 | 57%（18.99亿千瓦时） | [33] | | 太阳山项目并网时间 | 2024年3月底 | [18] | | 普适性分摊减少 | 50%（2023年影响7000万元） | [12] | --- **注**：以上分析基于电话会议原文，数据与结论需结合后续公告验证。