新能源行业竞争格局转变 - 新能源行业竞争转向用户争夺 优质负荷成为稀缺资源 [1] - 政策引导新能源消纳模式为就地消纳与外送消纳并举 [1] 绿电直连模式影响 - "绿电直连"模式打破电网主导格局 减轻电网调节压力 [1] - 该模式满足出口型企业绿色用能需求 为稳定中长期电价奠定基础 [1] - 绿电直连是向远期PPA（长期购电协议）过渡的重要环节 [1] 工业领域减碳政策 - 政策聚焦减碳潜力大的工业领域 重点高耗能行业需承担绿电强制消费责任 [1] - 开展零碳园区试点 鼓励企业自愿消费绿电 [1]

新能源行业全面入市与竞争格局重构 - "136号文"是绿电行业划时代文件 推动新能源全面参与电力市场化交易 行业从"大锅饭"模式转向综合实力比拼阶段 [1][3] - 政策采用"新老划断"机制 存量项目保障性较强 增量项目需通过竞价确定机制电量和电价 执行期限按8-12年回收期设定 [8][9] - 地方政府在机制电量规模设定上需平衡招商引资与用户成本承受能力 不同区域策略分化 湖南设定2025年竞价上下限0.38/0.26元/千瓦时 [12][13] - 电企投资策略转向理性 偏好沙戈荒大基地和海上风电项目 2025年1-5月风电/光伏新增装机同比增134%/150% 但6月后需求明显降温 [16][17] - 海上风电凭借资源禀赋和负荷就近优势 在市场化交易中更具竞争力 广东海风项目执行期限达14年 保障性更强 [18] 市场化交易机制与电价走势 - 差价结算机制重构商业模式 项目最终电价=市场交易价+(机制电价-市场均价) 经营能力强的项目可获得超额收益 [20][21] - 三北地区市场化交易比例超80% 电价呈现企稳迹象 蒙东风电场中长期交易价稳定在0.19-0.20元/千瓦时 中东南部区域仍存降价压力 [3][23] - 现货市场建设加速 2025年底前基本实现全覆盖 风电现货均价较光伏高75-194元/兆瓦时 甘肃现货价同比大幅反弹 [28][29] - 数据中心等用户预期用电成本上升 南方某数据中心预测电费年增0.5% 国家要求枢纽节点新建数据中心绿电占比超80% [27][52] 消纳政策与负荷侧改革 - 2024年全国风电/光伏利用小时数同比降4.4%/5.8% 限电率反弹 政策转向"负荷为王"时代 优质负荷成为稀缺资源 [4][35] - 绿电直连模式突破电网主导 要求并网型项目自发自用比例不低于60% 帮助出口型企业应对CBAM碳关税挑战 [46][47][49] - 零碳园区建设加速 鄂尔多斯产业园实现80%绿电直供 政策要求到2027年电解铝行业清洁能源使用比例达30% [51][53] - 特高压建设进入高峰期 2025-26年将密集投产 蒙西至京津冀等通道推进 甘肃规划2030年外送能力达4800万千瓦 [57][59] 行业财务与补贴现状 - 10家主要新能源电企2024年末补贴余额合计约1900亿元 应收账款占市值比达23-137% 压制估值表现 [4][62] - 补贴缺口通过专项融资解决 国网/南网成立可再生能源结算公司 第二批合规清单审核仍在推进中 [63]