国资委座谈会首次提出稳电价绿电行业有望迎反转

xinwen.mobi · 发表于 2025-9-29 10:52:47

# 稳电价政策落地：绿电行业的反转逻辑与现实挑战2025年9月25日，国务院国资委召开的国有企业经济运行座谈会引发能源行业广泛关注，会议首次将"稳电价"与防止电力行业"内卷式"恶性竞争并列作为核心议题，这一信号被市场解读为绿电行业摆脱持续低迷的关键转折点。在新能源装机容量已突破17亿千瓦、占比超火电的背景下，此次政策转向不仅关乎国有资产保值增值，更将重塑整个绿电产业的盈利逻辑与发展格局。## 政策背景：从价格博弈到战略维稳国资委此次出手稳电价，本质上是对电力市场长期结构性矛盾的系统性回应。2020至2024年间，绿电行业经历了一轮剧烈的价格竞争，光伏结算电价最大跌幅达40%，风电电价降幅也超过11%，部分新能源富集区域甚至出现负电价现象。这种"内卷式"竞争直接威胁到国有资产安全——据行业测算，未来十年我国新能源领域还将投入2000GW的巨额资产，若任由电价无序下行，将严重影响投资回报与行业可持续发展。会议释放的政策信号具有三重战略意义：其一，通过遏制恶性竞争稳定行业利润率，张玉卓主任在会上明确表示将"优化国有企业经济运行定期沟通交流机制"，建立电价协同管控机制；其二，恰逢2026年长协电价谈判窗口期（通常10-11月签订），政策提前释放稳定预期，有效降低电价下行风险；其三，与年初出台的中央136号文形成政策合力，136号文已建立"中长期交易+现货交易"的电价形成机制，此次国资委座谈会进一步强化了政策执行力度。从参会主体看，中国华电等电力央企的参与表明政策将主要通过国有企业传导落实。历史经验显示，国资委对央企的经营指标约束（如"一增一稳四提升"目标）具有较强执行力，这为稳电价政策的落地提供了组织保障。## 反转动力：三重压制因素的边际改善绿电行业的反转预期并非仅依赖稳电价单一政策，而是建立在电价、消纳、补贴三大核心压制因素同步缓解的基础上。这种多重利好叠加效应，正在重构行业的投资价值评估体系。电价机制的市场化改革取得突破性进展。中央136号文实施后，新能源全面进入电力市场，形成了差异化的价格保障体系：存量项目衔接原有保障性政策，确保稳定收益；增量项目通过竞价机制反映真实市场需求。更关键的是，中长期交易电量占比的提升（目前已成为市场主流）像"压舱石"一样有效平抑了电价波动。以风电项目为例，在资本金内部收益率6%的基准下，其收益率显著高于光伏，这一优势在稳定的电价环境中将进一步凸显。消纳瓶颈的突破为绿电打开了增长空间。截至2025年5月，我国风电、光伏利用率分别降至93.2%和94.2%，消纳压力曾严重制约行业发展。但当前多重利好正在集聚：特高压工程进入投产高峰期，陇东-山东、哈密北-重庆等线路已提升长距离输电能力；新型电力系统建设加速，2025-2027年计划年均新增消纳能力2亿千瓦以上；绿电直连模式创新则实现了就地消纳突破。值得注意的是，各地消纳责任权重逐年提升（2025年多数省份提高1.1个百分点），这一强制性指标正在转化为实实在在的市场需求。补贴欠款问题的逐步解决将显著改善企业财务状况。截至2024年底，绿电板块应收账款占总资产比例达15%，信用减值对净利润影响达9.5%。但随着平价上网政策的全面实施（2021年起新备案项目无补贴），增量补贴压力已消除。更重要的是，可再生能源发展基金收支有望在2025年实现平衡，叠加专项融资、补贴确权贷款等措施，历史欠款问题预计将在2036年前全部解决。财务结构的优化将提升绿电企业的融资能力和分红潜力。## 现实挑战：转型过程中的结构性矛盾尽管反转预期强烈，但绿电行业的复苏之路仍面临诸多现实障碍，政策红利的释放还需跨越多重结构性矛盾。成本分摊机制的争议就是当前最突出的痛点。绿电直连模式的推广遭遇定价机制瓶颈。根据今年5月出台的650号文，绿电直连项目需缴纳输配电费、系统运行费等多项费用，但自发自用部分是否应承担公共电网成本成为博弈焦点。中国电力工程顾问集团专家提出的"需量缴纳基本电费"方案与国家电投建议的"参考自备电厂模式"存在明显分歧，这种政策不确定性导致多数企业仍处于观望状态。以某跨省绿电直连项目为例，若全额缴纳各项费用，其度电成本将增加0.03-0.05元/千瓦时，显著削弱项目经济性。区域政策差异也增加了行业发展的复杂性。各省在绿电直连项目的支持方向和技术标准上存在显著差异：云南重点支持绿色铝、新能源电池等产业，要求负荷距离电源汇集站不超过50公里；河北优先保障算力、钢铁行业；青海则无距离限制。这种区域分割状态不仅增加了企业的合规成本，也制约了绿电资源的跨区域优化配置。对于东部地区大量出口导向型中小企业而言，单独承担直连项目成本过高，"点对多"的园区集中采购模式仍缺乏政策明确支持。国际碳规则的适配风险不容忽视。欧盟CBAM机制、美国碳关税等单边措施已对我国出口企业形成倒逼压力，绿电成为企业降低碳足迹的重要选择。但当前绿电认证体系与国际标准尚未完全对接，如欧盟即将实施的"电池护照"要求包含12项碳足迹信息，我国现有绿电溯源机制仍需升级。若认证标准不能互认，将限制绿电在国际贸易中的价值兑现。## 市场反应与未来展望资本市场已率先对政策利好做出反应。从绿色电力主题基金表现看，9月23日至29日期间，KB2669、KA9615等基金均呈现震荡上涨态势，其中KB2669涨幅达1.22%，反映出市场对绿电行业反转预期的逐步认可。机构调研数据显示，第三季度以来新能源运营商的关注度环比提升30%，电价稳定性和消纳情况成为机构最关注的两大指标。分板块看，不同类型企业将面临差异化的发展机遇。风电企业凭借更高的收益率优势，有望在稳定电价环境中获得更大的盈利弹性；光伏企业则需通过技术进步进一步降低成本；拥有特高压通道资源的电力央企将受益于跨区域输电能力提升；而布局绿电直连试点的企业可能获得先发优势，尤其是在新能源资源富集的西北地区和用电负荷集中的东部沿海地区。长期来看，绿电行业的反转将是一个渐进过程，其可持续性取决于三大关键因素：一是稳电价政策能否有效遏制"价格战"，避免政策执行中的边际放松；二是配套设施建设进度，特别是储能和调峰能力的提升速度；三是国际碳规则的演变方向，以及我国绿电认证体系的国际化适配程度。若这些条件能够满足，绿电行业有望在"十四五"后期实现从规模扩张向质量效益提升的根本性转变，真正成为能源结构转型的主力军。对于投资者而言，需要警惕短期政策红利透支的风险，重点关注企业的实际盈利能力改善而非仅仅是政策预期。建议关注三类标的：一是具有成本优势的风电运营商，二是布局特高压通道的电力央企，三是在绿电直连领域有先发优势的创新型企业。随着行业竞争格局的优化和市场化机制的完善，绿电行业有望迎来一轮高质量发展周期。

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