新能源电价形成机制进入全新阶段。2025年2月9日，国家发改委、能源局联合发布《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），标志着新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。文中提出25年6月以后并网的新项目，机制电量比例由地方确定，参考可再生能源消纳责任权重完成情况、用户电价承受能力等多方因素。国金证券公用事业周报深度解读，本文从政策框架、非水消纳考核、区域分化三个维度，解析新能源电价市场化改革对投资的影响。

136号文标志着新能源电价形成机制进入全新阶段。核心要点包括：新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格，同时部分电量享受可持续发展价格结算机制。政策采取“新老划断”原则——存量项目（25年6月前并网）按原有政策过渡，增量项目（25年6月后并网）全面入市。对存量项目而言，政府信用背书兜底情况好于此前市场预期；对增量项目而言，机制电价由发电企业竞争确定（参考装机成本），机制电量比例由地方确定（参考消纳责任权重完成情况、用户电价承受能力等），执行期限为项目平均回本周期。总体而言，新老项目未来收益的可预期性相比当前均有提升。

非水消纳责任权重的重要性在136号文框架下进一步提升，成为地方衡量新能源投资必要性、间接影响兜底保障电量进而影响新项目收益率的关键指标。目前非水消纳责任权重分配按照“能者多劳”原则。自2019年非水可再生消纳保障机制建立以来，三北地区非水消纳责任权重绝对值与近年来的提升量均大幅高于沿海地区——2024年目标中权重最高的吉林高出权重最低的上海近3倍。分配以当地非水可再生资源禀赋和实际装机现状制定目标。完成方式上，可通过认购绿证履约（对应美国REC自愿绿证市场），允许跨区域的绿证履约，考虑了清洁化转型中东西部资源与需求错配的实际情况。

非水消纳责任权重由国家发改委、能源局在每年年中下发当年最低目标并提出下一年预期目标。22/23两年约束目标与前期预期目标保持一致，由于23年实际风光装机达到291.8GW使得23/24目标相对宽松。8M24下发的24年考核大幅趋严，所需新能源增量装机已逼近24全年354.6GW的实际装机容量，目标制定与实际装机衔接紧密。在绿证实现可再生能源电力全覆盖后，绿证供给趋于宽松、价格快速下滑，大幅提升考核指标也充当了绿证“需求侧”刺激手段。

非水消纳责任权重变化趋势

年份	考核特征	实际风光装机(GW)
2022	约束目标与预期目标持平	—
2023	约束目标与预期目标持平	291.8
2024	考核大幅趋严	354.6

新能源机制电量比例与非水消纳责任权重完成情况挂钩，考核趋严背景下，各地对新建新能源机制电量比例的设计能够妥善衔接现状，避免在前序批次就出现比例大幅下滑的情景，尤其是电价支付能力较强的沿海地区新能源投资仍有吸引力。沿海地区消纳责任权重相对较低、用户电价承受能力较强，机制电量比例的保障程度相对更高，项目收益率预期更为稳定。因此继续看好海上风电的投资与落地——海上风电靠近负荷中心、利用小时数高、出力稳定，是沿海地区优质清洁能源资源。推荐风电龙头运营商龙源电力（H），关注水电龙头长江电力、核电龙头中国核电。