2025年2月，国家发改委发布《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），提出“新老划断”+“可持续发展价格结算机制”，成为新能源电价机制的分水岭。国金证券2025年中期策略指出，136号文体现政府信用、对存量项目兜底情况好于预期；以市场竞争指引未来投资，增量项目投资趋于理性。受此影响1H25新能源出现抢装潮，1-4月新增装机量明显高于历史同期。电改另一主线——火电容量电价机制亦待进一步深化改革。
136号文核心机制：新老划断+差价合约
136号文对存量与增量项目划定明确界线。存量项目：2025年6月1日前投产，机制电价维持现行电价机制，机制电量比例由地方确定（参考当前保障比例），执行期限同现行保障机制。增量项目：2025年6月1日后并网，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（参考可再生能源消纳责任权重完成情况、用户电价承受能力），执行期限为项目平均回本周期。这一“新老划断”+“差价合约”框架体现政府信用兜底存量项目，好于此前市场对电价断崖式下调的担忧。以市场竞争指引未来投资，增量项目投资趋于理性，避免无序扩张。
136号文“新老划断”机制对比| 对比维度 | 存量项目（2025.6.1前投产） | 增量项目（2025.6.1后并网） |
|---|
| 机制电价 | 维持现行电价机制 | 发电企业竞争确定 |
| 机制电量 | 地方确定，参考保障比例 | 地方确定，参考消纳权重 |
| 执行期限 | 同现行保障机制 | 项目平均回本周期 |
1H25新能源抢装潮：数据验证与影响
受136号文新老划断规则影响，1H25新能源出现抢装潮——投资主体争取将具备条件的在建项目在6月1日前投产，以锁定存量项目电价政策。2025年1-4月新能源新增装机量明显高于历史同期。发电量层面，2024年新增约357GW新能源装机转化为发电增量，叠加1H25抢装投产，新能源发电增量贡献率显著提升。3、4M25，集中式新能源分别贡献新增发电量的75.9%和55.6%。预计2025年新能源发电增量贡献率将达80%以上，清洁能源发电量增长将持续挤压煤电发电空间。发电产能增速高于发电量增速，预计2024-2027年火电利用小时数将持续下降。
火电容量电价改革：从补偿机制到容量市场
长期看，火电“价外”收益主要是容量补偿。现行火电容量电价政策在补偿力度上仍处于较低水平——全国统一设定100、165元/KW·年两档，分省差异体现仍不足。山东省已实现更完备的容量补偿机制：2023年全省煤电机组分配市场化容量补偿费用250.9亿元，估算山东煤电容量电价在400元/KW·年以上，实现对煤电机组全部固定费用的补偿。山东模式对火电利用小时数已较低的省份具有借鉴意义——容量补偿机制是解决中长期电能量市场恐慌性低价锁量的较优选择。度电口径测算：若利用小时数从4700h降至4300h，容量补偿从100元/KW升至330元/KW，度电容量收益可从0.015元增至0.055元，有效对冲利用小时下降的收入缺口。容量电价改革深化方向是分省差异化定价并向容量市场过渡。
IDC绿电需求：电改之外的增量需求变量
国家枢纽节点新建数据中心绿电消费比例要求超80%。测算八大国家枢纽节点新建IDC将拉动每年612亿千瓦时增量用电需求，存量+增量合计拉动增量绿电消费665亿千瓦时（以新能源平均利用小时数1500h测算，对应新增装机需求44.3GW）。2023年在运IDC耗电量1500亿千瓦时，占全社会用电量1.63%，且占比持续提升。IDC对绿电的刚性需求为新能源消纳提供新增量空间，与136号文共同构成影响新能源运营企业收益预期的关键变量。电改深化+需求侧绿电消费刚性增长，新能源运营企业的收益模式正从“政策保障”向“市场+政策双轨”转变。
