根据136号文件（发改价格〔2025〕136号）及各省落地细则，新能源行业正经历从政策驱动向市场化竞争的关键转型。江苏新能、协鑫能科等企业的股价表现反映了市场对政策利好的预期，而三峡能源作为行业龙头，其影响可从以下几个方面分析：
一、政策框架对三峡能源的利好逻辑
1.存量项目过渡期保护
136号文对存量项目采取“差价结算”机制，电价调整风险较小。三峡能源作为国内最大的新能源运营商（风电/光伏装机占比超99%），其存量项目多分布于消纳条件较好的区域（如江苏、广东），短期内收益稳定性较强。例如，山东明确存量项目锁定燃煤基准价0.3949元/千瓦时，保障了现金流预期。
2.增量项目市场化竞争力凸显
文件要求增量项目全额参与市场竞争，三峡能源凭借央企的融资成本优势（融资利率低约1-2个百分点）和规模化采购能力，在竞价中更具成本竞争力。例如，广东通过“长周期保障+技术标准”推动行业洗牌，三峡能源在海上风电领域的领先地位（2024年并网704.98万千瓦）将进一步巩固。
3.绿电溢价与储能协同
各省政策强化绿电环境价值，如广西要求机制电量对应绿证划转省级账户，而三峡能源高比例绿电资产有望通过跨省交易获取溢价。此外，山东、甘肃等地峰谷价差扩大至0.8元/kWh以上，三峡能源通过配置储能（如瓜州70万千瓦光热储能项目）可优化分时电价收益。
4.取消强制配储
强制配储行政指令退出，但通过分时电价机制和限电率考核倒逼企业主动配置储能。例如，江苏峰谷价差扩大至0.82元/kWh ，储能套利空间显著提升。
二、区域政策分化下的结构性机会
1.高消纳省份优先受益
三峡能源在山东、江苏等负荷中心的项目受益于市场化电价上浮空间。其海上风电项目因出力稳定，电价波动较小。广东则通过虚拟电厂模式聚合分布式资源，三峡能源可通过参股地方项目参与调峰辅助服务。
2.海上风电与多能互补优势
广东、广西等沿海省份明确支持海上风电市场化，三峡能源704.98万千瓦已并网容量（国内第一）可直接受益。此外，其“光热+光伏+风电”多能互补模式（如瓜州项目）符合政策鼓励方向，在甘肃、青海等省获得更高消纳优先级。
三.电力市场连续运行，三峡能源预计每年可节省调峰费用8~10亿。
根据《电力辅助服务市场基本规则》和发改价格〔2024〕196号文件等有关规定，及时组织市场运营机构制修订辅助服务市场实施细则，维护统一的公平竞争制度，确保与《规则》要求一致。2025年将有多省份实行现货市场连续结算试运行并停用调峰辅助服务市场。
费用支付主体变化
旧模式：调峰费用由发电企业按上网电量分摊（如2024年上半年三峡能源分摊4.5亿元调峰费用 ）；
新模式：调峰功能融入现货市场后，费用由用户侧承担（通过电价传导）和未参与市场的发电侧兜底 。三峡能源若参与现货市场申报，则不再直接支付调峰费用。
四.江苏省6月份中长期合约：
根据江苏电力交易中心公示（苏电交易公示2025-33号），本次竞价共有324家发电企业、123家售电公司参与，总成交电量48.83亿千瓦时。
火电，核电中长期电价成交价已低于基准价20%，触及政策允许的浮动下限。
火电成交32.71亿千瓦时，占比67%，但边际报价仅为312.8元/兆瓦时；
新能源风电成交电量0.59亿千瓦时，光伏成交电量0.73亿千瓦时，核电成交电量14.80亿千瓦时。
未来，绿电溢价、碳交易等机制将进一步释放风电，光伏价值。密切关注绿电交易细则，提前储备绿证、碳配额，在碳约束收紧前建立先发优势。
结论：136号文通过市场化机制加速行业分化，三峡能源凭借存量项目护城河、增量项目成本优势及多能互补布局，其绿电溢价兑现和储能协同效应，将成为核心受益标的。
