今天我的分享主要围绕三个方面，第一部分我分享的是电力市场化改革发展以及136号文的影响。从我个人的理解看，136文是整个电力市场化改革中的一部分，我们只有把整个大的电力市场化改革了解清楚，再去解读个体细项的政策，才能更清晰地了解它背后的逻辑。第二部分是新政下新能源行业未来的发展趋势。第三部分是结合我们华电租赁的实践情况，和大家做一个简单的经验分享。如有不到之处，希望大家批评指正。

　　一、电力市场化改革和136号文的意义

　　首先给大家分享一下电力市场架构图，这张图由发电侧、电网侧和用电侧三部分构成，我觉得所有的电力市场化改革都是围绕这张图进行的。

　　我们的终端电价中间实际上包括输配电价格、电损的价格、系统运行费的价格，以及我们的政府调节基金，实际上它整体的改革的一个路径就是管中间，我们把中间电网侧这一段管住，放开两端，让发电侧和用户侧全部进入市场交易，最后进入建立一个统一的大市场，这是整体的一个改革逻辑。这个策略也就可能导致最终电网的盈利模式要从原来收取购销差价，向未来收政府核定的过网费模式转变。

　　再来说我们电力市场化改革的发展，其实我们2015年的时候，国务院就发布电力体制改革政策，2021年国家又印发燃煤发电入市交易的政策，要求火电从广东、浙江等地区开始入市。从我们的火电先入市到现在新能源发电全面入市的政策发布，其实经历了完整的十年周期，也就说明我们国家出台136号文政策，并非一蹴而就的，实际上它是循序渐进的一个过渡过程。

　　这里面我们从2015年的煤电入市到2021年煤电的全部电量入市，有一个政策背景。大家可能都知道2021年的时候，整个动力煤的价格到年底的时候突破2000元/吨，导致煤电整体亏损，实际上也助推了煤电全部入市，这个成本让市场定价去传导，按照我们原来的基准价格上下浮动全面入市，这是我们煤电价格的发展，它实际上是经历了五年的时间，再到此次2025年新能源发电的全面入市，我们又经历接近了四年的准备时间。

　　而在新能源电力入市这一块，我们需要重点去关注下面几个方面的变化。第一是覆盖面，电力市场化改革已经从“局部试点”到“全国联网”。第二是交易品种，我们已经从“单一电力交易”向“综合服务交易”转变。第三是定价机制，从原来的计划电量到现在的市场电量，原来我们的电价是发改委去批的，而从2016年开始，我们电力市场化交易比例大概从原来的17%发展到去年的大概67%。第四是市场主体，原来就是“二元格局”，现在我们发电侧、用户侧、电网侧，包括储能服务商，都在参与这个市场交易，呈现多元的格局。

　　所以我觉得136号文是一个深刻的变革，一方面它改变整个新能源电站的投资逻辑，原来的新能源项目测算，电量确定，电价确定，我们很好去算项目的整体收益率，但现在价格这个确定中枢没有了，项目收益测算也变得不确定。另一方面它也解决了改革的堵点，原来我们做新能源项目，需要强制配储，而现在强制配储、不合理的辅助服务分摊等要求取消了，也就让新能源发展轻装上阵，去参与市场的交易。

　　另外，136号文也给了我们两个缓冲期作用。第一个是收益缓冲作用，机制电量未来的趋势肯定是降低，但从目前的角度来讲，它为了保护新能源发展，让新能源电站有一个稳定的收入，在电价中设计了机制电价作为过渡，降低短期市场化波动带来的经营风险，保障核心收益稳定。从目前实施细则来看，各个地方机制电量的比例不太一样，有的地方高，有的地方低，这是根据当地资源禀赋和电源结构情况来做的核定。

　　第二个是能力缓冲作用，我觉得从我们自身新能源从业者的角度来说，我们需要去提升市场改革后的市场化交易、风险管控、精细化运营等核心能力，这关系到未来我们如何去交易，如何去甄别风险，如何去评判项目，136号文给了我们这样一个过渡期，给予市场主体适应的时间，从而保障改革的平稳落地。

　　二、新政下新能源行业发展趋势

　　针对新政下新能源行业未来的发展趋势，我简单分享几点。

　　首先是当下新能源行业市场的发展状况，我认为呈现出四个“下降”的特征。第一个是保障性电量比例下降。刚刚也提到由于136号文带来的缓冲作用，未来保障性的电量一定是往下走的。从目前的情况看，机制电价还是类似于容量补贴一样，它是保本的机制，希望你能持续运营下去，但至于你未来能不能经营得好，核心还是看自身市场交易能力的强弱。

　　第二个是售电交易价格下降。在新能源补贴政策退潮和新能源参与市场交易的影响下，我们的综合电价水平呈下降趋势，尤其像广西、内蒙古、甘肃等区域，市场化电量售电价降幅较大。

　　第三个是部分区域新能源利用率下降。目前我们新能源的装机量大概是17亿吉瓦，按照规划到2035年装机量要到35亿吉瓦，未来装机量还会更多，这意味着每年可能有2亿千瓦的电要入市。受阶级电价低、消纳比例低等因素影响，未来部分区域可能会出现弃风弃光的情况，这也会对我们的项目选择和建设产生比较大的影响。

　　第四个是绿电和绿证交易均价有所下降，但这一块未来可能会是新能源电站增量收入的一部分。

　　其次，关于新政下新能源行业发展趋势，我认为主要有三个。第一个是整体的能源结构方面，未来肯定是向以新能源为主体转型。目前，我们火电的装机量大概15亿千瓦，新能源的装机量已经超过火电的装机量，而到2035年，我们新能源的装机将达到35亿千瓦，那时候新能源的装机肯定会大幅超过火电，未来能源结构主体肯定是往新能源过渡。因此关于未来新能源的装机，以及每年的投资额度，它是一个相对确定的，可以判断出来的。

　　第二个是能源体系，未来应该是向清洁安全高效并重转型。在发展新能源的过程中，我们可能就要注重风光同厂、消纳同地，包括未来的风光多能、多元利用，例如风电制氢、光伏制氢，去实现新能源集约高效地协同发展。

　　第三个是能源创新，向当前多元融合和探索未来能源并进。因为原来从电源侧来讲，发完电基本上我的使命就完成了，后面都是电网侧的任务。但现在对于电源企业而言，发完电只是发展的起点，未来需要更多地去面对市场，面对资源配置，因此我们需要去适应新形势下的源荷互动、市场配置新变化，把虚拟电厂、绿电直连、源网荷储、零碳园区等相关业态纳入发展经营体系，深度探索绿色电力转化新模式。

　　另外136号文发布后，我觉得新能源行业可能会面临几个挑战。一是刚刚提到的电价下行压力。我觉得从目前的角度来看，光伏的组件价格、风电的造价下降，目前价格再往下走的可能性不是特别大，像硅料的价格今年年初大概到3万/吨，而现在行业在提倡反内卷，组件价格可能会上升，也就是在未来电价可能下行的情况下，我们从设备端去降成本这种可能性短期看难度会比较大，这就对我们投资新能源项目提出了更高要求。

　　二是投资决策难度加大。我觉得难度上升的核心并不一定是造价的变化，而是市场的变化，从未来的电价政策、电价中枢我们怎么去判断项目收益率，所以未来谁评判得准，在市场上就占有先发优势，这也需要我们更深入地去研究市场动态、政策变化、技术发展等因素，对专业能力和风险防控能力提出了更高要求。

　　三是交易水平要求提高。现在电价交易是一个技术活，整个交易流程非常复杂，包括电价构成计算、日内电价监控以及中长期持仓等，都需要专业技术支撑，所以我们一定要有专门的团队去做电价交易管理工作。

　　最后是新能源行业市场化未来的一个转型策略，我认为也需要从三个方面去看。第一是投资逻辑。我们的投资逻辑要以市场为导向，有收益的地方大家去投资，逐渐摆脱过去依赖政策补贴发展的模式。第二是应用场景，我们从单一发电模式到多场景综合利用，通过源网荷储协同、绿电交易、产业融合等路径实现多元价值释放。第三是运营模式，我们需要从粗放规模扩张向精细高收益转型。

　　三、华电租赁的实践与经验探索

　　第三块内容，在136号文的政策背景和环境下，我想分享一下我们华电租赁的一些思考与实践。首先跟大家介绍一下我们华电租赁新能源资产情况，到今年，我们风光资产规模大概是400亿元，其中光伏大概220亿元，风电大概170多亿元。未来，我们的策略可能是多配置风，少配置光。

　　然后跟大家讲一下华电租赁新能源项目的风控逻辑。我们的核心逻辑是轻主体信用，抓底层资产的信用。这个过程中，我们整个的评审逻辑，首先是前端项目资源评估和经济性评估，找到好的资源，然后以更低的度电成本价格去建设。

　　然后是中端识别，一定要保证我们的投资额度能覆盖它整体的建设成本，核心就是要点对点地把资金穿透到设备的使用方，所以我们在中端建设环节中，整个资金链是闭环管理的，从总包方、建设下游方、征地涉及的村委会到设备供应商，所有的付款环节我们都要审核，如此保证电站建成后没有形成额外的负债。

　　最后是后端，包括过程管控和后端监测，过程管控、电站运维这一块，要精准设置和实施风控措施，后端监测则要深化租后全流程精细化管理，保证项目的数据可视化、风险可视化。

　　分享最后，从租赁公司开展新能源项目的角度，我想分享几个具备的核心能力。第一个是升级增值服务赋能的能力，在建设期造价控制、运营期运维优化、政策解读等方面，我们能够提供一体化解决方案。

　　第二个是升级数据整合管理能力，我觉得数据整合能帮助我们实现精准的风险可视化，这有助于我们在未来的市场竞争中建立先发优势。我们现在要做的第一步就是把整体的资产全部可视化，进而将外部数据直连进来，实现数据融合共享，推动风控决策由“经验驱动”向“数据驱动”转型。

　　第三个是升级风险识别评判能力，我们一定要对这个市场了解，重塑“市场化收益能力”为核心的评价体系，强化对多元消纳能力、市场化交易能力和精细化管理能力的考察。

　　以上是我的分享汇报，谢谢。