一、政策變革--新能源電價市場化轉折點

　　2025年2月9日，國家發(fā)改委與國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，下稱“136號文”）正式落地，標志著我國新能源行業(yè)從“政策驅動”向“市場主導”的根本性轉變。

　　這份被業(yè)界稱為“新能源市場化里程碑”的政策文件，以2025年6月1日為關鍵時間節(jié)點，從三個維度重構了新能源行業(yè)規(guī)則：

　　一是推動風電、光伏項目上網電量全面進入電力市場，通過市場交易形成電價，終結了持續(xù)十余年的保障性收購制度；

　　二是創(chuàng)新性引入“新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”，對存量和增量項目實施差異化處理；

　　三是明確“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件”，取消已實施五年的強制配儲政策。

　　此次政策調整的背景源于我國新能源裝機的跨越式增長與系統(tǒng)消納瓶頸之間的矛盾。在裝機規(guī)�？焖贁U張的同時，新能源消納問題日益突出。

　　對融資租賃行業(yè)而言，136號文帶來的不僅是底層資產風險評估邏輯的重構，更是商業(yè)模式與風控體系的根本性挑戰(zhàn)。作為新能源行業(yè)重要的資金供給方，融資租賃公司傳統(tǒng)上依賴電費收益權質押和固定電價現(xiàn)金流預測開展業(yè)務，而新政策下的電價波動性、收益不確定性將使原有風控模型失效。如何準確識別政策風險敞口、調整業(yè)務策略、創(chuàng)新交易結構，成為融資租賃公司亟待解決的核心命題。

　　二、收益模式重構--風光電站的價值重估

　　136號文對新能源項目收益結構的重塑是全方位的，其核心在于將固定電價機制轉變?yōu)槭袌龌灰?差價補償?shù)碾p重機制。這種轉變對風光電站的收益穩(wěn)定性、可預測性和長期價值產生了深遠影響。

　　1、電價形成機制的根本性變革

　　存量項目：2025年6月1日前投產的項目仍享受政策緩沖期，其機制電價“按現(xiàn)行價格政策執(zhí)行，不高于當?shù)孛弘娀鶞蕛r”，差價結算基于月度市場均價而非項目實際交易價格。這意味著存量項目即使在實際交易中電價偏低，仍可通過差價補償獲得相對穩(wěn)定的收益。

　　增量項目：2025年6月1日及以后投產的項目則面臨完全不同的規(guī)則。其機制電價需通過年度競價形成：“競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限”。這種競價機制本質上是一種價格發(fā)現(xiàn)過程，結果必然是優(yōu)勝劣汰，高效率低成本項目獲得優(yōu)先權。

　　2、收益波動的現(xiàn)實挑戰(zhàn)

　　市場化交易帶來的價格波動已在先行試點省份充分顯現(xiàn)：

　　甘肅，2024年光伏和風電現(xiàn)貨捕獲價格分別較上年下降36.99%和15.88%；蒙西，光伏和風電捕獲價降幅分別為20.61%和18.97%；午間低谷，在光伏發(fā)電高峰的午間時段，現(xiàn)貨價格普遍承壓，部分區(qū)域甚至出現(xiàn)“地板價”（0.03-0.15元/度），對無調節(jié)能力的光伏項目沖擊尤為顯著。

　　這種波動性直接導致項目收益率預期的不確定性。隨著市場化比例提高，風光電站的收益模式從“保量保價”轉向“不保量不保價”，對項目現(xiàn)金流預測和還租能力評估提出了全新挑戰(zhàn)。

　　三、融資風險演變--五維挑戰(zhàn)與租賃業(yè)務困境

　　136號文引發(fā)的政策變革已開始重構新能源投融資風險圖譜，對融資租賃公司的項目評估、風險定價和資產管理能力提出全新挑戰(zhàn)。

　　1、政策不確定性引發(fā)的投資收縮

　　政策切換已導致行業(yè)出現(xiàn)明顯的觀望情緒和投資節(jié)奏調整。中國電建集團2025年度51GW光伏組件框架入圍集中采購項目的終止公告，折射出行業(yè)普遍的投資謹慎態(tài)度。多家電力央企新能源公司在接受調研時表示，136號文后企業(yè)投資規(guī)劃已發(fā)生改變，“短期內對新能源投資有所收減或放緩”，在省級政策出臺前甚至處于“毫無頭緒”狀態(tài)。

　　這種投資收縮對融資租賃業(yè)務模式構成了直接沖擊。過去，融資租賃（尤其是產業(yè)系租賃公司）在新能源項目開發(fā)中扮演著關鍵的“過橋融資”角色，形成了成熟的“EPC+融資租賃+建成收購置換（銀行貸款）”閉環(huán)：產業(yè)系融資租賃公司在項目建設期銀行資金尚未進入之時，通過融資租賃模式助力中小民營企業(yè)新能源風光電站建設，建成后由電力央企或者省級國有能源平臺收購，通過銀行貸款予以置換，融資租賃完成閉環(huán)退出�，F(xiàn)在投資收縮的背景下，融資租賃退出路徑受阻，將被迫轉入長期，融資租賃公司將直接面臨新能源風光電站運營期收益不確定性風險。

　　2、收益不確定性加劇融資風險

　　對融資租賃公司而言，現(xiàn)金流預測和還款保障是業(yè)務核心。136號文引發(fā)的收益模式變革使這兩方面均面臨挑戰(zhàn)：

　　現(xiàn)金流波動性放大：現(xiàn)貨市場每15分鐘價格波動的特性，使光伏電站午間4小時發(fā)電高峰期的收益預測變得極為困難。山東的案例顯示，光伏午間現(xiàn)貨價格可能低于0.15元/度，與中長期市場0.2元左右的電價形成顯著差距。

　　電價下行趨勢明確：隨著新能源裝機量持續(xù)增長（2023年新增近3億千瓦，2024年新增3.6億千瓦），電價面臨長期下行壓力。國金證券研報指出，全面入市后將加大新能源公司收益分化，僅“市場交易策略更優(yōu)異、更靠近負荷中心或外送通道、出力曲線與負荷曲線更貼近的資產”能維持較高價值。

　　3、行業(yè)洗牌與供應鏈風險傳導

　　風光電站設備成本與質量風險正在形成新的風險傳導鏈：

　　搶裝潮引發(fā)的短期扭曲：為趕上“430”（分布式光伏全額上網政策截止）和“531”（存量項目保障政策截止）兩個政策節(jié)點，2025年上半年出現(xiàn)較大規(guī)模搶裝。組件價格在短期內被推高至0.73-0.75元/瓦，較前期低點上漲20%以上。這種非理性上漲不僅增加項目成本，更可能誘發(fā)“搶工期犧牲質量”的問題，為后續(xù)電站運營埋下隱患。

　　產業(yè)鏈深度調整：2024年光伏產業(yè)鏈價格全線崩跌，多晶硅、硅片、電池片及組件價格較2023年高點下降35%～50%，組件價格一度跌至0.6元/瓦，擊穿企業(yè)現(xiàn)金成本。隆基、通威等頭部企業(yè)全年虧損超百億元，中小廠商大規(guī)模退市或破產。儲能行業(yè)同樣面臨嚴重產能過剩，2024年全球儲能電芯產能達750GWh，實際需求僅266GWh，中國產能占比超90%，價格戰(zhàn)導致電芯價格跌至0.3～0.4元/Wh，較2023年初縮水三分之二。

　　4、分布式光伏的特殊困境

　　分布式光伏成為此輪政策調整中受影響最大的領域。截至2024年底，中國分布式光伏累計裝機達3.7億千瓦，占全部光伏發(fā)電裝機的42%。此前分布式光伏主要采用“自發(fā)自用，余電上網”或“全額上網”模式，基本不參與電力市場交易。136號文要求其全面入市，意味著：

　　收益模式根本轉變：從固定電價轉向市場化交易，收益確定性大幅降低。

　　運營復雜度提升：自然人屋頂光伏項目數(shù)量眾多、規(guī)模小，直接參與市場交易成本高、難度大。即使采用聚合模式，也面臨計量、結算和利益分配等復雜問題。

　　5、儲能配套邏輯重構

　　取消強制配儲政策對行業(yè)產生雙重影響：

　　短期陣痛：2024年國內儲能裝機111.6GWh中，新能源指標帶來的需求占比高達74.6%。政策調整必然導致這部分需求萎縮，儲能企業(yè)面臨深度洗牌。行業(yè)數(shù)據(jù)顯示，2024年2h磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)中標均價下降43%至0.628元/kWh，銷量增長下企業(yè)卻大面積虧損。

　　長期轉型：政策倒逼儲能產業(yè)從“政策驅動”向“經濟性驅動”轉型。儲能如何在全面市場化交易的背景下找到自己的定位，拓展收益來源，提升其經濟性是面臨的一項長期課題。

　　四、融資租賃業(yè)務戰(zhàn)略調整--三大轉型路徑

　　面對136號文引發(fā)的行業(yè)變革，融資租賃公司需從業(yè)務定位、風控體系、服務模式和行業(yè)布局四個維度進行戰(zhàn)略調整，構建適應新型電力系統(tǒng)的專業(yè)能力。

　　1、聚焦優(yōu)質資產與區(qū)域

　　融資租賃業(yè)務布局需更加注重區(qū)域選擇和技術偏好，降低政策風險敞口：

　　優(yōu)選高消納區(qū)域：重點布局負荷中心省份（如廣東、浙江、江蘇）及特高壓配套基地，這些區(qū)域具有高電力需求、強支付能力和完善市場機制的特點。國金證券研究表明，東部省份因清潔轉型壓力大、用戶支付能力強，更可能給予較高投資回報。

　　傾斜技術領先項目：重點支持具備以下特征的項目：

　　高效組件應用：對于光伏發(fā)電項目采用TOPCon等高效技術（效率>24%），降低單位發(fā)電成本

　　成熟機型應用：對于風力發(fā)電項目采用成熟機型，保障項目運營期發(fā)電能力�；陲L力發(fā)電出力曲線的優(yōu)勢，在風電和光伏項目中，優(yōu)選風力發(fā)電項目。

　　儲能技術路線選擇：對于儲能項目來說，不同技術路線應用場景、造價偏差較大，優(yōu)選技術成熟且性價比高的儲能技術。

　　戰(zhàn)略合作行業(yè)龍頭：與具備全產業(yè)鏈能力的頭部企業(yè)建立戰(zhàn)略聯(lián)盟。如正泰、天合、晶科等一體化廠商在開發(fā)、建設、運維、售電等方面具備全流程綜合服務能力，市場中的越秀租賃、湖北金租等企業(yè)與此類行業(yè)龍頭合作，可降低項目開發(fā)風險和運營不確定性。

　　2、重構風險評估與增信體系

　　傳統(tǒng)以固定電價現(xiàn)金流預測為核心的風控模型需向多情景動態(tài)評估轉型：

　　電價預測模型升級：建立基于歷史現(xiàn)貨價格曲線、中長期合約比例、機制電價補貼的綜合預測模型。重點分析：分時電價波動、季節(jié)性差異（采暖期、非采暖期）、機制電價補償?shù)确矫妗?/P>

　　增信措施創(chuàng)新：機制電價差價結算質押、綠證收益權質押等

　　交易結構/合作模式優(yōu)化：與售電公司合作，引入專業(yè)售電公司作為長期合作方，提供電價咨詢甚至委托運營兜底電價承諾；分階段還款設計，建設期采用傳統(tǒng)租賃結構，運營期切換為與發(fā)電量掛鉤的彈性租金安排；資產證券化預備，在交易文件中預留ABS發(fā)行條款，增強退出靈活性。

　　3、深耕專業(yè)化運營能力

　　融資租賃公司需從資金提供者向運營賦能者轉型，構建垂直領域專業(yè)能力：

　　電力交易能力建設：專業(yè)團隊培育--引進電力交易員、能源市場分析師，組建內部交易支持團隊，據(jù)筆者了解某租賃公司內部已設置電力交易團隊，對承租人的電站資產提供運營管理服務，同時，利用電力交易經驗及所得交易數(shù)據(jù)指導新業(yè)務開發(fā)；引入外部合作機制--與第三方交易平臺（如蘭木達、飔合科技）簽訂服務協(xié)議，為承租人提供專業(yè)支持。

　　智慧運維系統(tǒng)整合：智能監(jiān)控部署--實時監(jiān)控發(fā)電效率、設備健康狀況；AI預警平臺--預測組件衰減、逆變器故障等風險；運維資金監(jiān)管--建立運維準備金制度。

　　五、風險管控體系--全流程管理升級

　　面對136號文帶來的不確定性，融資租賃公司需建立貫穿項目全生命周期的風險管控體系，從前端評估、中期監(jiān)控到后端處置實現(xiàn)閉環(huán)管理。

　　1、項目評估階段：多維盡調與壓力測試

　　政策細則深度分析：建立省級政策追蹤專班，重點關注機制電價、機制電量以及結算時效等問題。

　　技術盡調標準升級：建立核心設備短名單制度，優(yōu)選頭部品牌。優(yōu)選項目EPC方，規(guī)避建設期完工及運營期建設質量風險。

　　極端壓力測試：設計多重壓力情景，包括：電價下行、利用小時數(shù)偏差、差價結算延遲支付等情況。

　　2、租中管理：動態(tài)監(jiān)測與靈活調整

　　電力市場及電站運營監(jiān)測：重點關注各地電力交易相關數(shù)據(jù)以及電站發(fā)電能力變化。

　　現(xiàn)金流動態(tài)管理：結合電站電費收益情況，關注對租金的覆蓋程度，并及時采取相關應對措施。

　　定期健康診斷：主要包括電站發(fā)電能力評估、市場化交易策略有效性分析、償債能力變化等方面。

　　3、租后處置：多元化退出與資產重組

　　市場化退出通道：主要包括ABS、REITs等金融產品發(fā)行。

　　資產重組策略：引入收購方資源，實現(xiàn)退出，或者引用運營方資源，提升資產價值。

　　為應對行業(yè)變革，融資租賃公司需重點構建三大核心能力：能源政策研判力，重點關注各省承接136號文出臺的省級細則、綠證、綠電直供等關鍵政策；技術價值評估力，培育兼具能源技術與金融知識的復合型團隊，掌握LCOE（平準化度電成本）動態(tài)計算模型，精準評估全面市場化交易背景下新能源風光儲電站的商業(yè)價值；資產運營整合力，通過戰(zhàn)略投資或合作，整合優(yōu)質運維資源，打造“融資+技術+運營”一體化服務平臺，構建資產全生命周期管理能力。

　　綜上，136號文引發(fā)的行業(yè)重構既帶來嚴峻挑戰(zhàn)，也孕育著創(chuàng)新機遇。融資租賃公司需主動適應能源革命浪潮，從資金中介向能源金融整合者轉型，在新型電力系統(tǒng)建設中重塑行業(yè)價值。