136号文下新能源风光电站投融资变革与融资租赁应对策略

一、政策变革–新能源电价市场化转折点

2025年2月9日，国家发改委与国家能源局联合发布的《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》（发改价格〔2025〕136号，下称“136号文”）正式落地，标志着我国新能源行业从“政策驱动”向“市场主导”的根本性转变。

这份被业界称为“新能源市场化里程碑”的政策文件，以2025年6月1日为关键时间节点，从三个维度重构了新能源行业规则：

一是推动风电、光伏项目上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成电价，终结了持续十余年的保障性收购制度；

二是创新性引入“新能源可持续发展价格结算机制”，对存量和增量项目实施差异化处理；

三是明确“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，取消已实施五年的强制配储政策。

此次政策调整的背景源于我国新能源装机的跨越式增长与系统消纳瓶颈之间的矛盾。在装机规模快速扩张的同时，新能源消纳问题日益突出。

对融资租赁行业而言，136号文带来的不仅是底层资产风险评估逻辑的重构，更是商业模式与风控体系的根本性挑战。作为新能源行业重要的资金供给方，融资租赁公司传统上依赖电费收益权质押和固定电价现金流预测开展业务，而新政策下的电价波动性、收益不确定性将使原有风控模型失效。如何准确识别政策风险敞口、调整业务策略、创新交易结构，成为融资租赁公司亟待解决的核心命题。

二、收益模式重构–风光电站的价值重估

136号文对新能源项目收益结构的重塑是全方位的，其核心在于将固定电价机制转变为市场化交易+差价补偿的双重机制。这种转变对风光电站的收益稳定性、可预测性和长期价值产生了深远影响。

1、电价形成机制的根本性变革

存量项目：2025年6月1日前投产的项目仍享受政策缓冲期，其机制电价“按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价”，差价结算基于月度市场均价而非项目实际交易价格。这意味着存量项目即使在实际交易中电价偏低，仍可通过差价补偿获得相对稳定的收益。

增量项目：2025年6月1日及以后投产的项目则面临完全不同的规则。其机制电价需通过年度竞价形成：“竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限”。这种竞价机制本质上是一种价格发现过程，结果必然是优胜劣汰，高效率低成本项目获得优先权。

2、收益波动的现实挑战

市场化交易带来的价格波动已在先行试点省份充分显现：

甘肃，2024年光伏和风电现货捕获价格分别较上年下降36.99%和15.88%；蒙西，光伏和风电捕获价降幅分别为20.61%和18.97%；午间低谷，在光伏发电高峰的午间时段，现货价格普遍承压，部分区域甚至出现“地板价”（0.03-0.15元/度），对无调节能力的光伏项目冲击尤为显著。

这种波动性直接导致项目收益率预期的不确定性。随着市场化比例提高，风光电站的收益模式从“保量保价”转向“不保量不保价”，对项目现金流预测和还租能力评估提出了全新挑战。

 三、融资风险演变–五维挑战与租赁业务困境

136号文引发的政策变革已开始重构新能源投融资风险图谱，对融资租赁公司的项目评估、风险定价和资产管理能力提出全新挑战。

 1、政策不确定性引发的投资收缩

政策切换已导致行业出现明显的观望情绪和投资节奏调整。中国电建集团2025年度51GW光伏组件框架入围集中采购项目的终止公告，折射出行业普遍的投资谨慎态度。多家电力央企新能源公司在接受调研时表示，136号文后企业投资规划已发生改变，“短期内对新能源投资有所收减或放缓”，在省级政策出台前甚至处于“毫无头绪”状态。

这种投资收缩对融资租赁业务模式构成了直接冲击。过去，融资租赁（尤其是产业系租赁公司）在新能源项目开发中扮演着关键的“过桥融资”角色，形成了成熟的“EPC+融资租赁+建成收购置换（银行贷款）”闭环：产业系融资租赁公司在项目建设期银行资金尚未进入之时，通过融资租赁模式助力中小民营企业新能源风光电站建设，建成后由电力央企或者省级国有能源平台收购，通过银行贷款予以置换，融资租赁完成闭环退出。现在投资收缩的背景下，融资租赁退出路径受阻，将被迫转入长期，融资租赁公司将直接面临新能源风光电站运营期收益不确定性风险。

2、收益不确定性加剧融资风险

对融资租赁公司而言，现金流预测和还款保障是业务核心。136号文引发的收益模式变革使这两方面均面临挑战：

现金流波动性放大：现货市场每15分钟价格波动的特性，使光伏电站午间4小时发电高峰期的收益预测变得极为困难。山东的案例显示，光伏午间现货价格可能低于0.15元/度，与中长期市场0.2元左右的电价形成显著差距。

电价下行趋势明确：随着新能源装机量持续增长（2023年新增近3亿千瓦，2024年新增3.6亿千瓦），电价面临长期下行压力。国金证券研报指出，全面入市后将加大新能源公司收益分化，仅“市场交易策略更优异、更靠近负荷中心或外送通道、出力曲线与负荷曲线更贴近的资产”能维持较高价值。

3、 行业洗牌与供应链风险传导

风光电站设备成本与质量风险正在形成新的风险传导链：

抢装潮引发的短期扭曲：为赶上“430”（分布式光伏全额上网政策截止）和“531”（存量项目保障政策截止）两个政策节点，2025年上半年出现较大规模抢装。组件价格在短期内被推高至0.73-0.75元/瓦，较前期低点上涨20%以上。这种非理性上涨不仅增加项目成本，更可能诱发“抢工期牺牲质量”的问题，为后续电站运营埋下隐患。

产业链深度调整：2024年光伏产业链价格全线崩跌，多晶硅、硅片、电池片及组件价格较2023年高点下降35%～50%，组件价格一度跌至0.6元/瓦，击穿企业现金成本。隆基、通威等头部企业全年亏损超百亿元，中小厂商大规模退市或破产。储能行业同样面临严重产能过剩，2024年全球储能电芯产能达750GWh，实际需求仅266GWh，中国产能占比超90%，价格战导致电芯价格跌至0.3～0.4元/Wh，较2023年初缩水三分之二。

4、分布式光伏的特殊困境

分布式光伏成为此轮政策调整中受影响最大的领域。截至2024年底，中国分布式光伏累计装机达3.7亿千瓦，占全部光伏发电装机的42%。此前分布式光伏主要采用“自发自用，余电上网”或“全额上网”模式，基本不参与电力市场交易。136号文要求其全面入市，意味着：

收益模式根本转变：从固定电价转向市场化交易，收益确定性大幅降低。

运营复杂度提升：自然人屋顶光伏项目数量众多、规模小，直接参与市场交易成本高、难度大。即使采用聚合模式，也面临计量、结算和利益分配等复杂问题。

5、 储能配套逻辑重构

取消强制配储政策对行业产生双重影响：

短期阵痛：2024年国内储能装机111.6GWh中，新能源指标带来的需求占比高达74.6%。政策调整必然导致这部分需求萎缩，储能企业面临深度洗牌。行业数据显示，2024年2h磷酸铁锂储能系统中标均价下降43%至0.628元/kWh，销量增长下企业却大面积亏损。

长期转型：政策倒逼储能产业从“政策驱动”向“经济性驱动”转型。储能如何在全面市场化交易的背景下找到自己的定位，拓展收益来源，提升其经济性是面临的一项长期课题。

表：不同电源类型市场参与度及影响对比

电源类型	当前市场参与度	136号文影响程度	主要风险点
集中式光伏	部分省份入市比例较高	中度	午间电价低谷、土地使用合规
陆上风电	部分省份入市比例较高	中度	出力波动性、预测准确性
分布式光伏（工商业）	部分省份试点	重度	全额上网取消、现货价格波动
分布式光伏（户用）	基本未入市	极重度	交易成本高、聚合难度大
海上风电	较低	轻度	政策特殊安排、成本优势

资料来源：根据各企业调研及行业分析整理

四、 融资租赁业务战略调整–三大转型路径

面对136号文引发的行业变革，融资租赁公司需从业务定位、风控体系、服务模式和行业布局四个维度进行战略调整，构建适应新型电力系统的专业能力。

1、 聚焦优质资产与区域

融资租赁业务布局需更加注重区域选择和技术偏好，降低政策风险敞口：

优选高消纳区域：重点布局负荷中心省份（如广东、浙江、江苏）及特高压配套基地，这些区域具有高电力需求、强支付能力和完善市场机制的特点。国金证券研究表明，东部省份因清洁转型压力大、用户支付能力强，更可能给予较高投资回报。

倾斜技术领先项目：重点支持具备以下特征的项目：

高效组件应用：对于光伏发电项目采用TOPCon等高效技术（效率>24%），降低单位发电成本

成熟机型应用：对于风力发电项目采用成熟机型，保障项目运营期发电能力。基于风力发电出力曲线的优势，在风电和光伏项目中，优选风力发电项目。

储能技术路线选择：对于储能项目来说，不同技术路线应用场景、造价偏差较大，优选技术成熟且性价比高的储能技术。

战略合作行业龙头：与具备全产业链能力的头部企业建立战略联盟。如正泰、天合、晶科等一体化厂商在开发、建设、运维、售电等方面具备全流程综合服务能力，市场中的越秀租赁、湖北金租等企业与此类行业龙头合作，可降低项目开发风险和运营不确定性。

2、重构风险评估与增信体系

传统以固定电价现金流预测为核心的风控模型需向多情景动态评估转型：

电价预测模型升级：建立基于历史现货价格曲线、中长期合约比例、机制电价补贴的综合预测模型。重点分析：分时电价波动、季节性差异（采暖期、非采暖期）、机制电价补偿等方面。

增信措施创新：机制电价差价结算质押、绿证收益权质押等

交易结构/合作模式优化：与售电公司合作，引入专业售电公司作为长期合作方，提供电价咨询甚至委托运营兜底电价承诺；分阶段还款设计，建设期采用传统租赁结构，运营期切换为与发电量挂钩的弹性租金安排；资产证券化预备，在交易文件中预留ABS发行条款，增强退出灵活性。

3、 深耕专业化运营能力

融资租赁公司需从资金提供者向运营赋能者转型，构建垂直领域专业能力：

电力交易能力建设：专业团队培育–引进电力交易员、能源市场分析师，组建内部交易支持团队，据笔者了解某租赁公司内部已设置电力交易团队，对承租人的电站资产提供运营管理服务，同时，利用电力交易经验及所得交易数据指导新业务开发；引入外部合作机制–与第三方交易平台（如兰木达、飔合科技）签订服务协议，为承租人提供专业支持。

智慧运维系统整合：智能监控部署–实时监控发电效率、设备健康状况；AI预警平台–预测组件衰减、逆变器故障等风险；运维资金监管–建立运维准备金制度。

五、 风险管控体系–全流程管理升级

面对136号文带来的不确定性，融资租赁公司需建立贯穿项目全生命周期的风险管控体系，从前端评估、中期监控到后端处置实现闭环管理。

1、 项目评估阶段：多维尽调与压力测试

政策细则深度分析：建立省级政策追踪专班，重点关注机制电价、机制电量以及结算时效等问题。

技术尽调标准升级：建立核心设备短名单制度，优选头部品牌。优选项目EPC方，规避建设期完工及运营期建设质量风险。

极端压力测试：设计多重压力情景，包括：电价下行、利用小时数偏差、差价结算延迟支付等情况。

2、租中管理：动态监测与灵活调整

电力市场及电站运营监测：重点关注各地电力交易相关数据以及电站发电能力变化。

现金流动态管理：结合电站电费收益情况，关注对租金的覆盖程度，并及时采取相关应对措施。

定期健康诊断：主要包括电站发电能力评估、市场化交易策略有效性分析、偿债能力变化等方面。

3、租后处置：多元化退出与资产重组

市场化退出通道：主要包括ABS、REITs 等金融产品发行。

资产重组策略：引入收购方资源，实现退出，或者引用运营方资源，提升资产价值。

为应对行业变革，融资租赁公司需重点构建三大核心能力：能源政策研判力，重点关注各省承接136号文出台的省级细则、绿证、绿电直供等关键政策；技术价值评估力，培育兼具能源技术与金融知识的复合型团队，掌握LCOE（平准化度电成本）动态计算模型，精准评估全面市场化交易背景下新能源风光储电站的商业价值；资产运营整合力，通过战略投资或合作，整合优质运维资源，打造“融资+技术+运营”一体化服务平台，构建资产全生命周期管理能力。

综上，136号文引发的行业重构既带来严峻挑战，也孕育着创新机遇。融资租赁公司需主动适应能源革命浪潮，从资金中介向能源金融整合者转型，在新型电力系统建设中重塑行业价值。

 

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