5月8日山东省发改委下发全国首份136号文细则，即《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》和《山东省新能源机制电价竞价实施细则（征求意见稿）》，以“全电量入市+差价结算”为核心，推动新能源从固定电价向市场化定价转型。存量项目以0.3949元/千瓦时的机制电价锁定基础收益，中长期需提升效率对冲退出风险。增量项目通过竞价形成电价，收益率区间收窄，关注成本优势和技术迭代。用户侧分摊系统成本，有望催生负荷聚合与虚拟电厂等新商业模式，但需关注用户分摊压力的长期可持续性。绿电行业从规模向效率蜕变，短期建议配置存量项目占比高、现金流稳定的运营商；中长期关注具备技术优势及成本管控能力的龙头企业。
　　存量项目：短期收益稳定，中长期需提升效率对冲退出风险
　　存量项目机制电量上限参考外省新能源非市场化率，我们预计或略低于山东省当前非市场化比例（2024年年底前投产项目为90%、2025年新投产风电70%/光伏85%）。短期看，存量机制电价0.3949元/千瓦时、和现行标杆电价一致，可稳定存量项目利润和现金流；但全生命周期执行期满后，项目将完全暴露于市场电价波动。我们认为存量资产运营效率重要性提升，未来或通过绿证交易等方式对冲市场化风险。
　　增量项目：收益率区间收窄，关注成本优势和技术迭代
　　增量项目竞价电量根据非水可再生消纳权重和用户承受能力综合确定，若申报充足率不足125%，则竞价电量将缩减至申报电量的80%；2025年首次竞价上限不高于上年度结算均价（0.346~0.383元/KWh），我们认为将促使企业降低初始投资与运维成本；竞价下限参考先进电站度电成本，保护行业收益率底线。政策明确储能不作为并网前置条件，利好光伏、风电降本，但需通过辅助服务市场弥补调节能力短板。我们认为具备低造价、高发电小时数和技术迭代能力的企业在增量项目中占据竞争优势。
　　用户侧分摊系统成本，有望催生负荷聚合与虚拟电厂等新模式
　　差价结算、容量补偿等成本通过用户侧分摊，可能推高工商电价，刺激企业转向绿电直购、负荷聚合等模式。政策限制机制电量参与绿证交易，用户可通过剩余市场化电量购买绿证，利好独立绿证交易平台。负荷聚合商、虚拟电厂等业态有望兴起，或与高耗能企业绑定开发“绿电+储能”定制化解决方案，捕捉用户侧降本需求。
　　风险提示：政策执行不及预期；技术进步滞后导致成本压力；测算与实际情况出入。