非水消纳权重是136 号文电价机制的核心变量之一，驱动绿电行业从“规模”向“效率”蜕变。我们预计非水消纳权重2030 年达到28%~30%、较2024年提升9-11pct，带动年均风光装机超286GW，同时隐含两大破局变量：1）地域分化加剧催生“资源-消纳-电价”三重溢价，西部依托特高压外送通道有望对冲弃电率风险，而东部负荷中心绿电溢价或形成区域价差带；2）技术迭代重构成本曲线，漂浮式海风较陆风溢价、兑现沿海资源稀缺性，光储一体化IRR 提升突破收益率阈值。聚焦“区域布局+技术壁垒”，优选三峡能源（海上风电龙头）、龙源电力（存量保收益）、中绿电（新疆大基地+光储协同）、南网能源（分布式聚合龙头），把握政策催化与结构性机会。

消纳权重提升驱动新增装机，区域资源禀赋主导布局消纳权重与新能源装机需求呈强正相关，我们测算若2030 年权重达28%~30%，需年均新增风光装机不低于286GW；“十五五”（2026-2030年）风电/光伏装机CAGR 达11%/14%，2030 年风光发电量占比达28%。

区域层面呈现三大特征：1）西部集中式主导：新疆、内蒙古依托风光资源与特高压外送通道，2030 年风光装机或超200GW；2）海上风电战略突围：

当前粤东、长三角已规划深远海项目累计超47GW，漂浮式技术突破打开成长空间；3）中东部分布式放量：山东、河南、江苏等省份整县推进政策下，2030 年分布式光伏装机占增量比例或超60%。

电价机制改革深化，差价结算与区域分化并存

136 号文实施“存量保收益、增量市场化”电价机制：1）存量项目：执行燃煤基准价或核准电价，机制电量比例逐年压缩；2）增量项目：完全市场化竞价，竞价上限受区域电价水平影响（2024 年中长期东部0.4-0.5 元/KWhvs 西部0.25-0.35 元/KWh）。差价结算机制通过“多退少补”平滑收益波动，但资金池依赖用户分摊，东北等高耗能地区存在缺口风险。区域分化加剧：

1）东部高价区：2024 年山东、江苏、浙江绿电溢价达0.02~0.05 元/KWh左右，叠加工商业需求支撑，IRR 超8%；2）西部低价区：青海、新疆弃电率上升导致现货电价走低，依赖差价补偿和储能削峰填谷增加效益。

绿电行业投资策略：把握区域布局与技术壁垒，精选龙头标的绿电投资需聚焦“区域布局+技术壁垒”双重视角，短期把握政策催化下的区域装机放量，中长期布局技术领先且商业模式创新的龙头企业。核心筛选逻辑：1）区域优势：布局沿海负荷中心（广东、浙江）或特高压外送节点（内蒙古、新疆）的项目回报率更优；2）技术壁垒：光储一体化、虚拟电厂等创新模式提升盈利确定性。重点推荐三峡能源、龙源电力、中绿电、南网能源，上述标的凭借资源卡位与技术优势，在新能源行业新周期中有望具备α收益。

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。