6月3日，长江证券发布公共事业行业报告。

绿电直连加速推进，绿电电价机制及消纳再获新路径。5月30日，国家发改委、国家能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，首次从国家层面明确“绿电直连”这一新能源供用电新模式的规则框架，明确允许风电、光伏等新能源通过直连专线向单一用户点对点供电。实际上绿电直连并非新名词，为应对欧盟电池法案及出口型企业的绿电需求，2月份江苏省就已经推行绿电直连试点，而今将绿电直连上升至国家层面的支持，体现出加大绿电直连项目推广的坚定决心。

根据通知要求，绿电直连项目自发电量占总发电量比重不得低于60%、占项目总用电量比重不低于30%，上网电量占总可用发电量的比例上限由各省级能源主管部门结合实际确定，一般不超过20%。通知明确直连电源主要产出为项目自身消纳，而非大量外送。并要求随着技术进步逐步提高自用比例，到2030年前项目自用绿电占总用电的比例应不低于35%。值得关注的是通知表示，项目电源和负荷不是同一投资主体的，应签订多年期购电协议获合同能源管理协议。也就是说绿电直连有望签订类PPA长期电价协议，降低项目电价风险，考虑绿电直连额外绿证收益，项目收益率有望得到充分保障。分类来看，由于大型基地型项目远离负荷中心，绿电直连面临较大的输电距离及成本挑战，因此分布式工商业光伏、海上风电以及部分西部地区源网荷储一体化项目将更会直接受益。而且从政策取向来看，绿电直连存在明显需求导向型态度，也就是说绿电直连项目的需求确定性以及消纳水平有望优于传统项目，也将意味绿电直连项目将核心依托源随荷动的发展思路，行业发展速度也将更加合理。

绿电发展进入新时代，机制电价竞价将全面开启。实际上需求导向的方向不仅仅限于绿电直连，6月1日我国绿电新增项目正式告别基准电价机制，全面拥抱市场化改革，根据136号文，6月1日起我国新增绿电项目上网电量及上网电价将分为两个部分，机制电量执行机制电价，非机制电量执行市场电价，其中机制电价将不再执行基准电价，而是通过市场化竞争的方式，通过供需互动竞价形成最终的价格水平。而且与绿电直连相类似的是，机制电量及机制电价的执行年限将在12年左右，类PPA长期协议的价格水平有望对长期盈利形成稳定的预期。

由于6月1日起，新增绿电项目逐步开启机制电价的竞价，但多数省份当前仍未披露竞价执行细则及136号文配套方案，因此出于降低电价风险的考虑，6月份起我国新增装机增速或将有所回落，绿电有望正式告别供给主导的高速成长期，进入由市场调节装机节奏的成熟期。新增装机的回落对行业并非负面影响，而更加需要看到其中的积极作用：1）绿电供给增速放缓有望使得绿电市场化电价压力有所缓解；2）需求主导行业远期成长也将使得消纳压力进一步缓和；3）行业资本开支压力也有望同步放缓，分红以及负债压力也将步入持续优化时代。