公用事业：深化新能源上网电价市场化改革点评-政策完善新能源上网机制 关注低估值风电与电力交易环节
投资要点：
事件：国家发改委2025年2月9日发布《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“通知”），意味着“全国性政府差价合约机制”落地。在建设全国统一电力市场背景下，本通知为新能源全面入市首份纲领性文件，制定了诸多原则性方向，尽管具体执行仍需参考各地方细则文件，但本通知具有指导意义。
推动新能源上网电量全面入市，执行新老划断与差价结算。1）新老划断：考虑到新能源项目的成本差异，通知明确项目分类上新老划断，2025年6月1日以前投产均为存量项目，可简单理解为老项目执行老办法。2）差价结算：为保障新能源可持续发展，场外建立差价结算机制。纳入差价机制的电量，参与市场化交易但按照差价机制电价结算，由电网月度结算，计入系统运行费用，多退少补。新能源全面入市仍旧是有保护的入市，新老划断与差价结算机制均是为了呵护新能源的可持续发展。
存量高收益项目有望维持收益，增量项目收益率有稳定预期，行业或进入更健康的发展周期。1）存量项目：电量电价机制延续现有政策，最理想的情况是，上网电价保持当地燃煤标杆电价（补贴项目按照原有规定执行），保障利用小时数延续2025年政策。超出此前市场预期，但具体实施情况仍需参考各地细则。2）新增项目：上网电量=差价机制电量+市场化电量，其中机制电量由当地非水电可再生能源电力消纳责任权重以及用户承受能力等因素确定，预计机制电量小于新增装机发电能力。机制电价采用竞价形成，预计在当前供给大于需求的情况下，部分新能源项目为了谋求稳定电价争抢差价电量，报低价以求中标。考虑企业可持续发展与竞价规则，差价机制电价或为当地成本最高的新能源项目的成本价。
参与差价机制的增量新能源项目回报率虽不会乐观（不参与差价机制的项目在市场中各凭本事），但这已在预期内，我们强调，本通知意义在于稳定新能源项目投资回报率，减少未来的不确定性。当前三北地区光伏市场化电价部分已到成本价，预计新增项目差价电价下滑压力不大。另外通知明确机制电价执行周期与项目投资回收周期相关，单个项目竞价中标后，其差价电量部分或在多年维度固定，在可预期的电价周期内，新能源项目或可测算更实际的收益率，也给运营商提供更加可测的预期。若运营商在本地出现亏损项目或收益率不达标，预计将减少该地方增量项目投资。
交易规模、复杂度有望提升，利好电力交易环节。（1）交易规模持续扩大：存量保障性项目此前为非市场电，这部分电量直接转化为市场电；新增项目全部入市也将持续提升电力交易规模；（2）交易效益重要性提升：电力交易结果的好坏对新能源运营线利润有重大影响，而在机制电价下交易效益能否保留取决于差价补贴数额为单个电站与机制电价的差额、还是平均电价与机制电价的差额，如果是后者则可以保留；（3）交易完整性、复杂度提高：新能源全部入市后市场趋于完整，交易规则和逻辑将趋于复杂化，对电力交易的要求，需要专业化的电力交易或辅助决策商参与；（4）带动聚合商模式：政策未区分集中式和分布式，预计分布式也可能执行类似政策。分布式电源需要以聚合商的形式参与，对聚合商商业模式也带来利好。
投资分析意见：运营商方面，本通知利好存量项目以及增量优质项目（差价机制下同地区同电价情况下回报率更优，市场化电价结算下市场化交易电价更优），关注低估值风电运营商以及具备优秀管理能力的公司，重点关注：龙源电力（H）、新天绿色能源（A+H）、大唐新能源、中广核新能源、华润电力。电力交易及聚合商方面，重点关注国能日新，建议关注朗新集团等。
风险提示：各地电价政策不及预期，新能源建设不及预期，电网建设低于预期。
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