电力行业点评：新能源全面入市电价机制出台 稳定电价预期

　　2 月9 日，国家发改委、国家能源局联合发布《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》，并要求各地要在2025 年底前出台并实施具体方案。
　　全面推进新能源入市交易，全电量无差别市场定价。《通知》明确提出，新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。在现货市场中，现货市场放宽限价，允许电价在工商业尖峰电价与新能源成本收益间浮动，由省级价格主管部门确定。在中长期市场中，缩短交易周期至“周、多日、逐日”；绿电交易明确分立电能量价格与绿证价格。此外，鼓励新能源企业与用户签订多年购电协议。
　　建立差价结算机制、“多退少补”稳定电价，保障企业预期收益。市场外建立差价结算机制，纳入机制的新能源电价水平（机制电价）、电量规模、执行期限等由各省相关部门明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。对纳入机制的电量，市场交易均价与机制电价差额由电网差价结算，结算费用纳入系统运行费用。其中，市场交易均价根据电力现货市场运行情况分别确定：现货市场连续运行地区按照月度同类项目加权平均价格确定；现货市场未连续运行的确按照中长期同类项目加权平均确定。
　　2025 年6 月1 日为节点新老项目划断，分类确定机制电量&电价。
　　存量项目（2025 年6 月1 日以前投产）：①电量：各地确定机制电量规模，机制电量比例可自主确定，但不得高于上一年。②电价：机制电价按现行价格政策结算、不高于燃煤基准价。③光热、竞配海风项目具体执行按各地现行政策。
　　增量项目（2025 年6 月1 日起投产）：①电量：机制电量由上年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况决定。②电价：机制电价由已投产和未来12 月内投产且未纳入过机制执行的项目自愿竞价形成、由最高报价确定，但不得高于竞价上限。初期成本差异大可按技术类型分类组织。竞价上限由各省价格管理部门确定，初期可设置竞价下限。
　　我们认为，新能源全面推进入市电价方案出台，建立差价结算机制，明确新老项目划断节点，全面推入市场交易同时阶段性稳定企业合理预期收益。2025 年上半年可能会刺激行业抢装。考虑到国家政策出台，但机制电价、机制电量、竞价限制等细节还需地方根据自身情况制定，预期未来新能源区域差异化仍将凸显。建议优先关注低估港股绿电以及风电运营商新天绿色能源（H）、龙源电力（H）、中闽能源、福能股份，同时关注电力市场化程度加深后更具灵活调节能力的电源，推荐关注火电皖能电力、申能股份、华电国际、建投能源，利好灵活性改造，推荐关注青达环保、华光环能。
　　风险提示：政策落实不及预期；电价下跌风险；补贴回收不及预期。
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