新能源发电重大政策点评：新能源上网电价市场化改革推进，新能源发电项目收益率有望维持合理水平

请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告 | 2025年02月10日优于大市1新能源发电重大政策点评新能源上网电价市场化改革推进，新能源发电项目收益率有望维持合理水平 行业研究·行业快评 公用事业 投资评级：优于大市（维持）证券分析师：黄秀杰021-61761029huangxiujie@guosen.com.cn执证编码：S0980521060002证券分析师：郑汉林0755-81982169zhenghanlin@guosen.com.cn执证编码：S0980522090003证券分析师：刘汉轩010-88005198liuhanxuan@guosen.com.cn执证编码：S0980524120001联系人：崔佳诚021-60375416cuijiacheng@guosen.com.cn事项：2025 年 2 月 9 日，国家发改委、国家能源局印发《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》（以下简称《通知》）。国信公用环保观点：1）《通知》主要内容：一是推动新能源上网电价全面由市场形成，新能源项目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；二是建立新能源可持续发展价格结算机制，纳入机制的新能源电价水平（简称机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确，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，系统运行费用由工商业用户承担。此外，《通知》坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。2）本次新能源上网电价市场化改革政策对居民、农业用户电价水平没有影响，居民、农业用户用电仍执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户，根据国家发改委公开信息，静态估算，预计改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年相比基本持平，电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区可能略有下降，后续工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动。3）政策保障新能源项目合理收益率，促进新能源发电行业稳健发展。《通知》在推动新能源全面参与市场的同时，建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价，差价结算方式让新能源发电企业有合理稳定的预期，促进行业平稳健康发展。投资建议：新能源发电上网电价市场化改革政策落地，新能源上网电价由市场形成，同时推行新能源可持续发展价格结算机制，差价结算方式有助于新能源发电项目维持合理收益率水平，新能源发电盈利有望逐步趋于稳健。推荐全国性新能源发电龙头企业龙源电力、三峡能源，区域优质海上风电企业广西能源、福能股份、中闽能源以及存量风光资产优质且积极开拓第二增长曲线的金开新能。风险提示：电价下降，政策变化风险，绿电消纳水平下降，用电量增速不及预期。评论： 新能源发电装机容量、发电量持续增加，新能源发电发展面临电价、消纳挑战目前新能源发电装机容量占比超 40%。国家能源局数据显示，截至 2024 年，国内风电、光伏累计装机容量分别为 52068、88666 万千瓦，分别同比增长 18.0%、45.2%，占全国发电装机容量的比例分别为 15.55%、26.48%，分别同比增加 0.43、5.60pct，合计占比为 42.03%。目前新能源发电成为我国电力装机结构中的重要组成部分。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告2新能源发电量持续增加。国家能源局数据显示，2024 年，全国风电发电量 9916 亿千瓦时，同比增长 16%，占全国全社会用电量的比例为 10.1%；光伏发电量 8341 亿千瓦时，同比增长 44%，占全国全社会用电量的比例为 8.5%；风光新能源发电量占全国全社会用电量的比例合计为 18.6%，完成国家“十四五”期间可再生能源电力非水电消纳责任权重目标。资源与需求空间逆向分布以及新能源出力与用电负荷变化时间错配，电价、消纳问题引起市场担忧。由于我国风光新能源资源分布与电力需求存在空间错配，以及风光新能源出力与用电负荷在时间上的错配，导致随着新能源并网规模持续增加，西部一些地区的风光新能源大发时段存在电量供过于求的情况，风光新能源消纳面临挑战，弃风弃光率开始上升，新能源参与市场化交易电量的电价呈下行趋势，部分地区电力现货市场出现负电价现象，对项目收益率带来一定影响。2024 年以来，新能源发电利用率水平呈现下降趋势，市场化交易电价亦有所下行，新能源电量不确定和电价不稳定问题有所加剧。2024 年，全国风电光伏利用率分别为 95.9%、96.8%，分别同比减少 1.4、1.2pct，新能源发电项目弃风弃光率水平同比有所提升。图1：国内风光新能源装机容量及占比情况（万千瓦）资料来源：国家能源局，中电联，国信证券经济研究所整理图2：国内新能源发电量及占比情况（亿千瓦时）资料来源：国家能源局，中电联，国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告3图3：2021 年以来国内弃风率情况图4：2021 年以来国内弃光率情况资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，国信证券经济研究所整理资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，国信证券经济研究所整理 新能源上网电价市场化改革推进，新能源发电项目收益率有望维持合理水平新能源上网电价机制亟待市场化改革深化推进。新能源发电装机不断增加，而新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，矛盾日益凸显，亟需深化新能源上网电价市场化改革，更好发挥市场机制作用。同时，当前新能源投资成本大幅下降，各地电力市场快速发展、规则逐步完善，为新能源全面参与市场创造条件。2025 年 2 月 9 日，国家发改委、国家能源局印发《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》。《通知》主要内容：一是推动新能源上网电价全面由市场形成，新能源项目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；二是建立新能源可持续发展价格结算机制，纳入机制的新能源电价水平（简称机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确，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，系统运行费用由工商业用户承担。《通知》坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。具体而言，2025 年 6 月 1 日以前投产的存量项目机制电价按现行价格政策执行，不高于煤电基准价；电量规模则由新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。2025 年 6 月 1 日起投产的新能源增量项目，每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定；机制电价由各地每年组织已投产和未来 12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入