本报告导读：

国家发改委提出市场外建立差价结算机制，有望保障新能源项目合理收益水平，支持新能源高质量发展。

投资要点：

投资建议：维持公用事业行业“增持”评级。改革驱动下的电源定位转变已然发生，把握细分子版块的结构性机会。（1）火电：精选区位优势占优、分红吸引力提升的品种，推荐皖能电力、申能股份、华电国际电力股份（H）、国电电力。（2）水电：逆向布局优质流域的大水电，推荐长江电力、川投能源。（3）核电：长期隐含回报率值得关注，推荐中广核电力（H）、中国核电。（4）风光：政策驱动下行业要素有望改善，精选风电占比高的优质个股，推荐云南能投。

事件：2025 年2 月9 日，国家发改委、国家能源局发布《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》（下文简称《通知》）。

市场外建立差价结算机制，保障项目合理收益率支持新能源高质量发展。《通知》首次提出建立差价结算机制：1）新能源在市场外建立差价结算的机制，对纳入机制电量由电网企业按规定开展差价结算；2）新能源项目以“2025 年6 月1 日投产”为时间节点划分存量项目及新增项目，存量项目机制电价按现行价格政策执行（享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行），新增项目机制电价初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。我们认为差价结算机制：1）有利于防止存量新能源项目进入市场化交易后上网电价大幅下滑，保障项目合理收益率；2）有助于稳定增量新能源项目投资开发收益预期，预防新能源项目开发陷入低水平无序竞争状态。《通知》将“纳入差价结算机制的新能源电价水平、电量规模、执行期限等”均由各省省级价格主管部门等明确，我们预计各省份差价结算机制具体标准仍需后续省级政策细则予以明确。此外，差价结算机制“原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定市场交易均价”，同一省份同类型新能源项目执行相同“结算差价”，我们认为该机制下低度电成本的新能源项目仍将维持区域内的超额收益。

市场化进程进一步加快，价格机制完善有望充分发挥价格发现功能。在市场机制建设层面：1）《通知》首次明确“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”，我们认为该举措有望进一步提升我国电能量交易市场化水平，更好发挥电能量市场价格发现作用；2）《通知》提出“适当放宽现货市场限价”，我们认为在电力系统灵活调节能力日益稀缺的背景下，煤电等灵活调节性电源有望受益于现货市场峰谷价差拉大；3）差价结算机制“将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用”，我们认为差价结算费用有望传导至下游用户，而非电源侧“零和博弈”。

风险因素：用电需求不及预期，风光消纳问题超预期，煤炭价格超预期，市场电价低于预期等。