事件：2 月9 日，国家发展改革委、国家能源局重磅发布《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），坚持市场化方向，推动新能源上网电量全面进入市场、上网电价由市场形成，配套建立可持续发展价格结算机制，区分存量和增量分类施策，促进行业持续健康发展。

改革主要内容有三方面：

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。同时，完善现货及中长期市场交易和价格机制，适当放宽现货市场限价，缩短中长期交易周期，提高交易频次；绿电交易申报和成交价格分别明确电能量及绿证（环境权益）价格。

二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）、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。现货运行（未运行）地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场（交易活跃周期的发电侧中长期交易）同类项目加权平均价格确定。

我们认为该政策给予地方政府裁量权，由于各省新能源发展与供需情况各异，地方可以根据自身情况平衡新能源发展与下游电价；差价合约机制对结算电价起到兜底作用，保障项目基本收益。市场交易均价的形成避免无序竞争，企业报价策略和运营水平对项目收益影响明显。

三是区分存量和增量项目分类施策。存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定。2025 年6 月1日以前的项目按现行政策实施，之后的项目纳入机制电价的新能源项目：

①电量规模：由各地非水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；②机制电价：每12 个月由已投产和将投产且未纳入机制项目资源参与竞价形成。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定；初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限；③执行期限：同类项目平均回收初始投资期限。我们推断机制电价的下限为项目盈亏平衡点对应电价，上限为项目合理收益水平对应电价。该机制针对新增项目实行中国式的CFD（差价合约），降低新增项目的风险，行业超额收益逐渐回归合理收益水平，但收益预期更加明确。

针对此次改革中的保障措施有三点值得注意：

一是新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核；二是不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件；三是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。这三点措施放开了消纳红线、彻底取消强制配储政策、明确带补项目照旧执行，行业从成长保护期逐步进入成熟期。

新能源全面入市后，对电力市场的影响：

一是绿电运营商有望受益：（1）预期收益水平有望企稳：新能源机制电价的实施有助于明确投资底线，大幅降低亏损投资比例；（2）存量项目有望改善：

三北地区部分亏损项目有望受益于机制电价的兜底作用而改善；（3）行业新增规模有望提速：新能源项目平价入市后，行业风险因市场交易电价持续下探开始暴露，导致24 年投资加速收紧，政策出台后部分地区项目有望重启。

（4）并购重启，集中度持续提升：行业从超额收益时代进入较低的合理收益水平，运营管理水平和融资成本重要性进一步提升，大量小型运营商将逐步退出市场。

二是火核承压，容量电价政策有望提速：新能源全面入市、机制电价政策为其提供场外保障，风光零边际成本优势为市场有利竞争条件，高电价电源将进一步承压，容量电价政策需提速。

投资建议：新能源全面入市后，非市场化干涉电价和对项目投资的不正当要求被打压，消纳困境也将依靠市场改善。建议关注新能源行业龙头上市公司：龙源电力、三峡能源。

风险提示：宏观经济下行风险、政策执行情况不及预期、用电量需求下滑、装机量不及预期、市场电价不及预期。