公用事业行业点评报告：新能源全面入市，建立新能源可持续发展价格结算机制

（以下内容从东吴证券《公用事业行业点评报告：新能源全面入市，建立新能源可持续发展价格结算机制》研报附件原文摘录）
投资要点
事件：国家发展改革委、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》。
自上而下，明确新能源全面入市与价格机制。《通知》要求新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全面进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，可报量报价参与，也可以接受市场形成的价格。根据中国各地2025年电力交易方案，各地对于新能源入市比例、价格机制等差异明显。《通知》此次自上而下明确新能源全部入市，并统一明确新能源上网电价市场化形成机制，新能源迎来新的发展阶段。各地要在2025年底前出台并实施具体方案。
完善健全现货和中长期市场，支撑新能源全面市场化。全面进入市场背景下，现货和中长期市场交易和价格机制进一步健全和完善。1）现货市场：现货上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，现货下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定。2）中长期市场：缩短交易周期，提高交易频次，允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议。
新机制落地，建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源参与市场后，在市场外建立差价结算的机制。机制电价（纳入机制的新能源电价水平）、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。对于纳入机制的电量，由电网企业按照规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。在新能源可持续发展价格结算机制的新机制下，差价结算保障合理稳定收益，差价结算费用通过系统运行费用实现向用户侧传导。
新老划段，存量和增量项目分类施策。以2025年6月1日进行新老划段，一）存量项目（2025/6/1以前投产）：1）电量规模：妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，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；2）机制电价：按照现行价格政策执行，不高于当地燃煤基准价；3）执行期限：按照现行相关政策保障期限确定。二）增量项目（2025/6/1以后投产）：1）电量规模：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和用户承受能力等因素确定；2）机制电价：各地每年组织已投产和未来12月内投产、且未纳入机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，原则上按入选项目最高报价确定，竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力供需、用户承受能力等确定，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：按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。存量项目稳步衔接现行政策，增量项目合理确定规模和电价。
保障落实，强化政策协同。强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。坚决纠正纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，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。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。
投资建议：自上而下明确新能源全部入市，明确新能源上网电价市场化形成机制，新能源迎来新的发展阶段。项目电价政策的确定性，项目收益的确定性增强。建议关注【H龙源电力】【三峡能源】【中闽能源】。
风险提示：政策执行进展不及预期、电力市场价格波动、竞争加剧