公用事业及环保产业行业研究：新能源全面入市，存量+省内α资产价值凸显

（以下内容从国金证券《公用事业及环保产业行业研究：新能源全面入市，存量+省内α资产价值凸显》研报附件原文摘录）
事件
2 月 9 日，国家发改委、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》（下称《通知》），标志着新能源电价形成机制进入全新阶段——新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。
点评
《通知》出台， 里程碑意义突出，超前实现新能源全面入市。 按照 22 年发改 118 号文，新能源全面入市节点定在 2030 年，提前实现主因： 截至 24 年底新能源装机已达 14.1 亿千瓦，超前投资下提前 6 年超过了原装机规划（2030 年底新能源装机 12 亿千瓦），继续保障收购的压力较大；新能源成本快速下滑，继续按原固定电价上网对用户有失公平。新能源全电量入市后预计将在更多时间段主导市场电价， 反映实际的用电供需， 推动电力系统转型（清洁低成本的可再生能源电量占比提升、火电向保供/调节电源转变）。
《通知》提出“新老划断” +“可持续发展价格结算机制”，体现政府信用、 对存量项目兜底情况好于预期； 以市场竞价指引未来投资，增量项目投资趋于理性。 总体而言，对新老项目未来收益的可预期性相比当前均有提升。
对存量新能源的影响： 25 年 6 月以前并网的老项目，机制电价维持现行电价机制；机制电量比例由地方确定，参考当前保障比例；执行期限同现行保障机制。
《通知》出台后，存量项目保障电量比例/价格进一步下降的政策风险降低， 至少在国家层面明确了“保存量”原则。所在省份目前电价机制较为宽松的存量机组受益； 已占据稀缺优质点位的风电机组受益。
对增量新能源的影响： 25 年 6 月以后并网的新项目，机制电价由发电企业竞争确定，参考装机成本；机制电量比例由地方确定，参考可再生能源消纳责任权重完成情况、用户电价承受能力等多方因素，执行期限为项目平均回本周期。
《通知》出台后，机制的核心要素均取决于地方态度， 需平衡好清洁能源转型与用能成本的关系。受制于资源禀赋， 东部未来将面临更大的清洁转型压力，同时省内用户支付能力尚可，因此开发态度更为积极。预期这类省份仍将给予相对较高的投资回报，海风投资价值凸显。
重视具备α 的新能源存量/增量资产。我们认为全面入市后将加大新能源公司收益分化， 省内α公司脱颖而出。《通知》指出： 对纳入机制的电量，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，即当企业在市场化竞争中取得的电价高于省内同电源类型均价，该溢价将由企业获得而不会被回收。我们认为市场交易策略更优异、更靠近负荷中心或外送通道、出力曲线与负荷曲线更贴近的风电资产体现α价值，收益水平将跑赢省内竞争对手。
投资建议与估值
建议关注：靠近负荷中心或外送通道、资源优质、参与市场竞争能力强的α公司龙源电力（H）、云南能投；价格机制已提前明确、装机增量空间大的海风公司；开拓分散式风电业务的南网旗下合同能源管理公司南网能源等。
风险提示
新建项目竞价内卷使得新增装机下降风险、远离负荷中心或初始投资成本较高项目市场化竞争力不足风险、与地方现行新能源入市机制衔接效果不及预期风险等。