电力设备及新能源行业：新能源上网电价市场化改革落地，绿电行业有望加快实现高质量发展

（以下内容从东兴证券《电力设备及新能源行业：新能源上网电价市场化改革落地，绿电行业有望加快实现高质量发展》研报附件原文摘录）
事件：2月9日，国家发改委、国家能源局联合印发《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》（下称“《通知》”），提出按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。
改革总体思路坚持市场化方向，主要围绕三个方面进行：1）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。2）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。3）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。
政策延续新能源市场化交易导向，促进行业高质量发展。《通知》提出推动新能源项目全部入市交易，覆盖范围包括光伏发电（集中式/分布式）、风电（陆上/海上）等项目，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，新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。我们认为，新能源全面入市交易后，将公平承担电力系统调节成本，有望进一步推动我国新型电力系统的建设，提升我国电能量交易市场化水平，促进行业加快实现高质量发展。
完善可持续发展的价格结算机制，差价结算有利于平滑发电侧收益波动。《通知》提出完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，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、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。同时针对新能源发电的随机性、波动性等特点对市场化交易后收入可能产生的潜在波动在市场外建立差价结算的机制，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，通过“多退少补”的差价结算方式，有助于新能源发电企业平滑收入波动影响，形成稳定的收益预期，推动改革平稳进行。
分类施策助力政策平稳衔接，新老划断或催生风光抢装需求。《通知》规定了新能源可持续发展价格结算机制的执行期限，以25年6月1日为存量项目和增量项目的划分节点，其中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），但不高于当地煤电基准价；增量项目纳入机制的电量规模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动态调整，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。我们认为，在保持存量项目平稳运营的同时，通过市场化方式确定增量项目的机制电价，有利于更好发挥市场作用，分类施策亦将对存量项目的政策执行形成平稳的过渡衔接，此外我们认为新老项目划断日期的确定，短期内或催生风光等新能源发电项目的抢装需求。
改革政策对用户侧电价水平影响有限。我们认为此次改革政策对终端用户的电价影响有限，尽管差价结算将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费，终端用户或将承担一定的消纳成本，但具体来看，居民/农业用电仍执行现行目录销售电价政策，而工商业用户预计在改革实施首年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，工商业电价或稳中有降，有助于稳定项目电价预期，提升电站开发意愿，促进风光装机需求稳步提升。
投资建议：现阶段我国新能源发电装机规模占比已超过煤电，达40%以上，深化新能源上网电价市场化改革，有利于全国统一电力市场的建设，并构建更加高效协同的新型电力系统，同时政策中多项细则规定有助于缓解发电侧上网电价下行压力，推动绿电行业高质量发展，新能源发电企业盈利能力有望逐步趋于稳健。相关受益标的：三峡能源、龙源电力等。
风险提示：政策变化及执行力度不及预期、用电需求增长不及预期、市场电价低于预期、新能源装机规模不及预期、绿电消纳不及预期等。