2月9日，国家发改委发布《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“《改革》”）。华泰研究电新、公用事业研究团队带来解读。
以下为其最新观点：
电新：新能源上网电价市场化改革落地
25年2月9日，国家发改委发布《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“《改革》”），提出推动新能源项目全部入市交易，建立差价合约机制，明确25年6月1日作为新老划断时点并分类施策，不得将配储作为新建新能源项目前置条件等政策。我们认为《改革》对终端用户电价影响有限，有助于稳定项目收益预期，增加电站开发意愿，利好长期风光需求；对储能短期或利空，长期对灵活出力、提升电能质量提出更高要求，利好储能长期发展；新能源全面入市交易后，将公平承担电力系统调节成本，有利于新型电力系统、全国统一电力市场的建设。
建立差价结算机制，稳定项目电价预期
《改革》建立新能源可持续发展价格结算机制，新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，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。对纳入机制的电量，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。我们认为《改革》对居民、农户电价影响有限，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。
明确新老划断日期，短期风光或抢装
《改革》明确25年6月1日作为新老划断时点，区分存量和增量项目分类施策。存量项目纳入机制的电量、电价等与现行政策妥善衔接，每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年，机制电价按现行价格政策执行，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各地确定消纳权重及用户承受能力确定，机制电价通过市场化竞价方式确定，原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于各地确定的竞价上限。考虑到确定新老划断截止日期，我们预计或将出现新能源项目抢装。
储能：短期需求或受影响，长期利于出清且盈利模式多样化
短期来看，目前国内储能由配储需求主导，根据储能与电力市场，24年国内储能装机规模达111.6GWh，其中新能源指标带来83.2GWh的储能需求，占比达74.6%，政策将导致短期配储需求受影响。从节奏上看，我们测算目前国内已招标未并网项目体量180~200GWh，仍可支撑25年装机量，但我们预计26年装机由于需求承压或将出现下滑；长期来看，电力市场化推进丰富储能终端的盈利模式，储能逐步由强制配储向市场化需求转向，产业链加速优胜劣汰，竞争格局优化，储能行业出清后有望重回增长轨道。
风险提示：下游需求不及预期，政策支持不及预期，测算和实际偏差风险。
公用事业：新能源全面入市，关注电价与供需
新能源全面入市，电力体制改革更进一步
中央发改委明确新能源全面入市，通过“机制电价”保障风光项目回报率，具体执行层面规则取决于各省级主管部门，对2025/6/1前的存量项目和、光热、竞争性配置的海上风电保障性更高。我们预期新能源全面入市之后的电价出清会加速，有助于行业更快迎来供需的拐点。我们判断，火电等具有调节能力的电源在现货与中长期的分时优势会更加凸显，2H25开始如果新项目降速，有利于电力行业的供需压力缓解，绿电公司现金流可能出现拐点。
交易层面：新能源全面入市，利好调节性电源
2025年2月9日，国家发改委网站正式发布《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》，明确了新能源入市规则，风电光伏项目上网电量原则上全部进入市场。2023年以来，电力供需形势逆转，2024-25年的中长期交易电价持续同比下滑，新能源的全面入市无疑会加剧电价下行的速度，尤其在现货连续运行的省份，价格信号对实际供需的反应会更为灵敏。我们判断更清晰合理的价格信号：1）现货电价波动增大，利好储能和火电等调节能力强的电源品种；2）中长期电价出清加速，有利于通过电价引导供需，行业更快穿越供需底部。
结算层面：机制电价稳定新能源项目回报率，新老划断在2025/6/1
2024年我国风光电量比例仅18%，对应“双碳目标”我国新能源渗透率还有很大提升需求，所以通知创新性出台“机制电价”（不得高于当地燃煤基准），在市场外建立差价合约机制，由省级主管部门考虑合理成本和收益、绿色价值、用户承受能力、电力供需形势等确定机制电量和机制电价，建立新能源可持续性的价格结算方式，纳入当地系统运行费，由全部工商业用户分摊。其中，对2025/6/1前投产的存量项目和、光热、竞争性配置的海上风电保障性更高。通知同时规定：1）新能源项目不得强制配储，2）纳入机制电量部分，不重复获取绿证。
短期关注电价，长期关注绿电资本开支与供需拐点
中央政策明确了新老划断时间点与“机制电价”的原则，具体操作依然取决于各地主管部门的规则。绿电：2024年全国新能源入市比例已经超过50%，边际影响有限；倘若机制电价保护力度足够，消纳压力不大的省份新能源项目盈利可能迎来较大上行空间；市场更关注自由现金流，如果政策后新项目投资可以放缓，对股价的提振会更为有效。火电核电水电：有调节能力的电源会更为受益，建议关注供需拐点。
风险提示：机制电价政策执行低于预期，煤价超预期波动，政策后新能源投资没有明显放缓。
2月9日，国家发改委发布《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“《改革》”）。华泰研究电新、公用事业研究团队带来解读。
以下为其最新观点：
电新：新能源上网电价市场化改革落地
25年2月9日，国家发改委发布《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“《改革》”），提出推动新能源项目全部入市交易，建立差价合约机制，明确25年6月1日作为新老划断时点并分类施策，不得将配储作为新建新能源项目前置条件等政策。我们认为《改革》对终端用户电价影响有限，有助于稳定项目收益预期，增加电站开发意愿，利好长期风光需求；对储能短期或利空，长期对灵活出力、提升电能质量提出更高要求，利好储能长期发展；新能源全面入市交易后，将公平承担电力系统调节成本，有利于新型电力系统、全国统一电力市场的建设。
建立差价结算机制，稳定项目电价预期
《改革》建立新能源可持续发展价格结算机制，新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，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。对纳入机制的电量，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。我们认为《改革》对居民、农户电价影响有限，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。
明确新老划断日期，短期风光或抢装
《改革》明确25年6月1日作为新老划断时点，区分存量和增量项目分类施策。存量项目纳入机制的电量、电价等与现行政策妥善衔接，每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年，机制电价按现行价格政策执行，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各地确定消纳权重及用户承受能力确定，机制电价通过市场化竞价方式确定，原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于各地确定的竞价上限。考虑到确定新老划断截止日期，我们预计或将出现新能源项目抢装。
储能：短期需求或受影响，长期利于出清且盈利模式多样化
短期来看，目前国内储能由配储需求主导，根据储能与电力市场，24年国内储能装机规模达111.6GWh，其中新能源指标带来83.2GWh的储能需求，占比达74.6%，政策将导致短期配储需求受影响。从节奏上看，我们测算目前国内已招标未并网项目体量180~200GWh，仍可支撑25年装机量，但我们预计26年装机由于需求承压或将出现下滑；长期来看，电力市场化推进丰富储能终端的盈利模式，储能逐步由强制配储向市场化需求转向，产业链加速优胜劣汰，竞争格局优化，储能行业出清后有望重回增长轨道。
风险提示：下游需求不及预期，政策支持不及预期，测算和实际偏差风险。
公用事业：新能源全面入市，关注电价与供需
新能源全面入市，电力体制改革更进一步
中央发改委明确新能源全面入市，通过“机制电价”保障风光项目回报率，具体执行层面规则取决于各省级主管部门，对2025/6/1前的存量项目和、光热、竞争性配置的海上风电保障性更高。我们预期新能源全面入市之后的电价出清会加速，有助于行业更快迎来供需的拐点。我们判断，火电等具有调节能力的电源在现货与中长期的分时优势会更加凸显，2H25开始如果新项目降速，有利于电力行业的供需压力缓解，绿电公司现金流可能出现拐点。
交易层面：新能源全面入市，利好调节性电源
2025年2月9日，国家发改委网站正式发布《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》，明确了新能源入市规则，风电光伏项目上网电量原则上全部进入市场。2023年以来，电力供需形势逆转，2024-25年的中长期交易电价持续同比下滑，新能源的全面入市无疑会加剧电价下行的速度，尤其在现货连续运行的省份，价格信号对实际供需的反应会更为灵敏。我们判断更清晰合理的价格信号：1）现货电价波动增大，利好储能和火电等调节能力强的电源品种；2）中长期电价出清加速，有利于通过电价引导供需，行业更快穿越供需底部。
结算层面：机制电价稳定新能源项目回报率，新老划断在2025/6/1
2024年我国风光电量比例仅18%，对应“双碳目标”我国新能源渗透率还有很大提升需求，所以通知创新性出台“机制电价”（不得高于当地燃煤基准），在市场外建立差价合约机制，由省级主管部门考虑合理成本和收益、绿色价值、用户承受能力、电力供需形势等确定机制电量和机制电价，建立新能源可持续性的价格结算方式，纳入当地系统运行费，由全部工商业用户分摊。其中，对2025/6/1前投产的存量项目和、光热、竞争性配置的海上风电保障性更高。通知同时规定：1）新能源项目不得强制配储，2）纳入机制电量部分，不重复获取绿证。
短期关注电价，长期关注绿电资本开支与供需拐点
中央政策明确了新老划断时间点与“机制电价”的原则，具体操作依然取决于各地主管部门的规则。绿电：2024年全国新能源入市比例已经超过50%，边际影响有限；倘若机制电价保护力度足够，消纳压力不大的省份新能源项目盈利可能迎来较大上行空间；市场更关注自由现金流，如果政策后新项目投资可以放缓，对股价的提振会更为有效。火电核电水电：有调节能力的电源会更为受益，建议关注供需拐点。
风险提示：机制电价政策执行低于预期，煤价超预期波动，政策后新能源投资没有明显放缓。
