新能源上网电价全面市场化改革：政策解读与市场影响分析

新能源上网电价全面市场化改革：政策解读与市场影响分析

引用

新浪网

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https://finance.sina.com.cn/roll/2025-02-16/doc-inekrvxh5252682.shtml

国家发展和改革委员会与国家能源局近日发布《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》，标志着我国新能源上网电价将全面实现市场化。这一政策调整不仅解决了固定电价存在的问题，还通过建立差价结算机制等措施，为新能源行业的可持续发展提供了有力保障。

政策要点

国家发展和改革委员会和国家能源局发布了《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》，旨在深化新能源上网电价市场化改革，解决固定电价存在的问题，推动新能源高质量发展。该通知强调了市场在资源配置中的决定性作用，并提出以下主要改革措施：

1. 新能源上网电价市场化：新能源项目（如风电、太阳能发电）的上网电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易形成价格。
2. 完善现货市场交易和价格机制：推动新能源公平参与实时市场，适当放宽现货市场限价，并完善中长期市场交易规则。
3. 新能源可持续发展价格结算机制：在市场外建立差价结算机制，对纳入机制的电量进行差价结算，以保障新能源企业的合理收益。
4. 改革区分存量和增量项目，实施分类施策，确保行业平稳过渡。同时加强组织落实，强化政策协同，做好跟踪评估，以确保改革的顺利实施和效果

此政策有助于稳定企业预期，促进电力资源高效配置，对电力行业具有积极意义，将促进新型电力系统建设，加快全国统一电力市场建设。

券商观点

政策核心

• 新能源全面入市：新能源上网电价全面市场化，通过市场交易形成上网电价。
• 差价结算机制：建立差价结算机制，稳定新能源收益，促进可持续发展。
• 新老项目分类施策：区分存量和增量项目，分类施策，确保平稳过渡和市场化发展。

积极影响

• 市场化机制：这标志着新能源价格形成机制的重要突破，可以促进行业高质量发展和资源有效配置，促进全国统一电力市场建设，推动行业进入新的发展阶段。
• 稳定收益：差价结算机制有效缓冲新能源收益波动，稳定企业盈利预期，保障新能源项目的可持续发展。
• 协同发展：引导新能源与调节性电源协同发展，有助于存量项目平稳运营，并通过市场化方式形成新增项目的机制电价。

潜在风险

• 政策执行：政策推行过程中可能面临阻力，影响预期效果。
• 风光资源：风光资源波动可能影响新能源发电量，进而影响收益。
• 宏观经济：宏观经济环境变化可能影响电力需求，进而影响新能源发展。

建议关注

• 共同推荐：全国性新能源发电龙头，如龙源电力、三峡能源等。
• A证券：地方性优质海风企业，如福能股份、中闽能源等。
• B证券：绿电运营和功率及负荷预测、电网智能化相关公司。
• C证券：建议关注全国性新能源发电龙头企业和地方性优质海风企业，优质风电运营企业。除以上提到的公司外，还有新天绿能。
• D证券：行业进入磨底迎改善阶段的绿电赛道，建议关注新天绿能。建议关注新能源功率预测及市场交易软件龙头厂商，国能日新。同时可以关注国内大储环节经济性改善。
• E证券：地方性优质海风企业（如福能股份、中闽能源），认为这些企业将受益于新能源全面入市新政带来的发展机遇。

差异化观点

• A证券：强调政策自上而下明确新能源全面入市，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。
• B证券：强调差价结算机制相当于为新能源参与市场后的收益“上保险”，对绿电项目收益率有兜底保障作用。
• C证券：认为风电日内出力与需求曲线更为匹配，预计全面入市后盈利影响更小。同时东部地区电力消纳格局更优，东部海风盈利稳定性无虞。
• D证券：认为政策有望以真实市场价格促进资源高效配置。同时，建立差价结算机制，补偿市场交易均价与机制电价的差额，实行“新老划断”，在引导电站优化运维、交易能力的前提下帮助新能源入市后获得合理回报，增强中长期盈利的可预见性，实现新能源高质量、可持续发展。
• E证券：更侧重于分析差价结算机制如何稳定项目盈利预期，以及新老项目分类施策的具体内容，并强调了市场化机制的双重作用。

相关公司信息

三峡能源

• 发电量大幅增长：全年累计总发电量719.52亿千瓦时，总发电量同比增长30.4%，风电、海上风电和太阳能发电量分别增长15.96%、25.16%。和65.44%。
• 海上风电领跑：在建项目规模庞大，发展迅速。截至2024年11月末，公司在建项目规模约2000万千瓦，其中海上风电、陆上风电、光伏比例约为1:2:7。一直集中连片规模化开发海上风电，不断提升全链条核心能力，以保持规模化发展优势。
• 项目结构优化：在建项目以光伏为主，风电和海上风电占比逐渐提升。
• 积极降本增效：2024年前三季度净利润同比下降6.31%，主要原因是平价电量增加、电价下降、可再生能源电价附加余额增长等因素。面对净利润下降，正采取措施降本增效，以应对平价项目规模增长所带来的收益摊薄。

浙江新能

• 业务增长强劲：2024年第四季度和全年总发电量均实现显著增长，分别为27.62%和30.40%。
• 海上风电优势明显：海上风电项目装机规模大，分布在风能资源丰富、市场消纳能力强的地区。
• 光伏业务稳定发展：装机量持续增长，但受平价项目占比增加影响，营收增速放缓。
• 积极回报股东：逐年提高现金分红比例，2024年增加了一次中期分红。
• 补贴项目占比高：约42%的项目享受国家可再生能源补贴。
• 积极探索储能：部分新建项目配置储能设施，并探索储能设施利用方式。
• 应对电价变化：动态跟踪市场规则，调整交易策略，并调整项目开发侧重点。

龙源电力

• 发电量下降：2024年12月和全年累计发电量均同比下降，主要受风电项目所在区域风速下降和火电控股装机减少影响。
• 风电业务有所下降：风电发电量同比下降2.99%，主要由于风速下降。
• 光伏业务增长：光伏等其他可再生能源发电量增长28.19%。
• 火电业务退出：本月未产生火电发电量，不再拥有火电控股装机。
• 项目区域分布广泛：风电项目遍布全国多个省份以及海外市场。
• 收购项目完成交割：多个风力发电公司已于2024年11月完成交割，纳入合并报表。

中绿电

• 业绩预告：中绿电预计2024年扭亏为盈，归属于上市公司股东的净利润为95,790.69万元至105,873.93万元，同比增长4.17%至15.13%。扭亏为盈的主要原因是新增项目并网投运，发电量增加，以及持续开展提质增效工作。风电发电量同比下降9.00%，光伏发电量同比增加200.90%。
• 发电量完成情况：中绿电2024年累计完成发电量108.73亿千瓦时，同比增加19.93%。其中，风电完成发电量70.49亿千瓦时，同比下降9.00%；光伏完成发电量36.98亿千瓦时，同比增加200.90%。

新天绿能

• 发电量增长：2025年1月总发电量同比增长0.39%，但整体增速较慢。
• 风电业务：风电发电量同比下降0.44%，整体表现不佳，但河北、山西、新疆等地区表现较好。
• 太阳能业务：太阳能发电量同比增长105.11%，增长显著，显示出公司在该领域的强劲发展势头。
• 燃气业务：输售气量同比减少29.96%，主要受批发、零售和CNG、LNG业务下降影响，燃气业务发展面临挑战。

节能风电

• 发电量增长：2024年第四季度总发电量同比增长0.28%，整体增速较慢。
• 陆上风电：陆上风电发电量同比下降0.75%，主要受河北、新疆等地区限电影响，发展面临一定挑战。
• 海上风电：海上风电发电量同比增长17.03%，发展势头良好，成为公司新的增长点。
• 项目储备：公司在建项目装机容量合计为104.05万千瓦，可预见筹建项目装机容量合计达194万千瓦，项目储备充足，未来发展潜力较大。

中闽能源

• 2024年度发电量完成情况：中闽能源2024年累计完成发电量300,800.41万千瓦时，同比增加2.47%。其中，福建省风电发电量同比增长7.18%，黑龙江省风电发电量同比下降14.59%，生物质发电量同比下降64.97%，新疆哈密光伏发电量同比下降9.71%。
• 平海湾三期资产注入：由于补贴核查结果尚未确定，项目注入存在不确定性，待核查结果确认后将启动注入程序。
• 永泰抽蓄资产注入：目前处于启动和初步筹划阶段，具体收购方式、交易金额及进度存在不确定性。
• 汇流站项目：预计2025年开工建设，2027年建成并具备统一送出条件。
• 公司推进项目：中长乐B区（调整）10万千瓦海上风电场项目、长乐外海I区（南）30万千瓦海上风电场项目（参股）、长乐海域集中统一送出工程项目已完成核准。
• 大股东后续项目注入：闽投海电、闽投电力、闽投抽水蓄能、宁德闽投、霞浦闽东等实体项目稳定投产并盈利后，将与上市公司协商注入。