公用事业行业：新能源机制电价建立高质量发展增动力250209

2025年2月9日，国家发改委、能源局发布《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》。政策按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。

以2025年6月1日为界划分存量和增量项目：存量项目电量规模和机制电价与现有政策衔接，价格不高于当地煤电基准价。增量项目电量规模由各地根据非水可再生能源消纳责任权重完成情况等确定，机制电价由各地每年组织项目自愿参与竞价形成。

评论

首次引入机制电价托底新能源盈利能力、强化可预见性；差价纳入系统运行费用，由工商业承担。我们认为，政策推动新能源上网电量全面入市，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。用户角度，居民、农业用户仍执行目录电价，未受到影响；差价纳入当地系统运行费用，即由工商业用户而非火电承担，国家能源局预计政策实施首年工商业平均电价同比基本持平，电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区可能略有下降。

执行层面，我们建议关注各地后续机制电价制定细则，判断实际影响。政策允许地方因地制宜制定具体方案，自行确定实施时间，最迟不晚于2025年年底。考虑到政策框架要求存量项目衔接现行政策、增量项目组织项目自愿竞价形成，实际机制电价水平与各地电力供需格局、新能源转型进展密切项目，我们建议跟踪各地实际落地执行情况。

新能源原则上全部入市，市场交易能力重要性凸显，现货限价放松利好调节性资源。我们认为，差价结算机制约定补偿市场同类机组与机制电价的差额，相当于允许新能源项目通过市场交易获得超额收益，新能源功率预测与市场交易能力的重要性显著提升，利好新能源预测与市场交易服务商。此外，新能源全面参与实时市场，或进一步放大现货市场价差，同时政策提出适当放宽现货市场限价，储能等调节性资源的经济性有望提升。

估值与建议

维持已覆盖标的盈利预测、估值和评级不变。我们推荐政策支持力度不减、行业进入磨底迎改善阶段的绿电赛道，如新天绿能(油气组覆盖);推荐新能源功率预测及市场交易软件龙头厂商国能日新(计算机+电新组覆盖),建议关注国内大储环节经济性改善。

风险

政策落地及各地执行情况不及预期，局部地区消纳风险高于预期。