新能源发电重大政策点评：新能源上网电价市场化改革推进，新能源发电项目收益率有望维持合理水平

国家发改委、国家能源局于2025年2月9日印发《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》，核心内容包括推动新能源上网电价全面由市场形成，并建立新能源可持续发展价格结算机制。

核心观点与政策要点：

1. 市场化定价与差价结算：新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成。同时，建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的新能源电量，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，差价结算费用由工商业用户承担。
2. 分类施策：区分存量项目和增量项目，存量项目（2025年6月1日前投产）机制电价按现行政策执行，不高于煤电基准价；增量项目（2025年6月1日起投产）机制电价通过竞价形成，但不得高于竞价上限。
3. 用户影响：居民和农业用户电价水平不受影响，仍执行现行目录销售电价政策。工商业用户电价预计首年基本持平，后续随供需和新能源发展波动。

关键数据：

• 2024年风电、光伏累计装机容量分别为52068、88666万千瓦，同比增长18.0%、45.2%，占全国发电装机容量的比例分别为15.55%、26.48%。
• 2024年风电、光伏发电量分别为9916亿千瓦时、8341亿千瓦时，同比增长16%、44%，占全社会用电量比例分别为10.1%、8.5%。
• 2024年风电、光伏利用率分别为95.9%、96.8%，同比减少1.4、1.2pct，弃风弃光率有所提升。

研究结论：

• 新能源发电装机和发电量持续增加，但面临电价和消纳挑战。
• 市场化改革通过差价结算机制保障新能源项目合理收益率，促进行业稳健发展。
• 新能源发电盈利有望逐步趋于稳健。

投资建议： 推荐全国性新能源发电龙头企业龙源电力、三峡能源，区域优质海上风电企业广西能源、福能股份、中闽能源，以及存量风光资产优质且积极开拓第二增长曲线的金开新能。

风险提示： 电价下降、政策变化风险、绿电消纳水平下降、用电量增速不及预期。