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投资要点

    　　事件：2025 年2 月9 日，国家发改委和能源局发布《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》，风光新能源入市节奏加快，同时不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。

    新能源入市规则，有望推动老项目技改，同时可能出现一定的抢装潮

    　　（1）区分存量和增量：原则上上网电量全部入市。

    　　2025 年6 月1 日前投产的存量项目，其中电量，各地衔接现行的保障政策，机制电价（不高于当地燃煤基准价）、执行期限按照现行政策执行；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；

    　　2025 年6 月1 日后投产的增量项目，其中电量，根据各地年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况和用户承受能力确定；机制电价根据已投产和未来12 个月投产的项目自愿竞价形成，取最高价，但不高于竞价上限（综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素），初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限，执行期限则按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。

    　　我们认为新老项目的技术差异较大，“存量不动，增量动”改革模式有利于稳定新能源投资预期，一般老旧项目的资源禀赋好，有望推动其进行技术改造升级，同时新项目的电价机制不确定性有所升高，行业部分地区可能出现一定的抢装潮。

    新能源上网电价和结算、退出机制

    　　（1）上网电价全面市场形成，可报量报价，也可报量不报价适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定；中长期市场缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市，省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易；

    　　（2）新能源可持续发展价格结算机制的结算方式和退出规则结算方式：纳入机制的电量，电网每月进行差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用；退出规则：新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。

    　　我们认为（1）新能源的差价结算将传导至终端，长期来看，终端电价可能承压，用户对储能等调节性电源的认知和需求有望提升（2）绿电交易的进一步完善，有望进一步反应新能源的绿色价值。

    　　各省可再生能源消纳权重和保障利用小时数

    　　项目纳入差价结算的电量和当地的非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况有关，若假设新项目差价合约电量比例和消纳责任权重比例一致，存量项目则和保障利用小时数相关，例如江苏省2024、2025 年非水电消纳责任权重值分别为16.1%、17.4%，2024 年江苏光伏年利用小时数约1000-1200h，江苏2025 年光伏保障发电小时数为400h，约占33%-40%，则对于江苏的光伏项目旧政策可能更有吸引力，则可能出现一定的抢装潮。

    投资建议

    　　（1）新能源资产有望得到重估，类比历史上二滩、三峡水电站，新能源在电量和电价的预期有所稳定，PB 有望得到提升，建议关注#龙源电力、晶科科技等（2）新旧政策不可避免存在一定的套利空间，因此部分省市可能存在潜在抢装潮，叠加老项目更新改造，光伏新技术有望获益，建议关注#晶科能源、东方日升等。

    风险提示：

    　　各地政策衔接不及预期的风险，全国统一电力大市场建设不及预期的风险。