▍新能源入市持续推进，交易电量占比近半
目前新能源发电消纳方式包括三类：保障性收购、常规电能量市场化交易、绿色电力市场化交易。2021年4月，两部委发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，提出引导新能源项目 10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数，尽快研究建立绿色电力交易市场，推动绿色电力交易。标志着开始正式从国家层面推动新能源电量入市。据国家能源局数据，截止2023年底，国内新能源市场化交易电量达到6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。▍“十四五末”将近，新能源市场化交易节奏或进一步加快
2024年11月29日，中电联发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，首次明确全国统一电力市场发展的“路线图”和“时间表”，提出“三步走”战略：第一步，到2025年初步建成，实现跨省跨区市场与省内市场有序衔接；第二步，到2029年全面建成，实现新能源在市场中的全面参与；第三步，到2035年完善提升，支持新能源大规模接入，形成市场、价格和技术全面协调的市场机制。▍市场化交易规则对比——2024年 VS 2025年
电量：市场化电量比例继续提高。目前，广东、江苏、浙江、湖北、河北、新疆、陕西等区域均已公布2025年电力交易方案或优先购电计划，我们对上述省份2025年和2024年文件中“新能源市场化交易”的相关表述进行对比，可以看到，其入市节奏均有明显的加快趋势：对于集中式电站，规定市场化电量比例提高或保障性小时数（优发电量）降低；对于分布式电站，新增或明确电站参与市场机制，鼓励分布式发电项目入市。一方面，发用两侧分时段交易已在全国范围内普遍开展，对比风光出力曲线，风电市场化交易电价受影响相对较小，而部分地区峰谷时段或对光伏市场化交易电价产生显著影响。根据我们整理，2024年上半年新疆、甘肃、冀南、黑龙江、山东风电交易均价分别为213.45、270.87、429、312.01、354.5元/MWh，光伏发电交易均价分别为165.43、181.92、353、308.78、341.39元/MWh，风电交易电价具备明显优势。
另一方面，我们对比甘肃、宁夏、陕西三省2024与2025年新能源价格形成机制，可以看到，宁夏2025年新能源市场化交易仍要求申报价格不超过基准电价，而甘肃与陕西方案中均未提及新能源市场化交易电价的限价机制，其电价压力或有所缓解。▍投资建议
“十四五末”将近，新能源市场化交易节奏或进一步加块，2025年多个省份电力交易方案中对其交易规则进行明确表述，市场化电量占比明显提高，分时交易机制下新能源市场化电价变数仍存，但考虑部分省份限价政策放宽，其压力或有所缓解。标的方面，新能源行业建议关注【龙源电力H】【大唐新能源】【新天绿色能源】【太阳能】；火电行业建议关注【华电国际】【申能股份】【浙能电力】【皖能电力】；水电行业建议关注【长江电力】【川投能源】【华能水电】【远达环保】【国投电力】;核电行业建议关注【中广核电力H】【中国核电】【中国广核】。宏观经济下行风险、电力价格波动风险、新能源装机增速不及预期风险、电站造价提高风险、产业政策调整风险
正文
1. 新能源入市持续推进，交易电量占比近半
2023年新能源市场化交易电量占比近半。目前新能源发电消纳方式包括三类：保障性收购、常规电能量市场化交易、绿色电力市场化交易。2021年4月，两部委发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，提出引导新能源项目 10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数，尽快研究建立绿色电力交易市场，推动绿色电力交易。标志着开始正式从国家层面推动新能源电量入市。据国家能源局数据，截止2023年底，国内新能源市场化交易电量达到6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。
2. “十四五末”将近，新能源市场化交易节奏或进一步加快2024年11月29日，在国家能源局的统筹组织下，中国电力企业联合会（下称“中电联”）联合多家单位共同发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，首次明确了全国统一电力市场发展的“路线图”和“时间表”，提出“三步走”战略：（1）第一步，到2025年初步建成，实现跨省跨区市场与省内市场有序衔接；（2）第二步，到2029年全面建成，实现新能源在市场中的全面参与；（3）第三步，到2035年完善提升，支持新能源大规模接入，形成市场、价格和技术全面协调的市场机制。3. 市场化交易规则对比——2024年 VS 2025年目前，广东、江苏、浙江、山西、湖北、河北、新疆、陕西等区域均已公布2025年电力交易方案或优先购电计划，我们对上述省份进行梳理，可以看到其文件中均对“新能源市场化交易”进行了较明确的表述。我们对上述省份2025年和2024年文件中“新能源市场化交易”的相关表述进行对比，可以看到，其入市节奏均有明显的加快趋势，具体来看：
（1）集中式电站：规定市场化电量比例提高或保障性小时数（优发电量）降低；
（2）分布式电站：新增或明确电站参与市场机制，鼓励分布式发电项目入市。
3.2 电价：分时机制下变数仍存，限价政策有所缓解3.1.1 分时交易影响新能源电价，风电表现优于光伏12月6日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于做好2025年电力中长期合同签约履约工作的通知》，提出要全面推进分时段、带曲线签约，持续完善电力中长期合同价格形成机制，各地要根据当地电力运行实际特别是净负荷曲线变化特征，持续优化、细化电力中长期交易时段划分，并保障在发用两侧分时段同步交易、执行和结算。对比风光出力曲线，风电市场化交易电价受影响相对较小，而部分地区峰谷时段或对光伏市场化交易电价产生显著影响。根据文献《考虑风光出力波动性的实时互补性评价方法》（刘永前等）研究，我们选取了多个典型日内风光出力曲线情况，可以看到，风电出力曲线随机性相对较强，同时没有明显的大发或零出力时段；对比之下，光伏发电出力曲线特征更为突出，仅日间可以进行出力发电，且大发时段多集中于午间，而夜间时段出力基本为零。根据我们整理，2024年上半年新疆、甘肃、冀南、黑龙江、山东风电交易均价分别为213.45、270.87、429、312.01、354.5元/MWh，光伏发电交易均价分别为165.43、181.92、353、308.78、341.39元/MWh，风电交易电价具备明显优势。甘肃、陕西25年电力交易方案未提及新能源市场化交易限价政策，电价压力或有所缓解。整理甘肃、宁夏、陕西三区域2025年电力交易方案中关于新能源价格机制表述：（1）甘肃：新能源企业交易价格由购售双方自主协商形成，各时段申报价格限制按照省内电力现货市场价格上下限设定，峰谷价差比例由市场自主形成；（2）宁夏：为促进光伏产业健康发展，综合考虑光伏投资成本回收，并进一步拉大峰谷价差，新能源价格浮动比例暂定为30%，即用户与新能源平段交易申报价格不超过基准电价，峰段交易申报价格不低于平段价格的130%，且不超过基准电价的150%，谷段交易申报价格不超过平段价格的70%。新能源峰段价格上浮比例不高于谷段价格下浮比例；（3）陕西：新能源发电企业电能量交易价格（含绿色电力交易）由市场经营主体通过双边协商、集中交易等市场化方式形成。可以看到，宁夏2025年新能源市场化交易价格形成机制与2024年相同，均要求申报价格不超过基准电价，而甘肃与陕西2025年电力交易方案中均未提及新能源市场化交易电价的限价机制，其电价压力或有所缓解。
