新能源全面入市，差价合约稳健托底

新能源全面入市，差价合约稳健托底 邵婉嫕投资咨询从业资格号：Z0015722shaowanyi020696@gtjas.com刘鸿儒（联系人）期货从业资格号：F03124172liuhongru028781@gtjas.com 报告导读： 事件点评： 2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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》（发改价格〔2025〕136号），对新能源全电量入市、价格结算机制以及各类政策协同进行明确。 该政策包括三大主要内容：1）新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。2）在新能源项目参与电力市场交易的同时，市场外建立差价结算机制。对于纳入该机制的电量，若市场交易均价低于“机制电价”，电网公司补偿差额；反之，若市场交易均价高于“机制电价”，需返还超额收益。存量项目“机制电价”依据现行政策，增量项目则需通过市场竞价进行确定。3）强调与多项既有政策的协同作用。其中提及新建新能源项目的核准、并网及上网不应以储能配置为前置条件。 该政策预计将对电力行业带来五大影响：1）市场化定价推动新能源行业转型，倒逼新能源企业提升技术效率和成本及风险管理能力。2）新能源电站的收益预计呈下降趋势。差价合约对收益形成托底，但难以改变下滑的趋势。3）分类施策以平衡新老项目差异，预计将引发新能源抢装潮。以2025年6月1日为节点，关注“530”抢装效应。4）储能产业格局或从政策驱动转向市场驱动，短期承压，长期向好。5）煤电竞争压力与调节责任并存。煤电在调峰调频、备用等方面的系统调节价值将更凸显，推动煤电角色从主力电源转向灵活性支撑。 （正文） 1.明确新能源全电量入市 新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格，且政策未对集中式与分布式项目作区分。目前，新能源消纳主要依托三大模式：保障性收购、常规市场化交易及绿电市场化交易。本次改革的核心变化在于取消政府保障性收购模式，同时完善现货、中长期、绿电等市场交易规则，推动新能源全面参与市场。 改革进一步优化现货市场价格机制，适当放宽市场限价。现货市场申报价格上限将综合考虑各地工商业用户尖峰电价水平等因素确定，而申报价格下限则需结合新能源在电力市场外的其他收益，例如绿色环境价值等，由省级价格主管部门和相关机构制定并适时调整。由于工商业尖峰电价普遍较高，价格上限调整的边际影响预计有限。相较之下，价格下限需充分考虑新能源的额外收益来源，意味着其存在负值的可能性。 改革进一步完善中长期市场与绿电绿证交易规则。中长期市场方面，将持续优化交易机制，缩短交易周期、提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。同时，允许供需双方结合新能源出力特性，灵活确定中长期合同的量价、曲线等内容，并可根据实际情况适时调整。绿电交易方面，优化绿色电力交易政策，申报与成交价格需分别明确电能量价格及相应绿色电力证书价格。此外，省内绿色电力交易不再单独组织集中竞价和滚动撮合交易，以提升市场效率。 2.引入差价补偿机制，合理保障新能源收益 政策提出，在新能源项目参与电力市场交易的同时，市场外建立差价结算机制。对于纳入该机制的电量，若市场交易均价低于“机制电价”，电网公司补偿差额；反之，若市场交易均价高于“机制电价”，企业需返还超额收益，即通过“机制电价”锁定远期收益。差价结算费用将纳入当地系统运行成本，短期或由电网资金池支付，最终将由终端用户承担。 在电力现货市场连续运行的地区，市场交易均价原则上按月度发电侧实时市场同类项目的加权平均价格确定；而在现货市场未连续运行的地区，市场交易均价则按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项 目的加权平均价格确定。 资料来源：公开资料整理，国泰君安期货研究 针对差价合约的规模与价格，存量项目与增量项目存在一定差别。对于2025年6月1日以前投产的新能源存量项目，各地将依据现行保障性电量政策进行衔接，允许新能源项目在规定规模范围内自主确定每年执行机制的电量比例，但不得高于上一年度水平。补偿电价标准按现行政策执行，且不高于当地煤电基准价。在该模式下，新能源电站的收益预计与以往相比变化有限，即保障性收购模式被替换为差价合约形式，市场化电量占比增加，但总体收益保持稳定。然而，值得关注的是，差价合约电量比例不得高于前一年，新能源电站的收益率仍可能呈现下降趋势。 对于2025年6月1日以后投产的新能源增量项目，补偿电量规模将由各地依据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况及用户承受能力等因素确定。若某地超额完成消纳责任权重，则次年纳入机制的电量规模可适当减少；反之，若未完成，次年纳入机制的电量规模可适当增加。历史数据显示，2023年全国所有省份均完成了相应的非水电可再生能源消纳责任，这意味着未来增量项目的补偿电量规模整体呈下降趋势，市场竞争将愈发激烈。 增量项目的“机制电价”将通过竞价方式确定。各地每年将组织已投产及未来12个月内投产、且未纳入机制执行范围的项目自愿参与竞价，初期可按技术类型分类，以缓解成本差异带来的竞争失衡。竞价采用从低到高排序的方式，确定入选项目，机制电价原则上按入选项目的最高报价确定，但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势及用户承受能力等因素确定。初期可设定竞价下限，以防止恶性竞争。在此机制下，新能源企业的报价策略将成为关键，报价过高可能导致无法入选，报价过低则可能无法覆盖成本。在企业未形成合谋的前提下，预计“机制电价”将接近竞价下限或市场电价的历史均值。 3.强调政策协同效应 政策强调与多项既有政策的协同作用。首先，纳入可持续发展价格结算机制的电量不得重复获得绿证收益，以避免政策重叠。其次，电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源，提高新能源消纳的市场化程度。同时，在新能源参与市场交易后，因报价等因素未上网的电量不计入新能源利用率统计与考核，并明确不得向新能源企业不合理分摊额外费用，以确保公平竞争环境。此外，政策明确，新建新能源项目的核准、并网及上网不应以储能配置为前置条件，以降低项目准入门槛，促进新能源发展。同时，对于享有财政补贴的新能源项目，其全生命周期内合理利用小时数范围内的补贴标准仍按原有规定执行，确保补贴政策的延续性和稳定性。 4.潜在影响分析 第一，市场化定价推动新能源行业转型。政策明确规定，风电、太阳能发电等新能源项目的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。此举打破了以往的保障性收购模式，倒逼新能源企业提升技术效率和成本管理能力，并通过市场竞争优化资源配置。同时，新能源全面入市对新能源企业的风险管理 提出了更高要求，预计企业对电力期货等风险对冲工具的需求将进一步升温。另一方面，市场化的价格信号将更加精准地反映供需关系，引导新能源投资布局与电力系统需求相匹配。 第二，新能源电站的收益预计呈下降趋势。尽管差价合约在一定程度上对收益形成托底，但难以改变整体下滑的态势。从规模来看，存量项目的差价合约电量不得超过上一年度，增量项目的纳入规模则取决于非水可再生能源消纳责任权重的完成情况。鉴于各地历年均能完成消纳责任，未来纳入规模大概率呈减少趋势。从价格来看，新增项目的竞价机制预计将加剧报价竞争，“机制电价”大概率贴近市场交易价格，相较于此前的燃煤基准价或有显著下降。 第三，分类施策以平衡新老项目差异，预计将引发新能源抢装潮。以2025年6月1日为节点，存量项目与增量项目将实行差异化政策。存量项目将按现行保障性收购价格作为“机制电价”，而增量项目的“机制电价”将通过竞价确定，预计价格会更低，因此需关注“530”抢装效应的发生。 第四，储能产业格局或从政策驱动转向市场驱动，短期承压，长期向好。政策明确，新建新能源项目的核准、并网及上网不应以储能配置为前置条件。配储曾是国内储能市场的主要增量来源，政策调整后短期需求或面临一定压力。然而，从长期来看，新能源全面入市将加大电价波动幅度，储能的套利收益空间有望大幅提升，行业发展重心或由政策驱动向盈利驱动转变。 第五，煤电竞争压力与调节责任并存。新能源全面入市后，煤电需在电力市场中与新能源直接竞争。由于新能源边际成本低，在电力供需宽松时段可能进一步压低市场电价，压缩煤电盈利空间。但煤电在调峰调频、备用等方面的系统调节价值将更凸显，未来或通过容量电价等机制获得补偿，推动煤电角色从主力电源转向灵活性支撑。 国泰君安期货有限公司（以下简称“本公司”）具有中国证监会核准的期货投资咨询业务资格（证监许可[2011]1449号）。 本报告的观点和信息仅供本公司的专业投资者参考，无意针对或打算违反任何地区、国家、城市或其它法律管辖区域内的法律法规。本报告难以设置访问权限，若给您造成不便，敬请谅解。若您并非国泰君安期货客户中的专业投资者，请勿阅读、订阅或接收任何相关信息。本报告不构成具体业务的推介，亦不应被视为任何投资、法律、会计或税务建议，且本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。请您根据自身的风险承受能力自行作出投资决定并自主承担投资风险，不应凭借本内容进行具体操作。 分析师声明 作者具有中国期货业协会授予的期货投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，力求报告内容独立、客观、公正。本报告仅反映作者的不同设想、见解及分析方法。本报告所载的观点并不代表本公司或任何其附属或联营公司的立场，特此声明。 免责声明 本报告的信息来源于已公开的资料，但本公司对该等信息的准确性、完整性或可靠性不作任何保证。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的期货标的的价格可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据。在不同时期，或因使用不同假设和标准，采用不同观点和分析方法，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告，对此本公司可不发出特别通知。本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。 本报告中所指的研究服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议，客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司、本公司员工或者关联机构不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资收益，也不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何直接或间接损失或与此有关的其他损失负任何责任。投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告作为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前，如有需要，投资者务必向专业人士咨询并谨慎决策。 版权声明 本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表或引用。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“国泰君安期货研究”，提示使用本报告的风险，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。若本公司以外的其他个人或机构（以下简称“该个人或机构”）发送本报告，则由该个人或机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该个人或机构以要求获悉更详细信息或进而交易本报告中提及的期货品种。本报告不构成本公司向该个人或机构之客户提供的投资建议，本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该个人或机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。 除非另有说明，本报告中使用的所有商标、服务标记及标记均为国君期货所有或经合法授权被许可使用的商标、服务标记及标记，未经国君期货或商标所有权人的书面许可，任何单位或个人不得使用该商标、服务标记及标记。