摘要：
新能源开发商的投资决策模型将发生改变，从原来相对稳定的收益模型转为市场决定，变量因素突然增多，市场风险加大。不适应的企业将淘汰出局。
2 月9 日，国家发改委、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》。
《通知》内容不再复述，主要记住两个重点：一是“新老划断”，对2025年6月1日以前投产的存量项目兜底，体现政府信用；二是“可持续发展价格结算机制”，通过市场竞价指引未来投资，让增量项目投资趋于理性。
这显然是一个具有里程碑意义的文件，标志着新能源电价将告别“基准电价+补贴”的定价机制和电量保障性收购的时代，正式进入新能源上网电量全面进入电力市场，并通过市场交易形成价格的时代。
为了避免这个转变带来很多新能源企业的不适应，或者造成一些项目的亏损和新能源投资项目的不持续性，主管部门设置了一个保底机制，或者说是过渡机制，即纳入机制电价的电量结算按照“机制电价+差价补贴”的模式。
一方面，机制电价实行市场定价，新能源（风电、光伏）上网电量全部进入电力市场，电价由市场交易形成，结束政府定价模式；另一方面引进差价结算机制：对纳入机制的电量，当市场电价低于机制电价时给予差价补偿，高于时扣除差价（“多退少补”），以稳定企业收益预期。
尽管机制电价的核心要素还要取决于各地方政府的态度和细则，但有一点可以肯定，新能源开发商的投资决策模型将发生改变，从原来的相对稳定的收益模型转为市场决定，变量因素突然增多，市场风险加大。
未来，电价将受市场供需、政策、天气等多种因素影响，市场化改革后波动会更加频繁，新能源项目的收益不确定性增加，对投资回收期、内部收益率等财务指标的稳定性产生影响，开发商将从重规模到重效益转变。
在设备提供商的选择上，也会重新考虑，谁的设备可靠性高，谁的预测模型更精准，谁能帮客户赚钱，类似这样的新能源企业更具竞争力。
这一政策对光伏和风电企业的影响也是深远的，既为部分企业创造新机遇，也可能加速行业分化，有些新能源企业甚至会被淘汰。
01新能源板块短期有影响长期利好
新政策的出台，会带来很大的不确定性，短期看市场会有情绪，电价不确定性大，随着技术进步，大概率会下行，新能源发电站的资产价值需要重新评估，甚至有些价值会降低，这不可避免会挤压新能源设备供应商的利润空间。
比如对光伏项目来说影响最大，因为短时间没有解决消纳与电网约束问题，如果实行上网市场化交易，很多光伏电站要亏本。光伏集中于中午时间发电，若电网灵活性改造滞后，弃光率可能阶段性反弹，影响项目收益。
对于风电来说，会有些影响，但影响没光伏大。之前固定电价，现在市场化定价，电价收益会有些不确定性，可能高也可能低。但风电出力相对稳定，波动性和间歇性没有光伏那么大。
从具体企业层面看，那些具备技术和成本控制能力强的头部新能源企业，肯定更有优势。这次改革，电价的市场化其实是新能源和煤电站在一个竞争平台。有些风力发电、光伏发电的成本比火电还低，市场化竞价模式下，度电成本低的企业在竞价中更具优势，更容易通过低价策略获取电量份额。
第二，能解决电力消纳或买家的企业也更有优势。比如有产业负荷消纳风力、光伏产生电力，能签订好长协或PPA。在这种业态下，像开发的电源侧是满足园区的工业负荷需求的新能源企业，解决了电力消纳问题，会更有优势。
第三，具备发电出力预测和电力市场交易能力的企业具有优势。政策要求新能源企业参与现货和中长期市场，对发电预测精度、报价策略要求提高。拥有数字化管理平台和交易经验的企业（如头部央企、部分民营龙头企业）将更具议价能力。
新能源企业想要保持或超越原有的保障性收入，技术突破是关键，如远景科技集团等头部企业利用气象大模型提升新能源场站的气象预报精度，利用AI提升新能源功率预测精度和优化交易策略（如合理报价报量、跨市场协同决策等），使市场竞争能力高于同类型项目的平均水平。
第四，对布局储能参与市场交易的企业也有优势。政策提到不得强制配置储能作为前置条件，但鼓励储能通过市场交易获取收益。这可能降低企业的初始投资成本，长期可能鼓励储能市场化发展。
电力市场化，会形成一些新的商业模式，比如发电企业在电价时储存电力，在电价高时再卖出，会增加些储能需求，储能的交易性质会更明显。已布局储能的企业可优化出力曲线，在峰谷价差中获利。
第五，跨区域交易能力强的企业也有优势。参与跨省交易的新能源项目可突破本地消纳限制，扩大市场覆盖范围，尤其对西部“弃风弃光”问题突出的地区有利。
02哪些企业面临挑战或被淘汰
新能源电量全面进入电力市场，才能真实反映新能源作为核心电源的成本与价值，深度激活系统灵活性，是构建新型电力系统的关键举措。
但是这一过程，是一个市场选择的过程，一些企业可能面临挑战。不管是存量项目还是增量项目，都有这个问题。
比如对于那些成本高、技术落后的，尤其是依赖补贴的存量项目，也是有风险。政策提到，存量项目的机制电价不高于煤电基准价，如果企业运维成本过高（如早期高补贴项目），可能面临收益下滑甚至亏损。
此外，缺乏市场应对能力的中小企业，没有足够的资源参与竞价和交易，可能被淘汰。中小企业在数据预测、交易团队、资金储备等方面较弱，难以适应高频次、短周期的市场交易规则，可能被迫退出或转型。
政策明确“不得强制配置储能作为并网前置条件”，但长期看，未主动布局储能或调节能力的企业在现货市场中可能因出力波动难以获取稳定收益。强制储能的解除虽然短期利好，但长期储能市场化可能淘汰无法适应的企业。
还有区域布局不合理的企业，比如在电力供需宽松、消纳能力差的地区，可能面临弃风弃光问题，市场化可能减少弃风弃光，但缺乏跨区外送能力、布局不当的企业仍有风险，可能因本地市场电价过低导致收益缩水。
总体来看，新能源全面入市后将加大新能源企业收益分化，那些度电成本低、技术好、布局储能和跨区域的企业有很大优势；而度电成本高、依赖补贴、缺乏市场能力、区域布局差的企业面临风险。
参考资料：
[1]https://mp.weixin.qq.com/s/u1pnSmJHyjUCCIUZFJ_FVA
[2]https://mp.weixin.qq.com/s/j9msPnVFNZo_WpSiS3hZCA
[3]https://mp.weixin.qq.com/s/jtMZdU0SW53a64gHT6AE4Q
[4]中邮证券：新能源入市加速，资产估值有望提升
[5]h国金证券：新能源全面入市，存量+省内α资产价值凸显
文章来源：环球零碳
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