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近日，中信證券發(fā)布最新研報表示，新疆地區(qū)新能源電價市場化改革實施方案出臺，存量項目機制電價保障性較好，而增量項目機制電價下限較低，預(yù)計后續(xù)實際向0.150元/千瓦時下限靠攏概率較高；新疆地區(qū)風光資源稟賦優(yōu)勢突出，在機制電價明確后，當?shù)匦履茉错椖康挠芰⒅饕Q于限電率情況；考慮現(xiàn)階段消納存在壓力且出力曲線分布極其不均，預(yù)計新疆增量光伏項目所面臨壓力將明顯高于風電。

全文如下：

公用環(huán)保｜新疆風光價改落地，增量光伏面臨電價壓力

新疆地區(qū)新能源電價市場化改革實施方案出臺，存量項目機制電價保障性較好，而增量項目機制電價下限較低，我們預(yù)計后續(xù)實際向0.150元/千瓦時下限靠攏概率較高；新疆地區(qū)風光資源稟賦優(yōu)勢突出，在機制電價明確后，當?shù)匦履茉错椖康挠芰⒅饕Q于限電率情況；考慮現(xiàn)階段消納存在壓力且出力曲線分布極其不均，我們預(yù)計新疆增量光伏項目所面臨壓力將明顯高于風電。

▍事件：

近日，新疆發(fā)改委印發(fā)《自治區(qū)貫徹落實深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案（試行）》，落實136號文，出臺省內(nèi)新能源全面市場化具體細則。

▍存量及增量機制電價差異較大，增量項目或更多向指導(dǎo)區(qū)間下限靠攏。

2025年6月1日前投產(chǎn)的存量含補項目機制電價0.25元/千瓦時，機制電量比例為其上網(wǎng)電量的30%；存量平價項目機制電價0.262元/千瓦時，機制電量比例為其上網(wǎng)電量的50%。2025年6月1日及以后投產(chǎn)的增量項目，機制電價需通過競價形成，機制電量比例暫為其上網(wǎng)電量的50%，增量項目采用邊際出清方式、風光分類型競價形成機制電價，競價區(qū)間暫定0.150~0.262元/千瓦時。目前新疆地區(qū)火電基準電價為0.262元/千瓦時，存量含補和平價項目機制電價略低于或者等于基準電價，考慮新疆現(xiàn)階段新能源消納壓力較大，后續(xù)增量項目機制電價在競價形成過程中，其向區(qū)間下限靠攏概率較高，其中光伏因出力高度集中的原因而向下限靠攏更加突出。

▍電價機制明確后，新疆區(qū)域后續(xù)項目盈利的核心因素取決于限電率。

新疆地區(qū)風光資源稟賦優(yōu)勢突出，近年來新能源裝機增長迅速，截止2024年底，新疆地區(qū)風光裝機規(guī)模已分別增至4708/4872萬千瓦，風光上網(wǎng)電量分別為708/380億千瓦時，風光在2024年新疆用電量中占比已經(jīng)增至25.7%。受裝機高速增長影響，新疆地區(qū)新能源消納壓力已有明顯抬頭，2025年4月，新疆地區(qū)的風電、光伏利用率已經(jīng)分別降低至88.9%/88.0%，雙雙跌破90%?？紤]非機制電量部分以及增量項目的機制電價均取決于市場供需，且風光新能源作為高經(jīng)營杠桿行業(yè)對于利用小時極為敏感，在電價機制明確后，限電情況如何將成為區(qū)域內(nèi)項目盈利核心的影響因素。因目前新疆區(qū)域內(nèi)消納已有壓力且光伏出力曲線分布極其不均衡，我們預(yù)計新疆增量光伏項目所面臨壓力將明顯高于風電。

▍風險因素：

整體用電需求受限；新能源消納壓力上升；新能源市場交易電價大幅下降、新能源投資成本上升等。

▍投資策略。

隨著新能源電價市場化改革推進以及各省市風光消納壓力普遍抬頭，電價改革過程中將伴隨著風光平均銷售電價下降和新能源行業(yè)陣痛；與此同時，推動市場化改革的推進也對行業(yè)恢復(fù)投資理性，更早回歸市場平衡帶來積極作用。估值已經(jīng)明顯破凈、對于消納風險已經(jīng)有較充分反應(yīng)的H股新能源運營商有望隨著行業(yè)逐步出清而迎來配置機遇。與此同時，在新能源市場化過程中，具備調(diào)節(jié)能力的火電、水電等電源也有望從中受益。