纪要涉及的行业和公司 - 行业：新能源行业、绿电行业、电力行业 - 公司：中金公司、中天、福能、节能风电、国能日新、网信集团、国电南瑞、国网信通软光 纪要提到的核心观点和论据 新能源上网电价政策演变 - 2006 年出台《可再生能源法》，2009 年提出可再生能源发电全额保障性收购制度，2016 年将可再生能源并网发电电量分为保障性收购和市场化交易两部分，2019 年建立可再生能源电力消纳责任权重机制，2022 年全国统一电力市场提出到 2030 年全面参与市场交易[2] 近期通知核心内容 - 将 2024 年 6 月 1 日后投产的增量项目默认执行全面市场化，不再享受政府定价，需通过电力市场确认和保障收益；建立“新能源可持续发展价格结算机制”，以“多退少补”方式结算；旨在促进储能等新型调节手段发展，解决不平衡资金问题[3] 推进新能源全面入市原因 - 2023 - 2024 年平均装机量接近 300GW，对系统造成较大压力；统一收购无法体现新能源真实价值；部分省份未纳入市场导致价格信号扭曲；用户放开使保障性合约减少，不入市会加剧不平衡资金问题；地方政府降低平均电价需考虑实际供需关系[4] 新能源可持续发展价格结算机制运作方式 - 政府为项目划定机制性定价，项目参与现货市场交易，根据市场交易均价与机制定价差额“多退少补”结算，确保收益与一口价收购相似，更符合全面参与现货市场方向[5] 当前新能源参与比例及未来趋势 - 截至 2023 年，新能源参与市场化交易比例接近一半（47%），未来几年比例将继续提升，最终实现全面覆盖，新增项目完全依赖现货及长期合同[6] 政策调整对存量项目影响 - 保障超出预期，保量电量延续，现行价格政策延续，不高于当地煤电基准价即可，执行期限按之前政策保障期确定，无太大额外风险[7][8] 增量项目新老划断实施方式 - 以 6 月 1 日为界划分，各省根据非水可再生能源电力消纳责任权重和用户承受能力确定电量规模，次年根据上一年责任权重完成情况调整[9] 增量项目定价机制变化 - 采用整体竞价方式，按技术类型分类组织，入选价格按最高报价确定，鼓励企业申报全生命周期度电成本，有望获更高定价回报；新能源需通过市场中标获得差价结算，包括中长期合约和现货交易[10] 新增市场交易均价结算机制影响 - 按同类型项目结算均价计算补贴，鼓励企业提高运营和交易能力获取超额回报，会导致单个电站间出现分化[11] 电力市场全面由市场形成价格推动措施 - 推动新能源参与实时和日前市场，放宽现货限价，预计 2025 年及以后各省更积极推进现货市场试运行[12] 2025 年新能源板块电力交易变化和趋势 - 具备条件的省份将进行长周期连续结算试运行；中长期交易提高交易频次；跨省跨区新能源电量交易电价和上网电价按送售电政策执行，对存量项目保障好、政策延续性强[13][14] 2025 年年度策略看法 - 2025 年绿电行业值得关注，虽 2024 年底市场化交易价格下滑、部分省份供需关系变化，但政策推进下细分赛道有投资机会，新能源、能源转型和保供受政府支持[15] 当前市场挑战与机遇 - 挑战：电力交易平台面临市场化交易比例扩展、电压承压问题，三北地区电价接近运营商承受底线，各地保障利用小时数下探致龙头企业低估值；机遇：2023 年至今政策多维度推动高质量发展，发改委引导数据中心与可再生能源协同布局，2025 年国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超 80%[16] 国内外环境对新能源发展影响 - 下游用户绿电需求提升有助于绿电消纳和绿色收益回收，如欧盟碳边境调节机制将加快国内碳交易节奏，高耗能行业设定绿证消费比例目标使约束机制更完善[17] 投资推荐领域和公司 - 港股中风电竞争优势明显的公司；海上风电是优质赛道，推荐福建海风企业中天和福能，A股中的节能风电企业[18] 新能源企业参与电力交易辅助决策变化 - 需要更精准的功率预测，短周期内准确率达 90%以上，并延伸至日前和周度时间尺度，以优化中长期交易策略，获更好定价[19][20] 政策对新能源交易和相关软件发展影响 - 明确价格信号，利好新能源交易和功率预测相关软件供应商，如国能日新、网信集团等公司，推动相关软件发展，助企业获超额回报[21] 储能配置政策变化对新能源行业影响 - 取消储能配置前置条件减轻企业负担，但全面入市下储能更必要，从被动满足并网考核转变为主动优化发电时段，未来可能出台容量补偿机制保障储能收益[22] 电价机制变化对新能源消纳影响 - 使价格波动加大，提高储能积极性，完善价格信号，让储能真正发挥作用，利好新能源运营商价格稳定和整体消纳体系发展[23] 未来调节性电源价格机制预期变化 - 可能出台抽水蓄能电价等新政策，完善储能收益保障机制，涉及火电灵活性改造、电网建设等硬件基础设施建设，重塑消纳体系，利于长期发展[24] 其他重要但是可能被忽略的内容 - 某省新能源发电一年达 1000 亿度电，30%为新能源市场化比例，第一年执行约 300 亿度电，次年根据责任权重完成情况调整[9] - 机制定价 0.30 元/千瓦时，市场成交均价 0.25 元/千瓦时，补贴 5 分钱；市场成交均价 0.26 元/千瓦时，仍补贴 5 分钱[11] - 目前主流现货限价为 1.5 元/千瓦时[12] - 2024 年已有 21 个省区放开集中式新能源电量进入现货市场[13]