中信证券：新能源差价结算机制逐步建立 电力行业发展迈入新阶段

文｜李想 荣浩翔 朱翀佚
新能源差价合约在欧洲各国已广泛应用，通过为运营商锁定电价及盈利预期来促进投资积极性，推动能源结构转型。我国拟推动新能源全面入市，并建立新能源差价结算机制，缓解市场化交易量增价减对绿电运营商带来的盈利压力，具体效果需要看各地政策的实际情况，我们从全社会用电量口径测算差价结算费用对终端电费影响极为有限。新能源参与现货市场增加或将导致均价下降&波动加剧，具体影响取决于市场参与者的资源禀赋、交易能力、调节能力等因素。
▍欧洲多国应用差价合约机制，推动能源结构加速转型。
电力差价合约是一种就未来一定期限内的电量交易进行约定但不涉及实物交割的金融合约，对波动性较强、参与电力市场存在天然劣势的新能源项目而言，签订电力差价合约能够从一定程度上锁定电价，回避市场价格波动风险。目前欧洲各国普遍采用政府授权差价合约模式给予新能源项目全生命周期电价保障，确保新能源运营商的盈利基本稳定，从而推动能源结构清洁化转型，相应成本通过附加税等形式由用户分摊。





▍我国出台差价机制稳定绿电预期，终端电价波动可控。
近期，国家发改委、能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确在推动新能源全面入市的同时，在场外建立差价结算机制，为新能源项目入市比例提升的后盈利能力增添一定保障。差价结算机制电量及电价由地方政府确定，考虑到相应成本将通过系统运行费用向下游疏导，机制具体效果还需要进一步观察各地的供需形势变化与地方政府态度。我们按照“新老划断”前存量项目综合电价基本稳定、“新老划断”后增量项目机制电价满足投资回报底线的方法进行预测，存量/增量项目产生的差价结算费用在2025~2026年约为180~360亿元，到2030年新能源全面入市后约为900~1,000亿元，对应全国度电分摊费用在0.01元/kWh以内，意味着差价结算费用对终端电价上涨影响有限。






▍新能源全面入市引领行业变革，挑战与机遇并存。
参考南方电力现货市场纳入新能源前后变化情况，我们预计随着新能源参与现货交易比例提升，市场整体电价水平或将下行，对煤电、核电等其他机组盈利造成一定考验；与此同时价差波动也将扩大，具有灵活性的发、用、储侧资源有望把握机遇提升盈利。对新能源行业而言，全电量参与市场化交易后各运营商盈利能力大概率产生分化，我们认为卡位优质资源区域、造价成本管控能力强、电力交易能力突出、精细化运维能力强的龙头运营商拥有更强的竞争优势，盈利能力有望超出行业平均水平。




▍风险因素：
用电需求增速不及预期；市场化电价大幅下行；新建风光项目造价波动；差价结算机制电量规模及电价水平低于预期；电力市场建设进度慢于预期。
▍投资策略。
差价结算机制有望对新能源入市后的电价及盈利形成支撑，但具体补偿效果取决于各省供需环境及政府态度。增量项目纳入机制电量规模有限，项目精细化运营能力将更加重要，卡位优质资源布局、交易能力积累深厚的龙头运营商优势有望被放大。新能源参与现货市场或将带动均价下降与价差扩大，具备较强灵活调节能力的电源有望从中受益。我们推荐：1）资源禀赋、管理体系、交易能力优势突出的龙头绿电运营商；2）受益电力市场建设更加成熟，能够发挥自身清洁性&调节性优势的大水电；3）绿电参与现货交易比例提升后市场更加活跃，煤电灵活性改造、抽水蓄能等调节电源以及功率预测、电力交易、虚拟电厂等信息化技术需求有望增长。

本文节选自中信证券研究部已于2025年4月14日发布的《公用环保行业电改系列专题研究—差价结算机制逐步建立，行业发展迈入新阶段》报告，具体分析内容（包括相关风险提示等）请详见报告。