中信证券研报表示，新疆地区新能源电价市场化改革实施方案出台，存量项目机制电价保障性较好 ，而增量项目机制电价下限较低 ，预计后续实际向0.150元/千瓦时下限靠拢概率较高；新疆地区风光资源禀赋优势突出，在机制电价明确后 ，当地新能源项目的盈利能力将主要取决于限电率情况；考虑现阶段消纳存在压力且出力曲线分布极其不均 ，预计新疆增量光伏项目所面临压力将明显高于风电。
全文如下公用环保｜新疆风光价改落地，增量光伏面临电价压力
新疆地区新能源电价市场化改革实施方案出台 ，存量项目机制电价保障性较好 ，而增量项目机制电价下限较低，我们预计后续实际向0.150元/千瓦时下限靠拢概率较高；新疆地区风光资源禀赋优势突出 ，在机制电价明确后 ，当地新能源项目的盈利能力将主要取决于限电率情况；考虑现阶段消纳存在压力且出力曲线分布极其不均，我们预计新疆增量光伏项目所面临压力将明显高于风电 。
▍事件：
近日 ，新疆发改委印发《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》 ，落实136号文，出台省内新能源全面市场化具体细则 。
▍存量及增量机制电价差异较大，增量项目或更多向指导区间下限靠拢。
2025年6月1日前投产的存量含补项目机制电价0.25元/千瓦时 ，机制电量比例为其上网电量的30%；存量平价项目机制电价0.262元/千瓦时 ，机制电量比例为其上网电量的50% 。2025年6月1日及以后投产的增量项目，机制电价需通过竞价形成 ，机制电量比例暂为其上网电量的50% ，增量项目采用边际出清方式、风光分类型竞价形成机制电价，竞价区间暂定0.150~0.262元/千瓦时 。目前新疆地区火电基准电价为0.262元/千瓦时 ，存量含补和平价项目机制电价略低于或者等于基准电价 ，考虑新疆现阶段新能源消纳压力较大，后续增量项目机制电价在竞价形成过程中 ，其向区间下限靠拢概率较高 ，其中光伏因出力高度集中的原因而向下限靠拢更加突出。
▍电价机制明确后，新疆区域后续项目盈利的核心因素取决于限电率 。
新疆地区风光资源禀赋优势突出 ，近年来新能源装机增长迅速 ，截止2024年底，新疆地区风光装机规模已分别增至4708/4872万千瓦，风光上网电量分别为708/380亿千瓦时 ，风光在2024年新疆用电量中占比已经增至25.7% 。受装机高速增长影响 ，新疆地区新能源消纳压力已有明显抬头，2025年4月 ，新疆地区的风电、光伏利用率已经分别降低至88.9%/88.0% ，双双跌破90%。考虑非机制电量部分以及增量项目的机制电价均取决于市场供需，且风光新能源作为高经营杠杆行业对于利用小时极为敏感 ，在电价机制明确后 ，限电情况如何将成为区域内项目盈利核心的影响因素 。因目前新疆区域内消纳已有压力且光伏出力曲线分布极其不均衡，我们预计新疆增量光伏项目所面临压力将明显高于风电 。
▍风险因素：
整体用电需求受限；新能源消纳压力上升；新能源市场交易电价大幅下降 、新能源投资成本上升等。
▍投资策略 。
随着新能源电价市场化改革推进以及各省市风光消纳压力普遍抬头 ，电价改革过程中将伴随着风光平均销售电价下降和新能源行业阵痛；与此同时 ，推动市场化改革的推进也对行业恢复投资理性，更早回归市场平衡带来积极作用 。估值已经明显破净 、对于消纳风险已经有较充分反应的H股新能源运营商有望随着行业逐步出清而迎来配置机遇。与此同时 ，在新能源市场化过程中 ，具备调节能力的火电、水电等电源也有望从中受益。
（文章来源：人民财讯）
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