近日，中信證券發布最新研報表示，新疆地區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，預計后續實際向0.150元/千瓦時下限靠攏概率較高；新疆地區風光資源稟賦優勢突出，在機制電價明確后，當地新能源項目的盈利能力將主要取決于限電率情況；考慮現階段消納存在壓力且出力曲線分布極其不均，預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：

公用環保｜新疆風光價改落地，增量光伏面臨電價壓力

新疆地區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，我們預計后續實際向0.150元/千瓦時下限靠攏概率較高；新疆地區風光資源稟賦優勢突出，在機制電價明確后，當地新能源項目的盈利能力將主要取決于限電率情況；考慮現階段消納存在壓力且出力曲線分布極其不均，我們預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，新疆發改委印發《自治區貫徹落實深化新能源上網電價市場化改革實施方案（試行）》，落實136號文，出臺省內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區間下限靠攏。

2025年6月1日前投產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電量的50%。2025年6月1日及以后投產的增量項目，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，競價區間暫定0.150~0.262元/千瓦時。目前新疆地區火電基準電價為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，考慮新疆現階段新能源消納壓力較大，后續增量項目機制電價在競價形成過程中，其向區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，新疆區域后續項目盈利的核心因素取決于限電率。

新疆地區風光資源稟賦優勢突出，近年來新能源裝機增長迅速，截止2024年底，新疆地區風光裝機規模已分別增至4708/4872萬千瓦，風光上網電量分別為708/380億千瓦時，風光在2024年新疆用電量中占比已經增至25.7%。受裝機高速增長影響，新疆地區新能源消納壓力已有明顯抬頭，2025年4月，新疆地區的風電、光伏利用率已經分別降低至88.9%/88.0%，雙雙跌破90%。考慮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營杠桿行業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域內項目盈利核心的影響因素。因目前新疆區域內消納已有壓力且光伏出力曲線分布極其不均衡，我們預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陣痛；與此同時，推動市場化改革的推進也對行業恢復投資理性，更早回歸市場平衡帶來積極作用。估值已經明顯破凈、對于消納風險已經有較充分反應的H股新能源運營商有望隨著行業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，具備調節能力的火電、水電等電源也有望從中受益。