新能源入市持续推进，交易电量占比近半
目前新能源发电消纳方式包括三类：保障性收购、常规电能量市场化交易、绿色电力市场化交易。2021年4月，两部委发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，提出引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数，尽快研究建立绿色电力交易市场，推动绿色电力交易。标志着开始正式从国家层面推动新能源电量入市。据国家能源局数据，截止2023年底，国内新能源市场化交易电量达到6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。
“十四五末”将近，新能源市场化交易节奏或进一步加快
2024年11月29日，中电联发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，首次明确全国统一电力市场发展的“路线图”和“时间表”，提出“三步走”战略：第一步，到2025年初步建成，实现跨省跨区市场与省内市场有序衔接；第二步，到2029年全面建成，实现新能源在市场中的全面参与；第三步，到2035年完善提升，支持新能源大规模接入，形成市场、价格和技术全面协调的市场机制。
市场化交易规则对比——2024年VS2025年
电量：市场化电量比例继续提高。目前，广东、江苏、浙江、湖北、河北、新疆、陕西等区域均已公布2025年电力交易方案或优先购电计划，我们对上述省份2025年和2024年文件中“新能源市场化交易”的相关表述进行对比，可以看到，其入市节奏均有明显的加快趋势：对于集中式电站，规定市场化电量比例提高或保障性小时数（优发电量）降低；对于分布式电站，新增或明确电站参与市场机制，鼓励分布式发电项目入市。
电价：分时机制下变数仍存，限价政策有所缓解
一方面，发用两侧分时段交易已在全国范围内普遍开展，对比风光出力曲线，风电市场化交易电价受影响相对较小，而部分地区峰谷时段或对光伏市场化交易电价产生显著影响。根据我们整理，2024年上半年新疆、甘肃、冀南、黑龙江、山东风电交易均价分别为213.45、270.87、429、312.01、354.5元/MWh，光伏发电交易均价分别为165.43、181.92、353、308.78、341.39元/MWh，风电交易电价具备明显优势。
另一方面，我们对比甘肃、宁夏、陕西三省2024与2025年新能源价格形成机制，可以看到，宁夏2025年新能源市场化交易仍要求申报价格不超过基准电价，而甘肃与陕西方案中均未提及新能源市场化交易电价的限价机制，其电价压力或有所缓解。
投资建议：“十四五末”将近，新能源市场化交易节奏或进一步加块，2025年多个省份电力交易方案中对其交易规则进行明确表述，市场化电量占比明显提高，分时交易机制下新能源市场化电价变数仍存，但考虑部分省份限价政策放宽，其压力或有所缓解。标的方面，新能源行业建议关注【龙源电力H】【大唐新能源】【新天绿色能源】【太阳能】；火电行业建议关注【华电国际】【申能股份】【浙能电力】【皖能电力】；水电行业建议关注【长江电力】【川投能源】【华能水电】【远达环保】【国投电力】;核电行业建议关注【中广核电力H】【中国核电】【中国广核】。
风险提示：宏观经济下行风险、电力价格波动风险、新能源装机增速不及预期风险、电站造价提高风险、产业政策调整风险
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