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。
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