2025年2月9日，国家发改委、能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革，促进新能源高质量发展的通知》（136号文），标志着新能源上网电量全面进入电力市场。国金证券最新报告指出，新能源入市节奏与2015年火电入市周期节点相符，超前实现原定2030年目标，主因新能源装机超预期（已达14.1亿千瓦）及成本下降。136号文提出“新老划断”+“可持续发展价格结算机制”，对新老项目未来收益的可预期性相比当前均有提升。

截至2024年底，新能源装机已达14.1亿千瓦，超过煤电装机，提前6年超越了原规划目标（2030年底12亿千瓦）。2024年近6成的增量用电由新能源发电量增长贡献，剩余4成由水电、火电、核电三类常规能源瓜分。计划与市场“双轨制”下，优发与优购电规模之间的平衡被打破，电网继续维持当前保障收购政策将加剧已经入市的电源和工商业用户承担不平衡资金的压力。同时，新能源装机成本下降、继续按原固定电价上网对用户有失公平，推动新能源全面入市成为必然。

存量新能源（25年6月以前并网的老项目）：机制电价维持现行电价机制；机制电量比例由地方确定，参考当前保障比例；执行期限同现行保障机制。增量新能源（25年6月以后并网的新项目）：机制电价由发电企业竞争确定，参考装机成本；机制电量比例由地方确定，参考可再生能源消纳责任权重完成情况、用户电价承受能力等多方因素；执行期限为项目平均回本周期。总体而言，对新老项目未来收益的可预期性相比当前均有提升，存量项目兜底情况好于预期，增量项目以市场竞争指引未来投资趋于理性。

中发9号文推动火电入市时，15年火电CAPEX阶段性见顶、利用小时数持续下行、煤价处于连续4年下行通道，此时推动市场化对降低用能成本效果最显著。1658号文（19年）、1439号文（21年）则在供需趋紧、成本上涨后释放涨价信号，分别明确了火电市场化电价浮动区间从±10%扩大至±20%。供需/成本辩证看待新能源入市：政策落地加大了市场供需决定价格的自由度，价格可跌也可涨。区域间/不同类型新能源之间电价差异将放大，新能源制造成本已出现企稳回升态势，绿色价值还将使电价长期受益于其他电源环境成本上升。

电改10年，火电容量补偿机制在23年发布，“价外”收益占比开始提高。与之类比，从大幅提高的可再生能源消纳责任权重、绿电绿证交易来看，新能源环境价值交易的价格机制已初步理顺。绿电交易明确电能量/环境价值分割，环境价值不纳入峰谷分时机制及力调电费结算、不设置价格上下限。欧盟新电池法&CBAM机制倒逼下，出口企业对绿电直接交易凭证存在客观需求。绿电/绿证价格均下行，但绿电直接交易情况好于绿证，绿证价格走势将与非水可再生能源消纳责任权重密切相关。

新能源电价演变三阶段对比

阶段	定价方式	核心特征	代表政策
保量保价	标杆电价收购	标杆电价-燃煤标杆=财政补贴，执行20年	2010年前后
保量保价+市场化	保障内固定价+保障外市场化	平价机组为燃煤基准价，市场化部分折价	1M19政策
全面市场化	市场交易形成价格	新老划断+可持续发展价格结算机制	136号文（2M25）

136号文开启新能源全面市场化新时代，超前6年完成原定2030年规划。政策通过“新老划断”+可持续发展价格结算机制稳定存量收益预期、以市场竞争引导增量投资理性化。类比火电入市历史，新能源入市后区域间/不同类型电源间的电价分化将放大。绿电环境溢价、CCER等“价外”收益有望进一步释放。建议关注具备省内α优势、海风资源丰富的风电运营商。