新能源电量全面入市正在从方向变为现实。天风证券公用事业年度策略指出，2025年是“十四五”收官之年，新能源市场化交易节奏明显加快。广东、江苏、浙江、河北、新疆等省份已公布2025年电力交易方案，核心变化包括集中式电站市场化电量比例提高或保障性小时数降低，以及分布式光伏入市机制从无到有。入市是大势所趋，但区域差异显著，风电在交易电价中的优势正在扩大。
2025年各省新能源入市政策全景扫描
天风证券梳理了广东、江苏、浙江、山西、湖北、新疆、冀南、陕西等省份2025年电力交易方案，核心变化集中在三个维度：
集中式电站入市比例提高。广东要求220kV及以上风电场站、光伏电站全部作为市场交易电源，原则上按实际上网电量的70%安排基数电量，2025年底前实现全部110kV电压等级电站参与市场交易。江苏集中式光伏、风电保量保价发电小时数分别为400、800小时（不参加绿电交易的前提下）。冀南电网省调直调光伏省内市场化电量比例提至60%、风力发电场站30%。
分布式光伏入市从无到有。广东鼓励分布式新能源以聚合虚拟电厂方式参与现货和绿电交易。江苏分布式光伏、分散式风电成功核发绿证后可直接或由聚合商聚合参与绿电交易。浙江非统调风电、光伏自愿参与绿电交易，分布式以聚合方式参与。山西自2025年1月起分布式新能源可自愿选择独立或聚合方式参与绿电、绿证交易。冀南2025年10千伏及以上工商业分布式光伏分阶段参与市场，1月1日起增量项目入市、7月1日起存量项目入市，入市比例暂定20%。
区域分化：东西部入市节奏与电价影响差异显著
新能源入市对电价的影响存在显著的区域分化。西部地区省份（如新疆、甘肃）新能源入市比例已处于较高水平，入市比例的边际提升空间有限，电价已经较为充分地反映了市场供需。东部地区新能源发电量占比相对较低，入市对整体电价的影响也相对有限。
从电源类型看，风电在市场化交易中的电价优势明显。2024年上半年，新疆风电交易均价213.45元/MWh、光伏165.43元/MWh；甘肃风电270.87元/MWh、光伏181.92元/MWh；冀南风电429元/MWh、光伏353元/MWh。风电较光伏的溢价在各省份普遍存在，主要源于出力曲线的差异——光伏发电仅日间出力且午间大发时段集中，在分时电价机制下交易电价承压；风电出力曲线相对平滑，市场化交易电价更具韧性。
2025年部分省份新能源市场化交易规则对比| 省份 | 集中式风电 | 集中式光伏 | 分布式 |
|---|
| 广东 | 220kV及以上全部入市，70%基数电量 | 同风电 | 鼓励聚合虚拟电厂参与 |
| 江苏 | 不参加绿电交易则保量保价800h | 不参加绿电交易则保量保价400h | 核发绿证后可参与绿电交易 |
| 冀南 | 市场化比例30% | 市场化比例60% | 10kV及以上分阶段入市，比例20% |
| 浙江 | 90%政府授权合约+10%现货 | 同风电 | 自愿参与，分布式聚合 |
风电投资性价比优于光伏，海上风电空间仍待释放
天风证券认为风电项目的运营效益优于光伏发电。从造价看，2024年平原地区风电站平均造价约4000-4500元/KW，约为光伏电站的1.5倍；但2023年全国风电平均利用小时数2225小时，约为光伏发电（1328小时）的1.7倍。造价与利用小时数的比率关系决定了风电的单位发电成本更具优势。
海上风电方面，“十四五”末累计装机目标1亿千瓦以上，但截至2024年9月累计装机仅39.10GW，与目标仍有较大差距。制约因素包括电价（2021年起海上风电由国补逐渐走向平价）和用海问题（军事用海、渔业用海等冲突）。但边际变化正在发生——海上风电单位造价已从2021年底的15000元/KW降至2024年的9400-12000元/KW，经济性改善显著。2024年浙江、上海、福建、辽宁等省份均有新增海上风电竞配，未来投资有望提速。
绿电板块的配置价值
天风证券认为新能源电价全面入市是大势所趋，但市场对此已有较充分预期。绿电估值处于相对低位，在可再生能源补贴基金问题有望加速解决、风电投资收益率相对占优的背景下，绿电板块具备投资性价比。建议关注龙源电力H、大唐新能源、新天绿色能源H、太阳能。
