中信證券研報表示
，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。

　　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。

（文章來源：人民財訊）