2025 年 2 月 9 日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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》，这一重磅文件为新能源电价市场化带来了深刻变革，对推动中国新能源行业高质量发展、促进能源绿色低碳转型具有重大意义。

一、文件要点解读

（一）全面市场化定价

《通知》明确指出新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。在现货市场方面，适当放宽限价，上网电价上限参考工商业用户尖峰电价水平，下限考虑新能源在市场外的其他收益，由省级价格主管部门商有关部门制定并调整。中长期市场则不断完善交易规则，缩短交易周期，实现周、多日、逐日开市，鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前锁定市场风险。这一举措标志着新能源电价从以往的固定价格模式迈向市场化定价时代，新能源发电企业可自主选择 “报量报价” 或 “接受市场价” 参与交易，大大增强了市场灵活性。

需要注意的是，《通知》明确，纳入差价结算机制的电量不再重复获得绿证收益，避免重复补贴，推动绿证走向独立市场化；中长期市场交易电价的申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书（以下简称"绿证"）价格，进一步优化资源配置。这一要求与《电力中长期交易基本规则 — 绿色电力交易专章（征求意见稿）》相符。

（二）分类施策

根据《通知》，此次改革以 2025 年 6 月 1 日为节点开始实施机制电价，但对存量和增量项目实施不同的机制电价政策。

对于2025 年 6 月 1 日以前投产的存量项目，电量规模，由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。机制电价与现行政策衔接，不高于当地煤电基准价，电量规模妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例，但不得高于上一年。执行期限按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。

对于2025 年 6 月 1 日及以后投产的增量项目，机制电价通过市场化竞价确定由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。

这种分类施策的方式，既保障了存量项目的平稳过渡，又为增量项目提供了市场化发展的空间。而机制电价以最高价确定，并设定上下限的方式，在一定程度上可以避免可再生能源企业的恶性竞争，减少内卷并防止电力价格内卷溢出至组件、硅料等上游产业。

（三）差价结算机制

《通知》要求建立 “多退少补” 的可持续发展价格结算机制：当市场交易价格低于机制电价时，由电网企业给予发电企业差价补偿；而当市场交易价格高于机制电价时，则扣除相应差价。该机制有助于平滑新能源发电企业收益波动，有效减少价格波动风险，稳定企业收益预期，为新能源产业的平稳发展提供有力支撑。

这一模式类似此前英国的电力差价合约。此前电力差价合约在我国福建、浙江等地的电力市场试点及新能源领域有所实践。但大多数企业和地区对这类模式还比较陌生，由于此前并未有专门的官方定义或统一格式的文件，因此未来在实施过程中还有待进一步观察这一模式是否能够真正降低新能源开发企业、投资者和金融机构对于收益风险的顾虑。

二、新旧模式比较

（一）电价形成机制

在旧模式下，新能源上网电价多采用固定电价或补贴电价模式。以风电为例，在早期发展阶段，各地根据风能资源状况和建设成本等因素，制定了不同区域的标杆上网电价，如三类资源区风电标杆上网电价一度执行 0.54 元/千瓦时。这种定价方式较为稳定，企业能清晰预估发电收益，但缺乏对市场供需和电力实时价值的动态反映。

而新模式实现全面市场化交易，所有电量都进入市场，价格完全由市场竞价形成。在取消固定电价改用竞价形成的机制电价的情况下，新能源电价更能准确反映市场供需关系。

（二）收益稳定性

旧模式下，由于电价相对固定，且有补贴兜底，新能源企业收益相对稳定。以光伏电站为例，在补贴政策支持下，即使发电量存在一定波动，企业也能依靠补贴和固定上网电价获得较为稳定的收入 。但随着补贴退坡，企业收益开始受到一定影响。

进入新模式后，虽然建立了差价结算机制来稳定收益预期，但市场交易电价仍会随市场供需、电力系统运行状况等因素波动。在新能源大发时段，如夏季光照充足、风电大发的时段，市场电力供应过剩，交易电价可能会大幅下降；而在用电高峰、新能源发电出力不足时，电价又可能上涨。对此，企业可以通过签订长期电力交易合同，与电力用户或售电公司锁定一定期限内的电量和电价，降低价格波动风险；还可以参与辅助服务市场，利用新能源发电设备提供调频、调峰等辅助服务，增加额外收入来源，提升收益稳定性。

（三）市场参与范围

旧模式下，新能源发电主要以保障性收购为主，参与市场化交易的电量占比较低。除了少数参与直购电等试点交易的项目外，大部分新能源发电企业只能按照固定电价将电力卖给电网企业，市场参与主体相对单一，主要是电网企业和新能源发电企业 。

新模式下，新能源上网电量原则上全部进入电力市场。根据2024年9月发布的《电力市场注册基本规则》，统一电力市场的经营主体包括发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体（含新型储能企业、虚拟电厂、智能微电网等）。考虑到隔墙售电模式可能逐步普及，未来，除了传统的发电企业、电网企业外，电力大用户、售电公司等都可能参与新能源电力交易，届时电力用户可以直接向新能源发电企业购买绿色电力，满足自身绿色用能需求；售电公司则可以整合新能源发电资源，为用户提供多样化的电力套餐和增值服务。这种广泛的市场参与范围，促进了市场竞争，提高了电力资源的配置效率，也为新能源发电企业拓展了销售渠道。

三、对电力行业的影响

对于光伏行业而言，市场化定价机制下，光伏发电成本持续下降的优势将更加凸显。随着技术进步，光伏组件转换效率不断提高，发电成本不断降低，在市场竞争中更具价格优势。一些龙头企业可以凭借其先进的技术和规模化生产优势，在市场化电价机制下，更好地控制成本，提高产品竞争力，有望进一步扩大市场份额。上网电价全面市场化，也有利于引导资源向高效项目集中，淘汰落后产能，并推动新能源行业从规模扩张向质量提升转变，提高行业整体竞争力。

风电行业同样面临机遇与挑战。海上风电项目凭借其风资源丰富、发电稳定等优势，在市场化电价环境下，有望吸引更多投资但风电行业也需应对电力市场价格波动带来的风险，通过优化项目布局、提升运维管理水平等方式，降低成本，提高发电效率，增强市场竞争力。

储能行业则迎来了新的发展契机。虽然政策明确不得将配置储能作为新建新能源项目的前置条件，但从市场需求来看，为了提升新能源发电的稳定性和参与市场交易的能力，新能源项目配置储能的意愿可能会逐渐增强。储能企业可通过与新能源发电企业合作，提供储能系统解决方案，参与电力市场的辅助服务，获取收益。

而新能源公平参与市场交易，承担电力系统调节成本，将促使各类电源在电力系统中的价值得到更合理体现，推动新能源与调节电源、电网的协调发展，助力构建更加稳定、高效的新型电力系统。同时，新能源与煤电等一同进入电力市场，上网电价均由市场形成，扩大了电力市场化交易范围，促进各地电力市场规则的统一和完善，推动全国统一电力市场的建设进程。

未来，在新能源项目并购中，企业应当更加关注目标项目被纳入地方新能源可持续发展价格结算机制电量规模范围的情况。