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能源电力公社获悉,近日,国家发展改革委、国家能源局联合发布了《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》(发改价格〔2025〕136号),这一重磅政策文件被业内称为“新能源电价市场化改革2.0”的政策文件,或将彻底改写行业游戏规则。本文将分享政策核心,并分析未来五年行业关键转折点,仅供参考。
(来源:微信公众号“能源电力公社”)
01
市场化电价全面落地:告别“保量保价”
政策核心:2025年起,新建风光项目全面取消保障性收购制度,存量项目逐步退出,新能源电力全部进入市场化交易体系。
冲击与机遇:
1.电价波动常态化:工商业电价峰谷价差或突破3:1,风光项目需通过“分时电价+中长期交易+现货市场”组合策略提升收益;
2.绿电溢价成胜负手:高耗能企业强制绿电采购比例提升至35%,带绿证交易的电价溢价或达0.05-0.15元/千瓦时;
3.储能配置成刚需:要求市场化项目配套储能比例不低于装机量15%、时长2小时,储能度电成本需降至0.3元以下方具经济性。
【举例】
以内蒙古某200MW光伏项目为例,无补贴后若未配置储能,IRR或下降4.2%;但通过“光储+绿电溢价”模式,IRR可提升至12.8%。
02
跨省交易壁垒破除:西北风光基地的黄金时代来临
政策突破:建立“新能源电力期货市场”,允许跨省交易电价上浮50%,特高压通道优先安排新能源外送。
投资风向标:
1.“沙戈荒”项目价值重估:新疆、甘肃等地项目外送电价可达0.35元/度(较本地溢价40%);
2.虚拟电厂爆发窗口:聚合分布式资源的市场主体可参与跨省交易,度电管理服务费市场空间超200亿元;
3.氢储一体化新赛道:弃电制氢成本有望降至15元/kg,配套制氢项目可申请0.1元/度专项补贴。
【举例】
夏某风光氢储一体化项目,利用弃电制氢+跨省售电,综合收益率较单纯发电提升62%。
03
补贴退坡倒计时:2027年底前必须抓住的三大政策红利
过渡期安排:2025-2027年存量项目保留保障小时数,但补贴强度每年递减20%,2028年起全面退出。
抢跑策略建议:
1.存量项目技改加速:加装构网型储能、智能功率预测系统可申请技改专项贷款(利率3.85%);
2.绿证金融化布局:允许绿证作为融资抵押物,头部企业ABS发行成本或降低1.5个百分点;
3.参与电力现货试点:首批12个现货试点省份项目,可通过价格套期保值工具锁定收益。
【预警】
某测算显示,未完成市场化转型的存量风电项目,2028年净现金流或骤降30%。
PS:新能源进入“真刀真枪”竞争时代
此次电价改革绝非简单市场化,而是通过“价格信号倒逼技术创新、模式创新、金融创新”的三重组合拳。对从业者而言,2025-2030年将是行业洗牌的关键期:掌握电力交易能力的企业将吃掉80%增量市场,依赖补贴生存的玩家或批量出局。
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