新能源上网电价市场化改革：政策落地、行业重塑与企业未来洞察

一、改革背景与目标

随着新能源行业的迅猛发展，原有的固定上网电价政策逐渐暴露出诸多问题，已难以契合当下市场需求。原政策既无法精准反映市场供求关系的动态变化，又未能公正地体现电力系统调节责任，严重制约了新能源行业的进一步发展。为深入贯彻党的二十届三中全会关于推进能源领域价格改革的战略部署，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《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》（以下简称“通知”）。此次改革的核心目标是推动新能源上网电量全面融入电力市场，借助市场交易机制来形成上网电价，同时构建可持续发展的价格结算机制，对存量和增量项目进行分类施策，旨在促进新能源行业的高质量发展，为经济社会的绿色低碳转型提供有力支撑。

（来源：北极星售电网 作者：中信泰富能源计划发展部 李昱)

二、改革主要内容与影响

（一）存量与增量项目分类施策。

《通知》提出，改革以2025年6月1日为节点，将新能源项目区分为存量项目和增量项目，并实施差异化政策。对于存量项目，继续沿用差价结算机制，确保电价与现行政策平稳衔接，从而保障项目收益的稳定性，避免因政策突变导致企业收益出现断崖式下跌，给予企业一定的缓冲期和适应时间。而对于增量项目，其电价将完全由市场化竞价来决定，电量规模实行动态调整，并且必须通过省级竞价平台参与竞争。这种“老项目老办法、新项目新办法”的安排，一方面充分考虑了存量项目的实际情况，保障了企业的合理利益；另一方面，有力地推动增量项目彻底走向市场化，促使投资商从以往的“政策依赖”模式，转变为积极主动的“市场博弈”策略，进一步激发市场活力和企业竞争力。

（二）新能源项目全面参与市场交易。

《通知》首次明确指出，新能源全电量无差别参与电力市场交易，涵盖电力中长期、现货以及辅助服务等多个交易品种。这标志着新能源项目正式告别政府定价的时代，实现了与传统能源在电力市场中的“场内同权”，充分彰显了落实发电侧市场化改革的坚定决心。通过市场交易形成新能源项目的上网电价，有利于形成更加真实、合理的市场价格，促进电力资源的高效配置，引导新能源行业健康、有序地发展，避免因价格扭曲导致的资源浪费和无序竞争。

（三）建立可持续发展价格结算机制。

鉴于新能源发电具有随机性、波动性和间歇性的特点，文件创新性地提出建立可持续发展价格结算机制。在市场外构建差价结算机制，对于纳入该机制的电量，当市场交易均价低于或高于机制电价时，将按规定开展差价结算，结算费用则纳入当地系统运行费用。这一机制犹如为新能源参与市场后的收益上了“保险”，无论新能源在电力市场中获得的电价如何波动，纳入机制范围的电量都将按照机制电价水平进行差价结算。这不仅理顺了电力市场的价格形成机制，还有效解决了新能源参与市场后获得合理收益的问题，为新能源的稳定发展提供了坚实的保障。

（四）提高新能源投资效率。

文件通过“软约束”手段来提高新能源投资效率，对机制电价的实施进行“新老划断”。存量新能源项目机制电价继续按照现行价格政策执行，电量规模与现行具有保障性质的相关电量规模政策相衔接，确保政策的连续性和稳定性。而对于新增新能源项目，其机制电价将通过竞价形成，电量规模则综合各地非水可再生能源消纳责任权重完成情况、用户电价承受能力等因素来确定。这种政策安排将新能源发展速度、规模的决定权更多地赋予地方政府，鼓励各地根据自身实际情况“量体裁衣”，体现权责对等的原则，有利于统筹兼顾、综合施策。增量新能源竞价机制的建立，彻底改变了新能源发展过程中“捡到篮子都是菜”的低水平发展方式，将新能源竞争直接拓展到规划、建设阶段，要求投资主体精打细算，科学决策投资类型、接入位置等关键因素，从而促进新能源高质量发展，避免盲目投资和重复建设。

（五）理顺电力现货市场各环节经济关系。

改革后，在电力现货市场运行地区，机制电价将锚定月度发电侧实时市场同类项目的加权平均价格进行差价结算，且机制电价覆盖电量仅参加一次差价结算。一方面，纳入机制的新能源项目可不再参与日前市场，有效避免因市场偏差而影响收益，降低了企业的市场风险；另一方面，机制电价差价协议的执行方式与电力期货的合约方式接轨，为未来电力期货的发展奠定了坚实基础，同时也为普及高流动性的电力中长期合同提供了新的签约方式，丰富了市场交易品种和工具。此外，文件还提出加快实现新能源自主选择参与日前市场，这将有力推动各地电力现货市场规则进行相应调整，使未来日前市场与中长期交易市场一样，回归其“财务属性”，为市场参与者提供更多财务避险机会，进一步完善电力市场的功能和机制。

三、行业趋势与结构性机会

（一）从“保量保价”到“市场竞合”的范式转换。

新能源企业必须摒弃单纯追求装机规模的传统思维，转向精细化运营模式。现货市场的分时电价波动，如山东午间出现的负电价现象，要求企业必须优化出力曲线，甚至结合储能、负荷预测等先进技术和手段，以实现收益最大化。企业需要深入研究市场规律，精准把握市场时机，通过灵活调整发电策略和参与市场交易，提高自身的市场竞争力和盈利能力。

（二）区域市场分化加剧。

各地电力供需结构、新能源渗透率以及市场规则的差异，将催生“区域套利”机会。例如，风光资源丰富但本地消纳能力较弱的地区，如甘肃、新疆等地，需要通过跨省交易的方式，将多余的电力资源输送到其他地区，实现资源的优化配置和价值提升；而负荷中心地区，如长三角、珠三角等经济发达地区，由于电力需求旺盛，可能成为高价绿电的买方市场，为新能源企业提供了广阔的市场空间。企业可以根据不同区域市场的特点和需求，制定差异化的市场策略，把握区域市场分化带来的机遇，实现资源的跨区域优化配置和企业效益的最大化。

（三）微电网与直供模式崛起。

政策积极鼓励新能源与用户签订长期购电协议（PPA），大力推动“源网荷储”一体化项目的发展。企业如果能够在工业园区、数据中心等特定场景构建微电网，直接对接高附加值用户，如算力中心、电解铝厂等，不仅可以有效规避现货市场波动风险，还能锁定长期稳定的收益。微电网与直供模式的崛起，为新能源企业提供了新的业务拓展方向和盈利增长点，有助于企业降低市场风险，提高市场竞争力和抗风险能力。

四、企业未来发展的洞察

（一）发电企业定位重构：从“生产者”到“综合服务商”。

我国电力市场过去长期以“管住中间，放开两头”为总体思路，发电企业主要负责电力生产，无需过多考虑电力系统整体平衡问题，只需服从电网调度即可。然而，随着电力现货市场的逐步放开以及本次政策的发布，发电企业若想在现货交易中具备竞争力，必须重新构建自身的定位，从传统的“生产者”转型为“综合服务商”。企业需要建立对当地电力系统的整体感知能力，包括负荷出力变动、峰谷周期、当地气象数据等多方面信息，以便动态调整报价策略，甚至参与辅助服务市场，如调频、备用等。这一转型过程对企业的数字化能力提出了更高的要求，如需要具备先进的AI预测模型等数字化技术，以提升企业的运营效率和市场竞争力。

（二）区域深耕能力成为核心竞争力。

我国地域辽阔，各地区资源禀赋、电力负荷情况千差万别，电力现货交易的地域性特征十分显著，难以建立一套适用于全国的通用电力交易模式。因此，发电企业必须建立本地化团队，深度掌握区域负荷特性、电网阻塞点、政策细则等关键信息。例如，在山东市场，午间光伏出力高峰叠加工业午休负荷低谷，导致电价骤降，而晚高峰缺电时火电主导高价。企业需要通过“时空套利”策略，如配置储能、需求响应等手段，精准捕捉价差，实现企业效益的最大化。区域深耕能力将成为发电企业在激烈市场竞争中的核心竞争力，只有深入了解区域市场特点，才能制定出有效的市场策略，赢得市场竞争优势。

（三）微电网与绿电溢价的促进作用。

从历史经验来看，电力现货市场的建立往往会导致电价下行，这对新能源项目的收益率造成了一定的冲击。面对这一挑战，一方面，发电企业需要在提高经营效率和严控造价成本等方面下功夫，通过精细化管理和技术创新，降低生产成本，抵消电价下行带来的不利影响；另一方面，企业可以考虑采用“源网荷储一体化”模式，通过构建微电网，与用电方直接结算，不仅可以有效降低电价波动风险，还能通过绿证、碳交易等途径获取环境溢价。例如，欧盟碳边境税（CBAM）的实施，倒逼出口企业采购绿电，若新能源企业能够直接为制造业用户提供“绿电+减排认证”捆绑服务，将形成独特的差异化竞争优势，为企业开辟新的市场空间和盈利渠道。

五、改革意义与展望

此次新能源上网电价市场化改革具有深远的战略意义，标志着新能源行业彻底告别“补贴温床”，正式迈入“真刀真枪”的市场化竞争阶段。在市场化机制的作用下，具备成本优势、技术实力和资源整合能力的头部企业将如虎添翼，进一步巩固和扩大市场份额，实现强者恒强的发展态势；而那些依赖政策红利生存的中小企业，将面临严峻的市场挑战，甚至可能被市场淘汰出局。改革将有力推动新能源行业从粗放式的“规模扩张”阶段，转向精细化的“质量竞争”阶段，促进新能源行业的高质量发展，为经济社会的绿色低碳转型提供坚实可靠的能源保障。展望未来，随着改革的持续深入推进，我国新型电力系统将加速进入高质量发展的新阶段，新能源在电力市场中的地位将进一步提升，市场机制将更加完善和成熟，为实现国家“双碳”目标奠定坚实的基础，推动我国能源行业迈向更加绿色、低碳、可持续的发展道路。

（注：本文为投稿，以上观点仅代表作者）