新能源全面入市新政影响几何？

年初，新能源全面入市的靴子正式落地。国家发展改革委、国家能源局联合印发《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，以下简称《通知》）。

（来源：浙电e家 作者：张悦 王一铮 杜协峻 周璐瑶 吴昊天）

《通知》明确提出，要按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革，正式宣告新能源发电“政府定价”时代的结束。

这一政策被认为是2021年深化燃煤电价改革以来，中国电力行业改革中最关键的一步。

新能源进入“下半场”

《通知》的核心是两个“全部”，即新能源电量全部进入电力市场、上网电价全部通过市场交易形成。

在现货运行地区新能源全电量参与现货市场，由市场出清确定电价，在现货未运行地区新能源发电全面参与中长期市场，通过双边协商、集中交易等方式确定价格，真正将所有的新能源电量价格机制都改为供需定价的市场机制，最终形成准确的价格信号。

业内专家在接受央视采访时表示，新能源电量全量入市后，实现我国所有能源发电侧80%左右装机容量和接近80%发电量，以及用户侧80%左右用电量进入市场。

三个80%的实现，意味着我国绝大多数电量真正入市，电价机制从“保底收益”转向“市场波动”，为建设全国统一电力市场奠定了坚实基础，我国电力市场建设工作将进入“快车道”。

作为国家层面的顶层设计，《通知》并未简单地将新能源往市场中一丢了之，还设计了与市场化定价机制相匹配的场外保障机制，提出“机制电价、差价结算、新老划断”等机制，充分考虑了过去对新能源做出的承诺。

新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，特别是午间，光伏发电全面参与市场交易后，电力供应大幅增加、价格明显降低。晚高峰电价较高时段又几乎没有发电出力，新能源实际可获得的收入可能大幅波动。

方案对此创新性建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。以“多退少补”的差价结算方式，一定程度上兼顾新能源消纳和保障基本收益，破除相关利益方不愿走出“襁褓”、依赖补贴的心态，为推动新能源全面入市提供“定心丸”。

为推动新老政策有序衔接，新政施行新旧项目“分治”。以2025年6月1日为节点对存量项目与增量项目以新老划断方式进行保障。存量项目的机制电价不超过燃煤基准价，新增项目的机制电价由市场环境和交易情况决定，纳入机制的电量规模将根据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综合因素确定。如此一来，既能保障已有项目的收益，又能促进新项目充分参与竞争。

国家发展改革委、国家能源局负责人就相关文件答记者问时表示，本次改革，对居民、农业用户电价水平没有影响，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户，静态估算，预计改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年相比基本持平，电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区可能略有下降，后续工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动。

此外，政策还叫停了强制配储，推动新型储能围绕新能源运营情况和电网实际需求进行市场化配置；明确绿电“证电分离”，保证绿电电能量价值与环境价值划分明确，互不交叉；将绿电交易的电能量部分纳入中长期交易统一管理，杜绝开展新能源专场集中交易，确保绿电的电能量与其他电源同台公平竞争。

政策为何提前？

《通知》的发布，不过是“狼来了”故事的新能源版本。

去年11月，国家能源局统筹组织编制的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》提出，2026年到2029年是全国统一电力市场全面建成期，到2029年，实现新能源全面参与市场交易。这是当时全国层面提出新能源参与市场交易最早的时间点。

实际上，业内人士早已明了，新能源全面入市总有一天会到来，只是此次中国新能源电价市场化改革的步伐，比预想中来得更迅猛。

短短三个月之后，《通知》发布。中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽表示，新能源上网电价市场化改革推进的加速与新能源“量”和“价”的发展关系密切。

一方面，新能源已成为影响市场价格的关键主体。截至2024年年底，全国新能源发电装机规模达到了14.1亿千瓦，风光电源装机在全部电源中的比例达到42%。新能源已在包括浙江在内的十余个省区成为第一大电源。这种规模效应带来的结构性变革，使得新能源从“替补队员”成长为“市场定价者”。而随着现货市场长周期运行，不同时间的电能量价值显著分化，新能源发电具有明显的波动性与间歇性，若继续执行相对固定的“保量保价”机制，无法充分反映市场供求，市场难以实现权责利对等。

另一方面，在“保量保价”以及储备项目多、建设成本下降、补贴政策支持等多重因素下，新能源盲目投资、无序发展等问题逐渐显现，大规模新能源消纳成为难题，部分地区已出现弃风弃光局面，并威胁大电网安全运行，新能源可持续发展亟需市场价格调控。

回溯我国新能源发展史，电价政策是绕不开的重要推动力之一。

2006年至2015年，特许权招标、标杆电价等政策培育出全球最大新能源产业体系。随着装机规模膨胀，倒逼政策转向。2016年，标杆电价的补贴逐渐退坡，引导新能源项目向竞价上网、平价上网过渡，推动行业降本。2021年，新建项目全面执行煤电基准价，市场化交易试点推开。

此次《通知》发布，按照权责利对等原则，合理区分新能源的电力属性和绿色属性，实现新能源与煤电、核电等各类电源公平同台竞价，为最终实现供给侧各类电源全面市场化、参与统一电力市场提供实践经验，标志着政策设计完成三级跳：从全额保障到“保量不保价”，再到全面市场化，“培育产业-控制成本-释放活力”三阶段内在逻辑清晰可见。

当前，新政加速迭代旧规，在推动能源政策周期实现系统性重构的同时，亦使行业步入深度转型的阵痛期——旧有利益平衡机制已然解构，而新型市场秩序尚未定型，市场预期紊乱、利益格局调整等矛盾正成为考验改革韧性的现实课题。

市场主体如何适应新变化？

身处行业生态重构的关键转折点，新政将全国81.6万电力市场主体推入市场化深水区，各角色都在经历深刻变革。

“过去多年以来新能源电站投资的逻辑彻底变了。”新能源电站投资者表示。为锁定项目的政策红利，各地新能源场站急迫在6月1日“大限”来临前“抢装强上”。

未来，新能源经营模式从“保量保价”转变为“量价皆依靠市场竞争”，倒逼企业从“重装机”到“重运营”，发展模式转向质量优先。一方面，新能源企业需加大技术创新投入，如提高功率预测精度、研发新型光伏电池材料、改良风电叶片空气动力学设计，以此提升发电效率；另一方面，需精准把握市场供需态势、价格波动规律以及竞争投资类型、接入位置等，结合发电成本与经营计划，制定科学合理的竞价方案，提升核心竞争力。

火电企业同样面临角色转型阵痛期。在构建以新能源为主体的新型电力系统的进程中，火电将长期扮演“压舱石”的角色。在边际成本几乎为零的新能源全量入市后，火电机组的上网电价将进一步受市场竞争影响。在电量供应方面，新能源的占比逐渐增大，使得火电机组的作用逐步从以往单纯保障电量平衡，向保障电力平衡转变。火电企业需积极求变，进一步强化调峰能力建设、做好发电成本管理、积极参与辅助服务市场，在新的市场环境中实现可持续发展。

储能行业将从过去的价格竞争转换为价值竞争。从短期看，新政打破了以往新能源项目与储能配置的强制捆绑模式，储能项目失去了容量租赁收益，对独立储能投资者而言，投资回报预期受到冲击，投资积极性受挫；从长期看，随着现货市场价差的拉大，储能设备通过低充高放的操作获得高收益的概率显著增加，有利于促进储能产业的发展，新政将推动储能产业在新能源发展的大格局中发挥更大作用。

电网调度从“计划主导”向“实时博弈”转变。新能源发电特性致使出力不确定性显著加剧，风电与光伏的出力严重受制于天气因素，风力的强弱、光照的有无及强度变化，都会造成发电功率的大幅波动，调度需实时平衡“预测偏差”与电网安全。同时，在新能源全面入市的背景下，调度部门需要同时统筹协调火电、新能源、储能、跨省联络线等多类资源，进一步完善现货市场出清机制，实现多元主体的协同运行和优化调度。

毋庸置疑的是，新政的影响将是全面且长远的。如今，各省区因地制宜加紧制定相应细则方案，以实现政策软着陆。

新能源高质量发展的“下半场”，加速到来。