年初，新能源全面入市的靴子正式落地。國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號，以下簡稱《通知》）。
（來源：浙電e家 作者：張悅 王一錚 杜協峻 周璐瑤 吳昊天）
《通知》明確提出，要按照價格市場形成、責任公平承擔、區分存量增量、政策統籌協調的要求，深化新能源上網電價市場化改革，正式宣告新能源發電“政府定價”時代的結束。
這一政策被認為是2021年深化燃煤電價改革以來，中國電力行業改革中最關鍵的一步。
新能源進入“下半場”
《通知》的核心是兩個“全部”，即新能源電量全部進入電力市場、上網電價全部通過市場交易形成。
在現貨運行地區新能源全電量參與現貨市場，由市場出清確定電價，在現貨未運行地區新能源發電全面參與中長期市場，通過雙邊協商、集中交易等方式確定價格，真正將所有的新能源電量價格機制都改為供需定價的市場機制，最終形成準確的價格信號。
業內專家在接受央視采訪時表示，新能源電量全量入市后，實現我國所有能源發電側80%左右裝機容量和接近80%發電量，以及用戶側80%左右用電量進入市場。
三個80%的實現，意味著我國絕大多數電量真正入市，電價機制從“保底收益”轉向“市場波動”，為建設全國統一電力市場奠定了堅實基礎，我國電力市場建設工作將進入“快車道”。
作為國家層面的頂層設計，《通知》并未簡單地將新能源往市場中一丟了之，還設計了與市場化定價機制相匹配的場外保障機制，提出“機制電價、差價結算、新老劃斷”等機制，充分考慮了過去對新能源做出的承諾。
新能源發電具有隨機性、波動性、間歇性，特別是午間，光伏發電全面參與市場交易后，電力供應大幅增加、價格明顯降低。晚高峰電價較高時段又幾乎沒有發電出力，新能源實際可獲得的收入可能大幅波動。
方案對此創新性建立新能源可持續發展價格結算機制，對納入機制的電量，當市場交易價格低于機制電價時給予差價補償，高于機制電價時扣除差價。以“多退少補”的差價結算方式，一定程度上兼顧新能源消納和保障基本收益，破除相關利益方不愿走出“襁褓”、依賴補貼的心態，為推動新能源全面入市提供“定心丸”。
為推動新老政策有序銜接，新政施行新舊項目“分治”。以2025年6月1日為節點對存量項目與增量項目以新老劃斷方式進行保障。存量項目的機制電價不超過燃煤基準價，新增項目的機制電價由市場環境和交易情況決定，納入機制的電量規模將根據各地非水可再生能源消納責任權重完成情況、用戶電價承受能力等綜合因素確定。如此一來，既能保障已有項目的收益，又能促進新項目充分參與競爭。
國家發展改革委、國家能源局負責人就相關文件答記者問時表示，本次改革，對居民、農業用戶電價水平沒有影響，這些用戶用電仍執行現行目錄銷售電價政策。對于工商業用戶，靜態估算，預計改革實施首年全國工商業用戶平均電價與上年相比基本持平，電力供需寬松、新能源市場價格較低的地區可能略有下降，后續工商業用戶電價將隨電力供需、新能源發展等情況波動。
此外，政策還叫停了強制配儲，推動新型儲能圍繞新能源運營情況和電網實際需求進行市場化配置；明確綠電“證電分離”，保證綠電電能量價值與環境價值劃分明確，互不交叉；將綠電交易的電能量部分納入中長期交易統一管理，杜絕開展新能源專場集中交易，確保綠電的電能量與其他電源同臺公平競爭。
政策為何提前？
《通知》的發布，不過是“狼來了”故事的新能源版本。
去年11月，國家能源局統籌組織編制的《全國統一電力市場發展規劃藍皮書》提出，2026年到2029年是全國統一電力市場全面建成期，到2029年，實現新能源全面參與市場交易。這是當時全國層面提出新能源參與市場交易最早的時間點。
實際上，業內人士早已明了，新能源全面入市總有一天會到來，只是此次中國新能源電價市場化改革的步伐，比預想中來得更迅猛。
短短三個月之后，《通知》發布。中國宏觀經濟研究院能源研究所研究員時璟麗表示，新能源上網電價市場化改革推進的加速與新能源“量”和“價”的發展關系密切。
一方面，新能源已成為影響市場價格的關鍵主體。截至2024年年底，全國新能源發電裝機規模達到了14.1億千瓦，風光電源裝機在全部電源中的比例達到42%。新能源已在包括浙江在內的十余個省區成為第一大電源。這種規模效應帶來的結構性變革，使得新能源從“替補隊員”成長為“市場定價者”。而隨著現貨市場長周期運行，不同時間的電能量價值顯著分化，新能源發電具有明顯的波動性與間歇性，若繼續執行相對固定的“保量保價”機制，無法充分反映市場供求，市場難以實現權責利對等。
另一方面，在“保量保價”以及儲備項目多、建設成本下降、補貼政策支持等多重因素下，新能源盲目投資、無序發展等問題逐漸顯現，大規模新能源消納成為難題，部分地區已出現棄風棄光局面，并威脅大電網安全運行，新能源可持續發展亟需市場價格調控。
回溯我國新能源發展史，電價政策是繞不開的重要推動力之一。
2006年至2015年，特許權招標、標桿電價等政策培育出全球最大新能源產業體系。隨著裝機規模膨脹，倒逼政策轉向。2016年，標桿電價的補貼逐漸退坡，引導新能源項目向競價上網、平價上網過渡，推動行業降本。2021年，新建項目全面執行煤電基準價，市場化交易試點推開。
此次《通知》發布，按照權責利對等原則，合理區分新能源的電力屬性和綠色屬性，實現新能源與煤電、核電等各類電源公平同臺競價，為最終實現供給側各類電源全面市場化、參與統一電力市場提供實踐經驗，標志著政策設計完成三級跳：從全額保障到“保量不保價”，再到全面市場化，“培育產業-控制成本-釋放活力”三階段內在邏輯清晰可見。
當前，新政加速迭代舊規，在推動能源政策周期實現系統性重構的同時，亦使行業步入深度轉型的陣痛期——舊有利益平衡機制已然解構，而新型市場秩序尚未定型，市場預期紊亂、利益格局調整等矛盾正成為考驗改革韌性的現實課題。
市場主體如何適應新變化？
身處行業生態重構的關鍵轉折點，新政將全國81.6萬電力市場主體推入市場化深水區，各角色都在經歷深刻變革。
“過去多年以來新能源電站投資的邏輯徹底變了。”新能源電站投資者表示。為鎖定項目的政策紅利，各地新能源場站急迫在6月1日“大限”來臨前“搶裝強上”。
未來，新能源經營模式從“保量保價”轉變為“量價皆依靠市場競爭”，倒逼企業從“重裝機”到“重運營”，發展模式轉向質量優先。一方面，新能源企業需加大技術創新投入，如提高功率預測精度、研發新型光伏電池材料、改良風電葉片空氣動力學設計，以此提升發電效率；另一方面，需精準把握市場供需態勢、價格波動規律以及競爭投資類型、接入位置等，結合發電成本與經營計劃，制定科學合理的競價方案，提升核心競爭力。
火電企業同樣面臨角色轉型陣痛期。在構建以新能源為主體的新型電力系統的進程中，火電將長期扮演“壓艙石”的角色。在邊際成本幾乎為零的新能源全量入市后，火電機組的上網電價將進一步受市場競爭影響。在電量供應方面，新能源的占比逐漸增大，使得火電機組的作用逐步從以往單純保障電量平衡，向保障電力平衡轉變。火電企業需積極求變，進一步強化調峰能力建設、做好發電成本管理、積極參與輔助服務市場，在新的市場環境中實現可持續發展。
儲能行業將從過去的價格競爭轉換為價值競爭。從短期看，新政打破了以往新能源項目與儲能配置的強制捆綁模式，儲能項目失去了容量租賃收益，對獨立儲能投資者而言，投資回報預期受到沖擊，投資積極性受挫；從長期看，隨著現貨市場價差的拉大，儲能設備通過低充高放的操作獲得高收益的概率顯著增加，有利于促進儲能產業的發展，新政將推動儲能產業在新能源發展的大格局中發揮更大作用。
電網調度從“計劃主導”向“實時博弈”轉變。新能源發電特性致使出力不確定性顯著加劇，風電與光伏的出力嚴重受制于天氣因素，風力的強弱、光照的有無及強度變化，都會造成發電功率的大幅波動，調度需實時平衡“預測偏差”與電網安全。同時，在新能源全面入市的背景下，調度部門需要同時統籌協調火電、新能源、儲能、跨省聯絡線等多類資源，進一步完善現貨市場出清機制，實現多元主體的協同運行和優化調度。
毋庸置疑的是，新政的影響將是全面且長遠的。如今，各省區因地制宜加緊制定相應細則方案，以實現政策軟著陸。
新能源高質量發展的“下半場”，加速到來。
用手機微信掃一掃
