2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《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》”）公布。《通知》对新能源上网电价全面市场化定价、完善市场机制、建立新能源可持续发展价格结算机制、分类施策、强化政策协同和保障措施作出了规定，对于推动新能源上网电价市场化改革，促进新能源高质量发展具有重要意义。笔者从长期的新能源行业法律服务经验出发，对《通知》的核心要点内容进行解读分析，以期为新能源投资企业理解应对新能源发电政策重大变革提供支持。

一、《通知》出台背景

根据国家发改委介绍[1]，截至2024年底，全国新能源发电装机规模约14.1亿千瓦，占电力总装机规模40%以上，已超过煤电装机。但随着新能源大规模发展，新能源开发建设成本比早期大幅下降，既往的新能源上网电价固定价格体制已不能充分反映电力市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，矛盾日益凸显，亟需深化新能源上网电价市场化改革，通过市场机制促进行业高质量发展。各省级地区电力市场快速发展、规则逐步完善，新能源全面参与市场创造了条件。  

二、《通知》核心内容解读

在价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的新能源电价市场化改革思路下，《通知》推出了新能源项目（风电、太阳能发电，下同）全面参与市场交易和新能源机制电价等政策。

（一）新能源发电全面入市交易

我国新能源发电上网电价政策经历了早期固定电价阶段、标杆电价与补贴政策阶段、竞价上网和平价上网一系列的演变过程，这一过程是新能源发电上网电价政策不断推进市场化改革的结果。《通知》要求各地要在2025年底前出台并实施新能源发电入市交易具体方案，可以预见，我国新能源上网电价自2026年起将全面进入市场化定价时代。

《通知》要求，新能源项目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。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。以上要求仅适用于省内交易，参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。值得注意的是，风电项目不区分集中式和分散式、陆上风电和海上风电，光伏项目不区分集中式和分布式，均需同样适用入市交易政策。对于电力现货市场和中长期市场电能量交易和价格机制，《通知》作出了以下要求：

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（二）建立新能源发电机制电价制度

《通知》的一大亮点是建立新能源发电可持续发展价格结算机制（以下简称“机制电价”）。机制电价的核心内容为，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。通过这种“多退少补”的差价结算方式，新能源投资企业能够有合理稳定的预期，从而促进行业平稳健康发展。

机制电价形成过程虽然貌似很复杂，但其实也不难理解。例如：有A、B、C……J共10个项目参与竞价，报价价格依次为0.31元/千瓦时、0.32元/千瓦时、0.33元/千瓦时……0.40元/千瓦时，将按报价从低到高确定入选项目。假如前述项目为全部入选项目，机制电价则为前述项目中的最高报价即0.40元/千瓦时。但假如该省确定的竞价上限价格为0.38元/千瓦时，因为最高报价超出了当地竞价上限，则机制电价应执行当地竞价上限0.38元/千瓦时。

（三）区分存量项目和增量项目实施机制电价

《通知》以2025年6月1日为新老划断的节点，将在此之前投产的新能源项目作为存量项目，在此之后投产的新能源项目作为增量项目，分类实施机制电价政策。对于新能源投资企业来讲，为保证已开工建设的存量项目可享受现行政策，这无疑将在2025年上半年引发新能源行业的又一波“抢装潮”。不同项目适用的机制电价政策主要内容为：

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（四）明确各地不得要求新能源项目“强制配储”

《通知》明确要求“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，这一规定将为当前各地常见的新能源项目开发“强制配储”乱象画上句号。

新能源项目“强制配储”可以追溯至2017年青海省发改委印发的《2017年度风电开发建设方案》，该方案要求列入规划年度开发的风电项目按照规模的10%配套建设储能装置。此后各省区纷纷效仿出台新能源“强制配储”政策，导致新能源项目开发市场形成“无储能无指标”“无储能不并网”的局面。如近日贵州能源局发布的《贵州省风电光伏发电项目管理办法(征求意见稿)》中就明确规定：“纳入我省风电、光伏发电年度建设规模计划并按规定时序建成的项目，实行保障性并网，并按要求配置项目建设装机容量10%(满足2小时运行要求)以上储能或购买储能服务;未按规定时序全部建成的实行市场化并网，超过规定时序半年内(含半年)建成的部分，按装机容量的20%(满足2小时运行要求)以上配置储能或购买储能服务;超过规定时序半年以上但不超过一年(含一年)建成的部分，按装机容量的30%(满足2小时运行要求)以上配置储能或购买储能服务。”

《通知》从国家层面叫停“强制配储”，一定程度上为新能源投资企业的开发政策进行了松绑。但随着新能源全面进入电力市场，储能的盈利模式将从单一的强制配储向市场化需求转变，长期来看，储能系统在电力系统中的调节作用将更加重要，储能设施能够通过灵活的充放电策略，优化新能源消纳，提升电力系统的稳定性和灵活性。故新政是否会使得新能源企业由“强制配储”转向“自愿配储”，还需在后续各地具体规定出台后，予以进一步的观察。

（五）省级相关部门在新能源上网电价市场化改革中的作用得以强化

《通知》指出，各地要在2025年底前出台并实施具体方案。各省级价格主管部门会同能源主管部门、电力运行主管部门等制定具体方案，明确纳入机制的新能源电价水平（即机制电价）、电量规模、执行期限等。各省级部门在此过程中享有一定程度的自主权，将会对《通知》内容进行影响测算分析，充分听取有关方面意见后组织落实。

此外，《通知》通过明确省级价格主管部门、省级能源主管部门等相关部门的职责，进一步优化新能源上网电价市场化改革的推进机制。具体体现在以下几个方面：（1）现货市场交易和价格机制方面：现货市场申报价格的上下限由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。（2）新能源可持续发展价格结算机制方面：纳入机制的新能源电价水平、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。（3）新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限方面：2025年6月1日起投产的新能源增量项目，每年新增纳入机制的电量规模由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。机制电价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，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。

这些规定旨在充分发挥省级相关部门在新能源上网电价市场化改革中的作用，确保改革的顺利推进和新能源的高质量发展。

三、新能源投资企业的应对建议

（一）深入理解政策，把握改革方向

建议新能源投资企业及时深入理解《通知》的政策和改革方向，密切关注各省份出台具体实施方案的动态和可能存在的地方政策差异，特别是关于市场化电价形成机制、可持续发展价格结算机制、存量与增量项目的区别认定等核心条款。《通知》规定的机制在与既有政策协同方面，明确了以下事项值得注意：（1）纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。（2）不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。（3）享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。新能源投资企业可基于以上政策调整投资策略，优化投资方案。

（二）积极提升市场化交易能力

为应对新能源项目大规模的全面入市交易，新能源投资企业亟需加强电力交易人才储备和电力交易团队力量，结合新能源项目所在区位、运维状况等自身情况制定市场交易策略，以及探索利用大数据、人工智能等技术，优化电量预测和报价决策。积极参与绿证交易，挖掘新能源项目的绿色价值，提升综合收益。

（三）推动技术升级与成本控制提升竞争力

新能源投资企业的存量项目和新增项目可以通过采用高效光伏组件、大容量风电机组、高效储能设备、智能发电预测模型等先进技术设备，实现电站设备更新升级，降低单位发电成本。新能源投资企业还可以通过规模化采购、优化项目设计和施工流程等方式，降低建设成本和运维成本，通过成本优化提升项目在市场竞价中的竞争力。

（四）理性应对新能源项目“抢装潮”

如前所述，《通知》中2025年6月1日被明确为新能源项目“新老划断”的时间节点。新政实施后，新能源项目从“保量保价”变为“量价皆不保”，收益测算模型发生重大变化。在6月1日前并网的项目，可享受保底电价，而6月1日后并网的项目，收益测算更为复杂，需参与市场竞价。因此，企业为锁定存量项目政策红利，可能会在6月1日前集中完成项目并网，从而引发抢装潮。

“抢装潮”可能导致组件需求阶段性波动，也可能会因企业为确保项目在政策节点前按时并网，短期提升储能设备的市场需求，这些都有可能拉高新能源项目建设成本，故对于“抢装潮”还需理性对待。

四、结语

本次《通知》推出的改革举措是新能源行业电价政策从“政策驱动”全面向“市场驱动”转变的重大调整，有利于推动新能源行业高质量发展，促进新型电力系统建设，加快建设全国统一电力市场。对于新能源投资开发企业来讲，在新能源项目投资收益测算和电站运营环节必须高度重视新能源入市交易规则带来的影响，并通过重点提升市场交易能力保证项目实现预期收益。

[注] 

[1] “国家发展改革委、国家能源局有关负责同志就深化新能源上网电价市场化改革答记者问”，https://www.gov.cn/zhengce/202502/content_7002974.htm