新能源告别政府定价时代！上网电价全面市场化如何影响新能源投资

“中国最新发布了可再生能源电价市场化改革的重磅政策，标志着中国可再生能源支持政策将从此前的补贴/保障性收购转向基于市场工具调控。”

2月9日晚间，牛津能源研究所研究员秦炎在其社交平台公开发文表示，“总体看，更市场化导向的电力定价政策将推动可再生能源电力的大规模应用，并同时确保电力系统的稳定运行。”

秦炎所说的重磅政策，是指国家发改委、国家能源局当天联合印发的《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）（下称“136号文”）。该政策提出，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量等思路，深化新能源上网电价市场化改革，推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。

136号文的核心逻辑是“全面市场化”，首次在国家层面明确新能源全电量无差别参与电力市场交易，意味着中国新能源发电从保障性收购、有序入市进入全面入市阶段，新能源上网固定电价时代结束，不再享受电价政策优势，将全部直面与煤电等传统能源的价格竞争。

业内人士称，这是继2021年深化燃煤上网电价市场化改革后，中国电价市场化改革的进一步，也意味着以风光为主的新能源发电正在告别激进生长时代，传递出我国落实发电侧市场化改革的决心。

创新入市机制设计

本次改革主要突出了三方面内容。一是新能源上网电价全面由市场形成，即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，打破此前固定电价模式，推动新能源与煤电等传统能源在电力市场的“场内同权”竞价。

二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量实行“多退少补”差价补偿，即当市场价低于机制电价时补偿差价，高于时扣除差价。

该机制被业内视为136号文的核心内容。在全国性文件出台之前，已有山东、河北等多个新能源大省发布地方性新能源入市文件，新能源入市节奏近年来显著加快。但随之而来的是新能源入市后上网电价下行，导致新能源收益率下滑，影响新能源投资商投资热情，如何保障新能源平稳入市成为近两年业内讨论的热点话题。

第一财经记者获悉，136号文提出的新能源可持续发展的价格结算机制借鉴了英国等国的政府授权差价合约（Cfd）模式，相当于赋予新能源项目一个“价格锚点”。

在此基础上，秦炎指出，改革还结合了中国电力市场化当前的阶段性特点，例如参与“多退少补”结算方式的机制电量将由各省年度非水电可再生能源电力消纳权重指标确定。“（136号文）取代了中国长期以来可再生能源上网电量按当地燃煤发电基准价进行保障性收购的消纳模式，但通过差价结算，仍可为风电和太阳能开发商提供较为合理稳定的收入预期。”

第三方面，136号文还针对新能源存量和增量项目分类施策，以2025年6月1日为节点，此前投产的存量项目通过开展前述差价结算，实现电价等与现行政策的妥善衔接，其后投产的增量项目机制电价则通过市场化竞价方式确定。

“这种老项目老办法、新项目新办法的安排，能够在保持存量项目平稳运营的同时，通过市场化方式确定增量项目的机制电价，更好发挥市场作用。”国家发改委、国家能源局相关负责人解释称，新能源具有固定投资成本占比大、变动成本占比小的特点，随着技术进步、造价持续降低，新老项目经营成本差异较大，改革需要平衡好新老项目关系。

对于此次改革之于居民、工商业用户用电侧电价的影响，上述负责人表示，由于居民、农业用户用电仍执行现行目录销售电价政策，因此其电价水平不受影响。而对于工商业用户，预计改革实施首年其平均电价基本持平于上年，后续工商业用户电价将随当地电力供需、新能源发展等情况波动。

如何影响新能源投资

2月10日收盘，万得光伏指数（866023）收跌1.23%。个股方面，阳光电源（300274.SZ）、通威股份（600438.SH）、爱旭股份（600732.SH）、隆基绿能（601012.SH）分别下跌3.05%、2.73%、1.69%、1.23%。

“今天看了一圈，新能源发电商的股价基本上都在下跌。”从事绿电交易的行业人士周宇告诉第一财经记者，新能源全面入市初期，发电效益一定会受到冲击。虽然差价结算“多退少补”能平滑新能源收入波动，但是新能源发电不稳定、在电力系统中可调度性较差，入市后抵御风险能力仍待加强。“另外，我国新能源当前入市程度较低，新政实施后不排除部分地区可能出现无序或恶性竞价情形，新能源企业短期内面临上网电价下行压力。”

电力现货交易服务商兰木达分析师童虎也指出，不同电站由于发电特性与所处区域定价不同，市场交易收入将存在巨大差异。此外，补偿价差由市场平均交易价格和补偿基准价格共同决定，因此只是在同一地区的同一时间，同一类型新能源发电价差相同，差价结算并不能抹平个体电站交易收入的巨大差异。

新政之下，新能源电站收入由原来的保障性收入为主，变成“市场交易收入+价差补偿收入-辅助服务分摊费用”，未来上网电价波动将成常态，无疑挑战着新能源企业的决策和经营能力。

市场认为，新能源企业优胜劣汰将加速，其中发电成本高、效率低下的企业会因市场竞价劣势被淘汰，而结合了高效储能、智能发电预测模型等企业将占据优势。

童虎建议，随着市场交易收入成为新能源电站未来主要收入来源，新能源企业应基于自身场站的历史数据积累，对新能源发电量预测和传统功率预测模型进行升级，同时构筑资源整合能力，通过打捆“新能源+火电”“新能源+水电”“新能源+用电”等，在电力市场抓住更多交易机会，确保交易收益和电量消纳。

此外，业内人士认为，新能源承担系统平衡成本后，将倒逼其配置储能对冲电价波动风险。兆瓦云创始人兼CEO刘沅昆告诉第一财经记者，储能在技术角度是解决部分时段新能源出力过剩的优先选项，“当前储能成本下降明显，可以考虑将光伏电站和储能协同做好优化调度，通过电能充放实现新能源电力错峰应用，并在电价波动时获得价差收益。”

（应采访对象要求，文中周宇为化名）