河北
2025 年 2 月 9 日，国家发展改革委、国家能源局发布《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》，旨在推动新能源产业迈向高质量发展新阶段，其改革重点、政策影响如下：
一、改革重点（一）推动新能源上网电价全面由市场形成
新能源项目（风电、太阳能发电）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。可报量报价参与交易，也能接受市场形成的价格。参与跨省跨区交易的新能源电量，按跨省跨区送电相关政策执行上网电价和交易机制。同时，完善现货市场和中长期市场交易与价格机制，适当放宽现货市场限价，缩短中长期交易周期，提高交易频次，鼓励签订多年期购电协议。
（二）建立支持新能源可持续发展的价格结算机制
对纳入机制的电量，实行 “多退少补” 的差价结算方式。电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用 。具体结算时，现货市场连续运行地区和未连续运行地区的市场交易均价确定方式不同。各地还会将每年纳入机制的电量分解至月度，进行滚动清算。
机制电量规模、机制电价和执行期限区分存量和增量项目：
存量项目：以 2025 年 6 月 1 日为节点，此时间前投产的存量项目，电量规模衔接现行政策，每年自主确定执行机制的电量比例；机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价；执行期限按现行保障期限确定，部分特殊项目按各地现行政策执行。
增量项目：2025 年 6 月 1 日及以后投产的增量项目，每年新增纳入机制的电量规模依据国家下达的非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况等因素确定；机制电价由各地组织相关项目自愿参与竞价形成，初期可按技术类型分类组织；执行期限按同类项目回收初始投资的平均期限确定 。已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出，执行到期或自愿退出的，不再纳入机制执行范围。
明确以 2025 年 6 月 1 日为节点划分存量和增量项目，实行老项目老办法，新项目新办法。
二、政策影响（一）光伏电站收益测算模型大调整
新能源项目从 “保量保价” 变为 “量价皆不保”，市场化电价波动，使得光伏电站收益测算模型改变。光伏发电收入构成变为市场交易收入 + 价差补偿收入 - 辅助服务分摊费用，补偿价差由市场平均交易价格和补偿基准价格共同决定，同一地区项目价差相同，但投资成本有差异，个体电站交易收入存在不同。
（二）光伏再迎抢装潮
6 月 1 日前并网的项目可享受保底电价，该电价介于当地脱硫煤标杆电价和现货价格之间，收益较好的项目会抢在 6 月 1 日前完成并网。分布式光伏同样如此，除山东和河北部分电量参与市场化交易外，其余地区此前以当地煤电基准价保障性收购全部发电量。6 月 1 日后并网的分布式光伏项目收益测算复杂，还需参与市场竞价，难度更大，因此这类项目也可能参与 “531” 抢装。
（三）储能发挥优势
虽然文件规定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，但新能源项目需承担系统调节性成本，长远看需与储能、火电灵活性改造等协同发展。配置储能有助于平滑光伏电站收益，发电企业基于项目收益考量，会主动 “配储”。
（四）区域化特征更强
新能源存量及增量项目的机制电量、机制电价及执行期限均由各地结合自身发展情况制定。如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等确定；机制电价由各地组织项目竞价形成。各地区新能源资源禀赋、发展情况、电力供需不同，后续新能源市场化交易区域化特性将更明显。
（五）非技术成本有望降低
新能源项目全面进入市场化竞争阶段，地方政府出于新能源发展规划考虑，可能降低部分非技术成本，如放松产能配套等附加条件，利好新能源项目发展。
（六）AI 等智能化技术将成新能源项目必备
新能源项目参与市场化交易，需精准预测电站发电量和电价，这依赖气象模型提升天气预报准度、电站功率预测精度以及提升新能源场站主动支撑能力等，离不开 AI 技术支持。
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