北京
2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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》（发改价格〔2025〕136号）（以下简称《通知》），决定推进新能源全电量入市、实现上网电价全面由市场形成。
这是继2021年燃煤发电上网电价市场化改革后，国家层面针对发电侧电价改革的又一重大举措。新能源正式告别政府定价，全面参与电力市场交易。
新能源定价将告别“基准电价+补贴”
自2006年《可再生能源法》实施以来，我国建立了风电、光伏发电等新能源发电标杆电价制度，形成“燃煤标杆电价+国家/地方财政补贴”的固定上网电价机制及资金补贴制度。这一阶段，新能源项目通过政府设定的固定标杆电价获得稳定收益，同时享受财政补贴以弥补成本，推动了新能源行业的快速发展。
随着新能源技术进步和成本快速下降，补贴政策逐步退坡。这一方面是因为新能源产业逐渐成熟，具备了搏击市场的能力；另一方面，财政补贴压力也促使政策调整，以推动新能源行业向市场化方向发展。
《通知》发布，新能源电量正式迎来市场驱动阶段，2025年6月1日被明确为新能源项目“新老划断”的时间节点，存量项目（2025年6月1日以前投产）通过开展差价结算，实现电价与现行政策的妥善衔接；增量项目（2025年6月1日及以后投产）的机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。
居民和农业用户电价不受影响
根据《通知》，市场化改革阶段，为应对新能源发电的随机性、波动性和间歇性，建立了可持续发展价格结算机制。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。这种“多退少补”的差价结算方式，有助于稳定新能源企业的收益预期。
此次新能源电力市场化改革明确指出，对居民和农业用户的电价水平没有影响，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。这意味着普通家庭和农业用户的用电成本在短期内不会因新能源市场化改革而发生变化，用电价格保持稳定。
对于工商业用户，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。在电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区，工商业用户电价可能略有下降，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。
需求波动，“强制配储”时代终结？
《通知》明确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。此前，强制配储政策是推动储能装机增长的核心驱动力，2024年国内储能装机规模中，新能源指标带来的储能需求占比达74.6%。政策调整后，短期内储能的强制配储需求将受到一定冲击，是否意味着“强制配储”时代终结？
首先可以明确一点，随着新能源市场化改革的推进，“强制配储”必要性和可行性正在发生变化。新能源电量全面市场化后，新能源项目将通过市场交易形成价格，同时通过可持续发展价格结算机制保障收益稳定。这意味着新能源项目可以通过市场机制来平衡发电波动，而不再完全依赖“强制配储”。
短期来看可能还会出现一波抢装潮。由于2025年6月1日被明确为新能源项目“新老划断”的时间节点，存量项目可享受现行政策保护，而增量项目需通过市场化竞价确定电价。因此，在政策节点前，企业为锁定存量项目政策红利，可能会出现抢装潮，这将短期提升储能设备的市场需求。
新规实施后，新能源项目不再强制要求配置储能，部分低效储能项目需求可能减少。这将促使储能行业加速优胜劣汰，尾部厂商面临更大压力，而头部集成商凭借技术和成本优势，有望进一步扩大市场份额。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，新能源上网电价市场化改革将推动储能系统在电力系统中的调节作用更加重要。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。随着市场化改革的推进，储能的价值将得到充分体现。
新京报零碳研究院研究员 陶野
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