新能源行业第三次定价机制改革落地，关于项目收益、技术发展，业内这么说⋯⋯丨新能源市场化变革

近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《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），推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。

图片来源：国家发展改革委网站

据人民日报报道，国家发展改革委、国家能源局有关负责人表示，国家高度重视风电、太阳能发电等新能源发展，2009年以来陆续出台多项价格、财政、产业等支持性政策，促进行业实现跨越式发展，截至2024年底，新能源发电装机规模约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模40%以上，已超过煤电装机。

随着新能源大规模发展，新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，矛盾日益凸显，当前，新能源开发建设成本比早期大幅下降，各地电力市场快速发展、规则逐步完善，也为新能源全面参与市场创造了条件。

2月10日—11日，《每日经济新闻》记者采访了多家光伏行业上市公司及业内人士。其中，晶澳科技（002459.SZ，股价12.88元，市值426.29亿元）有关人士表示，利用统一定价，（实现）新能源快速降本，寻求高额收益项目的模式将走向终结，市场化定价后，项目收益会存在波动，项目收益率也将趋于合理水平。

第三次定价机制改革促进新能源行业更高质量发展

据上述通知，此次改革主要内容有三方面，一是推动新能源上网电价全面由市场形成，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；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，按机制电价结算；三是区分存量和增量项目分类施策，存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定。

据爱旭股份（600732.SH，股价12.03元，市值219.86亿元）向记者提供的材料，有券商分析师表示，2013年标杆电价，2020年全面平价，2025年市场化定价，前两次划时代的定价机制改革，都促进了行业发展放量，本次改革将促进风光储等新能源行业在保障规模的前提下，实现更高质量的发展。

一名光伏行业人士在接受《每日经济新闻》记者采访时表示，光伏发电电价的形成共有4个阶段，分别是初始投资补贴阶段、核准电价时代、全国统一标杆电价制度和平价上网时代，“目前随着新能源市场化定价的落地和电力市场的不断完善，光伏发电价格的形成将更加依赖于市场竞争和供求关系”。

该人士还表示，一般市场化改革对居民和农业用户电价水平没有影响，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。但市场化定价对光伏产业链、终端需求以及户用、工商业光伏都产生了深远的影响。市场化定价加速推动了光伏企业的技术创新、产业迭代和优胜劣汰，加速行业供给侧改革。

上述晶澳科技有关人士对记者表示，整体来讲，新政策加速推进了电力市场化进程，也通过差价合约等机制考虑了对新能源的呵护，电力价格市场化定价对装机需求的冲击是必然的，但更多的是商业模式的改变。虽然新能源项目收益率可能面对下降趋势，在更加公平、透明的定价平台上，相较传统能源、拥有成本优势的新能源项目必将迎来更大、更可持续的增量空间。

图片来源：每经记者 孔泽思 摄

采取“多退少补”差价结算促进行业平稳健康发展

值得注意的是，在建立新能源可持续发展价格结算机制方面，新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）、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。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。

国家发展改革委、国家能源局有关负责人表示，新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，特别是光伏发电集中在午间，全面参与市场交易后，午间电力供应大幅增加、价格明显降低，晚高峰电价较高时段又几乎没有发电出力，新能源实际可获得的收入可能大幅波动，不利于新能源可持续发展。

为解决这个问题，经反复研究，方案提出在推动新能源全面参与市场的同时，建立新能源可持续发展价格结算机制，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，让企业能够有合理稳定的预期，从而促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标的实现。从国外情况看，新能源发展较好的国家通常采取类似做法。

“我觉得最关键的是新能源‘机制电价’的设计，借鉴了英国电力市场的‘差价合约’，通俗讲设一个基准电价（也是市场竞争形成，每年调整一次），新能源充分参与市场交易，最后年底按照机制电价（差价合约）多退少补。”前述爱旭股份向记者提供的材料中援引分析师观点表示。

该分析师认为，新能源电量占比提升，只有新能源全面入市去参与交易，电力市场价格才能真实地反映供需关系，固定价格结算，新能源没有入市交易的动力，只有推动新能源入市交易，价格信号才能更准确地反映电力市场真实供需关系。因为电力市场会有很强的不确定性，如果直接全面推向市场，很多项目无法抵御市场风险，此次机制电价设计（差价合约）让老项目整体比较平稳过渡，新项目的业主投资更加理性地去考虑市场供需形势。

图片来源：每经记者 孔泽思 摄

新能源项目收益率变动方向存分歧

虽然业内人士对新能源全面入市早有预期，但在宏观政策调整下，微观层面的新能源项目收益率变动，不同企业及专家有着不一样的观点。

某光伏行业评级机构首席分析师向《每日经济新闻》记者表示，对于央企来说，它们在不同省份的电力结构布局是不一样的，那自然而然会取决于每个省份给多少新能源机制电量，同时由于电价的供需关系，这个省份的机制电量也会决定电价的波动。

另一方面，该分析师称，从项目收益率来看，以一个光伏电站为例，不同光伏技术所产出的电量即不同的光电效率对整个电站的收益并没有那么大的差异，除非把每个省份的峰谷价差来做一个拟合，但在这样的情况下，电站运营方更关心的是单纯的电价。

“我认为，2025年，针对央企在新能源项目上的招标策略，上游风电、光伏等企业会出现一波竞争，但到了2026年，这些企业可能会比较艰难。”该分析师说。

前述爱旭股份向记者提供的分析师观点也表示，新能源差价合约保护过渡下，存量项目没有影响，新项目资产质量会更高一些，但投资会更理性，基于预期收益率去做决策；强制配储取消，可能会使得需求阶段性出现下降，但长期看更容易激发行业真实高质量需求。

“目前看，电价下降是肯定的，但是同步也会取消一些非技术成本，比如这次明文要求取消的强制配储，系统成本摊派等（因为之前搞这些的理由是新能源拿燃煤标杆电价，实质上有补贴），所以新项目收益率不一定会下降。”该分析师表示。

晶澳科技有关人士认可这一观点，他表示，新能源市场化定价对技术进步的影响有限，技术进步的方向是以新技术商业化带来的经济性增益为驱动的，任何技术路线的竞争，拼的都是投资效率：更小的资本投入，换来供需两端更大的共同收益。

不过，上述光伏行业人士则认为，在最近的国内招标情况可以看出，越来越多大小标段指定BC组件作为技术领跑，且相比TOPCon（隧穿氧化层钝化接触），BC组件溢价明显，体现出市场对高新技术的期待和认可。当然，BC技术在转化效率、双面率、成本等方面还有很大潜力，未来技术优势也将不断显现。

据隆基绿能（601012.SH，股价15.72元，市值1191.27亿元）向记者提供的材料显示，公司创始人、总裁李振国表示，隆基绿能的BC产品（背接触电池）在2025年产能开始加速爬坡，按照规划2025年年底HPBC（混合钝化背接触电池）二代会形成约50GW的产能。目前，BC产品的优势已经被市场广泛认可，BC技术还有很大的潜力可以做得更好，BC真正发挥作用会在2026年，越往后展现的效果会越强。