2025年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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“136号文”），推动新能源上网电量全面进入市场、上网电价由市场形成，并配套建立可持续发展价格结算机制。深化新能源上网电价市场化改革，是贯彻落实党的二十届三中全会精神、上网电价改革的又一座里程碑，标志着以市场化方式建设新型电力系统迈出重要步伐，将对新能源发展以及整个电力行业带来深远影响。

一、新能源上网电价改革历程

新能源上网电价机制既需要考虑鼓励新能源发展规模，又需要考虑新能源补贴带来的财政压力，同时要尽可能考虑电网消纳能力约束、提高资源配置效率。我国新能源上网电价机制一直在根据新能源发展阶段而不断演变完善。

（一）固定上网电价机制

我国自2006年实施可再生能源法以来，通过建立与新能源发电成本相匹配的新能源固定上网电价机制，有效促进了新能源市场和产业发展。

在这一时期，我国形成了“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。在新能源产业发展初期，技术水平低、发电成本高，该政策为新能源发电企业提供稳定收益预期，吸引了资金和技术投入，促进了产业起步，如早期风电项目依靠此政策得以弥补成本与市场价格差距，保障基本运营。

随着新能源技术进步和产业规模扩大，发电成本下降，一些地区出现了新能源消纳难等问题。我国开始推进新能源“补贴退坡”政策，同时在部分地区开展新能源市场化交易试点。在光伏发电领域，“补贴退坡”促使企业加大技术研发投入以降低成本。在市场化交易试点方面，部分地区允许新能源发电企业与电力用户直接交易协商电价，打破了固定电价模式，让企业开始接触市场竞争，产业逐渐从政策驱动向市场驱动转变。同时新增了以绿证收益代替补贴的收益渠道，发电企业出售补贴绿证后，相应电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。

以光伏标杆电价为例，2008年国家发展改革委核准了4个光伏项目，核准电价高达4元/千瓦时。2011年国家发展改革委印发《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，上网电价统一核定为1.15元/千瓦时。2013年开始执行分区标杆上网电价，根据太阳能资源区分为三类，标杆电价分别为0.90元/千瓦时、0.95元/千瓦时和1元/千瓦时，至2018年分别调整至0.55元/千瓦时、0.65元/千瓦时和0.75元/千瓦时，固定电价随技术进步、成本降低逐步退坡^〔1〕。

（二）与燃煤发电平价机制

2021年6月7日，国家发展改革委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2025〕833号），我国新能源电价实现了与当地燃煤发电平价，并且该固定电价政策保持至今。同时，配套建立了可再生能源电力消纳责任权重制度，发布了《绿色电力交易试点工作方案》，既满足了市场主体的绿电需求，也缓解了补贴缺口压力。

随着我国新能源发电成本进一步大幅下降，“十四五”以来国内大部分省份的新能源电力成本均不同程度低于当地的煤电基准价，并且差值在持续扩大，驱动国内新能源装机规模不断实现跨越式发展。新能源新增装机在连续3年超过1亿千瓦后，2023年突破2亿千瓦，达到2.9亿千瓦；2024年更是突破3亿千瓦，达到3.6亿千瓦。截至2024年底，我国新能源装机规模已经超过火电装机规模，达到14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模的40%以上，过去以固定电价为主的价格机制是推动我国新能源产业跨越式发展的关键所在。

（三）上网电价市场化改革

1.部分市场化改革

随着各地新能源渗透率的持续提高以及我国电力市场建设步伐的加速，新能源参与电力市场的进程也在加快。国家明确提出要加快放开各类电源参与电力现货市场，2030年前新能源全面参与市场交易，有的省市修订了市场化交易工作细则，针对新能源参与市场出台了相关文件。新能源参与市场范围也随之扩大，规模和比例快速上升，2024年新能源参与市场的电量比例已经超过50%^〔2〕。

2.全面市场化改革

当前，全国仍有接近一半的新能源电量实行固定电价，无法充分反映电力市场供求，没有公平承担电力系统调节责任，其他灵活性资源为新能源上网提供的支撑调节服务价值也难以有效体现。传统的固定电价模式已经越来越难以适应电力市场改革不断深入以及新能源持续快速发展的趋势，亟须深化新能源上网电价市场化改革。同时，新能源成本显著下降和装机规模不断扩大，为其进入电力市场奠定了基础。

二、市场化改革核心内容

136号文明确要求，除光热和海上风电外，所有风电、光伏项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价将通过市场交易形成。这一举措彻底打破了以往的固定电价模式，让新能源电价与市场供求紧密相连。项目可自主选择报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格，极大地增强了市场对新能源电价的调节作用。

（一）建立健全支持新能源高质量发展的制度机制

为应对新能源发电的随机性、波动性与间歇性，尤其是光伏发电集中在午间，导致午间电力供应大幅增加、价格明显降低，而晚高峰电价较高时段却几乎没有发电出力的问题，136号文引导建立了新能源可持续发展价格结算机制，即场外差价结算机制。纳入该机制的电量实行“多退少补”差价补偿，即当市场交易均价低于机制电价时，由电网企业给予差价补偿；当市场交易均价高于机制电价时，则扣除差价。通过这种方式，为新能源企业提供了相对稳定的收益预期，促进了行业的平稳健康发展。

例如，某电站甲适用机制电价为0.30元/千瓦时，在用电高峰期发电时，与电网交易价为0.32元/千瓦时，市场交易均价为0.35元/千瓦时，则结算时采取“多退”原则，扣除0.05元/千瓦时的差价，电站实得电价为0.27元/千瓦时；在用电低谷期发电时，与电网交易价为0.18元/千瓦时，市场交易均价为0.20元/千瓦时，则结算时适用“少补”原则，补偿0.10元/千瓦时的差价，电站实得电价为0.28元/千瓦时。

（二）区分存量和增量项目分类施策

1.存量项目

以2025年6月1日为时间节点，在此之前投产的存量项目，通过差价结算实现与现行政策的妥善衔接。机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。其机制电价对标煤电基准价，在一定程度上保障了存量项目的稳定收益，使其能够平稳过渡到新的市场环境中。

2.增量项目

2025年6月1日后投产的增量项目，需通过市场化竞价确定电价。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定，但不得高于竞价上限。纳入机制的电量规模并非固定不变，而是根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整。这一举措鼓励低成本、高效率项目优先发展，通过市场竞争机制推动新能源产业的优化升级。

例如，假设某地区有5000万千瓦时光伏发电需求，当地的竞价上限为0.30元/千瓦时，2026年有A、B、C、D、E五个光伏电站参与市场化竞价，其报价情况如图表3所示。

A、B、C三个项目的申报电量之和为4500万千瓦时，不满足当地5000万千瓦时需求，还需要D项目500万千瓦时。按照136号文机制电价确定方法，A、B、C、D（一半电量）入选到该省机制的电量规模，机制电价暂按最高竞价0.35元/千瓦时定，但结合当地的竞价上限为0.30元/千瓦时，最终确定2026年新增项目的机制电价为0.30元/千瓦时。

（三）完善现货市场交易规则，健全中长期市场机制

136号文对新能源参与现货市场和中长期市场的交易规则和价格机制均作出相关规定和指引。

（1）现货市场：适当放宽限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。

（2）中长期市场：完善交易规则，缩短周期、提高频次，允许供需双方结合新能源出力特点确定合同内容并灵活调整，同时完善绿色电力交易政策。鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。

三、市场化改革影响分析

深化新能源上网电价市场化改革，是党中央、国务院关于加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制的重要决策部署，将对新能源发展以及整个电力行业带来深远影响。

（一）推动新能源产业链进一步降本增效，实现行业高质量发展

近十年，新能源技术不断迭代升级，风电、光伏平准化度电成本（LCOE）^〔3〕不断降低（如图表4、图表5所示），中国新能源产业实现了从“跟跑”到“领跑”的历史性跨越。以光伏为例，晶体硅电池转换效率突破26.8%，钙钛矿/晶硅叠层电池实验室效率达33.7%，领先国际水平。截至2024年底，中国光伏组件出口量超过全球70%^〔4〕。

新能源上网电价市场化后，新能源上网电价将全面由市场形成。未来新增项目无论是竞价确定机制电价还是参与电力市场交易，都将是成本更低、技术更优获得竞争优势，以此促使新能源行业通过技术创新、运营优化不断降本增效，实现高质量发展。

（二）以市场化手段激活电力系统调节性资源，促进构建新型电力系统

新能源发电波动性对电网稳定带来较大挑战。随着新能源规模不断增大，为保障电网安全，电力系统已构建多环节的调节性资源，具体包括储能、煤电灵活性改造、虚拟电厂、需求侧响应等。以发电侧为例，此前部分地区要求新能源电站强制配建储能，功率比例约10%~20%。但是，新能源配储的运营仍受指令性调度约束，2023年全国新能源配储平均运行系数^〔5〕约为0.09，部分地区配套储能日均充放电次数不足0.3次，远低于同期工商业储能项目，经济效益不佳。

136号文明确，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，该项规定将有效提高储能项目在投建布局的科学性。2024年，全国约有24个地区最大峰谷价差超过0.7元/千瓦时，其中江苏省峰谷价差一度高达1.2元/千瓦时。在江苏省、浙江省和广东省等电力负荷较大的地区，储能电站已经具备了较高的经济性，如浙江省工商业储能收益率约为26.3%，广东省约为17.6%。

同时，新能源全面参与市场交易后，其出力波动将使得电价峰谷差进一步拉大。在市场信号的激励下，电力系统中的储能、煤电灵活性改造、虚拟电厂、需求侧响应等调节性资源，将迎来更广阔的运营空间，在优秀运营策略下会获取更多收益，进而激发调节性资源投资建设及运营的积极性。新能源全面参与市场交易，将以市场化手段激活电力系统灵活性，这将有效促进构建新型电力系统。

（三）市场化交易对新能源精细化运营提出更高要求

新能源发电具有波动性，全面参与市场化交易后，将直接受到火电等其他发电主体的冲击，这对新能源的出力预测和负荷响应等精细化运营能力提出更高要求，倒逼新能源运营方制定更优的电力交易策略。

此前，在部分地区新能源已经参与市场化交易，例如内蒙古、山东省和河南省等，普遍面临发电收益下降问题。以山东为例，新能源参与电力市场化交易后，光伏现货^〔6〕均价曾跌至0.03元/千瓦时，在个别日期的午间时段更是出现零电价甚至负电价，远低于燃煤基准价（0.3949元/千瓦时）。山东省现货市场光伏交易均价如图表8所示。

剧烈的价格波动推动企业采取一系列措施来优化出力曲线。例如，国家能源集团下属龙源电力山东光伏项目，通过配置的储能电站，将午间低价电（0.03元/千瓦时）储存至晚高峰（0.85元/千瓦时）释放，收益率从-3%提升至8%，成为首批通过市场化验收的“光储一体化”项目。

（四）资产收益分化对项目投资决策带来更大挑战

本次改革提出，在电力市场外建立新能源可持续发展价格结算机制，明确了较为长期的机制执行期限、差价结算及疏导方式、机制电价形成方式等关键问题，并区分存量和增量项目分类施策，确保改革措施精准有效，保障政策的平稳过渡。

尽管如此，新能源资产收益仍面临较大不确定性。一方面，对于存量项目，随着新项目增加，其所分摊到的机制电量会逐年降低，且存量项目机制电价将不高于燃煤标杆电价，因此长期来看仍然面临收益不确定性风险。另一方面，对于增量项目，需要通过市场化竞价方式逐年确定机制电价，机制电价的电量规模也会受到限制，其收益将更多依赖市场化交易。

新能源全面入市、机制电价由竞价方式确立，这意味着新能源依赖补贴或保障性收购实现盈利的“躺赢”模式终结，并逐步向市场化交易的资产运营模式转型。新能源项目的收益将出现明显分化，新能源不同出力特性、所在节点位置、市场交易策略差异将直接影响项目收益，这给项目投资决策带来更大挑战。在投资决策过程中，投资者既要充分论证所在地区市场交易规则和电力供需形势，还需要精细化的研判节点负荷、新能源出力曲线等因素，合理预估交易电价、机制电价，以此作出科学合理的投资决策。

四、新能源项目投资关注要点

随着新能源上网电价市场化改革不断深入，新能源项目投资建议关注以下要点。

（一）深入调研区域电力交易规则和供需形势，充分研判交易电价、机制电价等影响因素

随着上网电价市场化改革不断深入，电力市场交易收入将是新能源最主要的收入来源，因此交易电价、机制电价等成为新能源收益的关键影响因素。建议扎实做好市场调研，对各地区交易规则和电力市场行情进行深入研究，充分掌握市场各类发电电源装机、负荷分布等供需形势，审慎研判电力价格水平，并以此科学决策。

（二）重点关注新能源资产禀赋和性能水平

未来，新能源项目收益分化明显，不同出力特性^〔7〕、所在节点位置等的新能源项目将出现较大收益差距。随着市场化改革不断深入，不同区域、不同性能的场站之间的电价差距会逐渐悬殊。建议重点关注新能源所在节点位置、区域电力供需结构、配储情况等资产禀赋，以及机组出力特性、响应能力等性能水平。

（三）重视项目集群效应和协同效应

单个新能源项目在市场化交易中难有竞价优势，具有集群效应的电力集团则可以统一调度参与交易、集中优势竞价，提升整体市场资源优化配置的效率。综合布局新能源、火电、水电和储能的综合能源集群，例如“风光水火储”等综合能源一体化项目，可以实现发售电各项主体之间的电力资源互补、交易资源互补，实现收益最大化。同时，全国多数省份允许储能、分布式、虚拟电厂、“源网荷储”一体化等项目以聚合方式参与电力市场，预计未来可调节聚合资源参与市场方式将会更为多样，相关市场交易策略将不断升级优化，一体化协同开发、协同运营、共同交易将成为市场主流。建议重视新能源集群发展效应与新型储能及虚拟电厂类项目综合投资开发等。

（四）关注运营方数字化能力及人工智能应用水平

新能源项目的市场交易策略将直接影响项目收益。未来，人工智能及大数据技术应用普及，会赋予电力交易行业在数据分析和预测领域新的动能。运营方的数字化能力及人工智能应用水平，将很大程度影响资产运营收益水平。新能源运营方借助人工智能技术，广泛分析电力市场数据，不断迭代先进的算法模型，提升市场电价预测技术，优化电力交易策略，提高交易效率与准确性，从而实现收益最大化。

（国新资产）

注释

〔1〕 数据来源：国家发展改革委网站。

〔2〕 数据来源：《学习时报》文章《深化新能源上网电价市场化改革》，作者系国家发展改革委能源研究所所长吕文斌。

〔3〕 平准化度电成本，是衡量发电项目在其生命周期内平均发电成本的关键指标，将项目全生命周期内的总成本与总发电量进行平准化计算，得出每单位电力的平均成本。平准化度电成本=生命周期内的成本现值/生命周期内的发电量现值。

〔4〕 数据来源：彭博新能源财经（BNEF）。

〔5〕 储能平均运行系数，是衡量储能系统实际利用效率的核心指标，其定义为储能设备实际放电量与其额定容量理论最大放电量的比值（即容量利用率）。

〔6〕 电力现货市场是实时电力交易平台，通过竞争机制实现电价的动态调整。现货市场价格可以反映电力实时供需状况，其主要影响因素包括一次能源成本、电力供需情况、市场参与者的报价策略等。

〔7〕 出力特性主要指电厂在不同工况下的发电能力和效率水平。不同类型电厂的出力特性受到不同因素的影响，如核电、火电受燃料供应、设备状态等影响，新能源受环境条件、机组水平等影响。

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