2025 年 1 月 27 日，国家发展改革委、国家能源局发布了《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），规范有序推动新能源项目全部进入电力市场，上网电价由市场交易形成，并在电力市场外建立可持续发展差价结算机制，支持新能源高质量发展。本文结合专董任职企业生产运行实际和近期调研情况，围绕新能源上网电价改革，对新能源上网电价改革的背景、改革核心内容、改革影响进行分析，以期对公司投资新能源相关领域有所助益。
一、深化新能源上网电价改革的背景
能源结构绿色低碳转型下，我国新能源发展势头强劲，装机、发电量快速增长。2024 年，新能源装机量已达到 14.1 亿千瓦，占全国电力总装机规模的 40% 以上，提前 6 年完成 2030 年新能源装机容量目标。大规模、高比例新能源并网给电力系统运行带来了日益增加的安全和经济压力。
一方面，新能源利用率逼近临界点，由增长转为下降，出现趋势性变化，“三北”等消纳困难的地区通过逐年扩大新能源市场化电量比例，缓解消纳压力，形成了新能源装机规模持续增加、新能源利用率和结算电价持续下降的恶性循环。
另一方面，逐年增加的市场化电量比例和调节成本，导致过去固定电价政策难以维持，各市场电能量价格持续下行，光伏大发时段价格长期处于 0 电价甚至“负电价”，发电企业中长期高比例签约难度加大，新能源波动性带来的调节成本逐渐显性化，运营压力与投资决策难度均大幅增加。新能源面临“稳价”与“入市”的双重挑战，国家层面也在“稳定投资”与“深化改革”之间寻求平衡。在此背景下，国家发展改革委、国家能源局决定强化市场机制作用，通过市场化的价格机制引导资源优化配置，推动系统调节成本合理分摊，调节各类型电源电价水平，推动新能源发展由“政策驱动”向“市场驱动”转变，同时以“可持续发展价格机制”为纽带，解决新能源发展与市场改革的深层次矛盾。
二、本次改革核心内容
新能源上网电价改革坚持市场化方向，主要有五方面内容。
一是推动新能源上网电量全面进入电力市场。集中式、分布式项目均通过市场交易形成上网电价。对于暂不具备直接参与市场的分布式项目，将作为“价格接受者”，接受同类型电源市场交易形成的价格。
二是完善现货和中长期市场交易及价格机制。现货市场，参考尖峰电价设定价格上限，考虑新能源获得财政补贴、环境溢价后的发电机会成本设定价格下限（即 0 电价或负环境溢价），以进一步扩大现货市场价格优化空间。中长期市场，缩短交易周期，提高交易频次，弱化新能源中长期合同持仓比例约束，扩大中长期市场活跃度与增利空间。同时，鼓励新能源与用户签订多年期购电协议，增加其规避市场价格波动风险的手段。
三是建立“机制电价”，稳定收益预期。通过在市场外设立差价结算机制来衔接原有的保障性收购政策，以稳定新能源电价预期。当市场交易均价低于机制电价，通过系统运行费补足差额部分，反之则扣除超额收益。价差补偿还原的是同类型项目平均电价，每个项目获得价差补偿相同，无法抹平个体电站在交易收入上的差异。此外，新能源项目可自愿申请退出机制，执行到期或自愿退出的不再纳入机制执行范围。
四是新老划断，区分存量和增量分类施策。2025 年 6 月 1 日作为划分存量和增量项目的界限，存量项目采用“软着陆”，机制电价衔接现行价格政策，机制电量规模参考 2025 年保障性规模确定，以避免存量项目收益骤降；增量项目设置“硬约束”，机制电价由地方组织竞价形成，设置竞价上下限，机制电量规模由地方参考消纳责任权重和用户承受能力自行确定。这种设定区间下的竞争机制，既能抑制极端价格，又可以最大化地推动新能源全方位参与市场竞争。
五是权力下放，地方制定具体方案和实施时间。在政策落实的具体方案制定过程中，地方政府具有一定自主权，可分类组织技术成本差异大的项目竞价，设定合理竞价上下限，并动态调整执行期限，方案实施时间最迟不晚于 2025 年底。这种“全国统一原则 + 地方自主制定方案”的方式，虽然兼顾了地区差异，但导致各地诸多细节规定尚未明确，将对集团新能源项目的效益和发展产生直接影响，尤其是对 2025 年 6 月 1 日前难以全容量投产的项目影响较大。
总体来看，本次电价改革旨在推动新能源参与市场、扩大峰谷价差，以拓展市场资源优化配置范围、提升效率，解决电力系统运行面临的安全和经济性压力，在此基础上，建立机制电价作为新能源参与市场交易的“缓冲区”，避免其收益出现断崖式下跌。然而，增量项目通过市场化的竞价获得机制保障，机制电价与市场电价、建设成本相关性较强，本质上是推动其全方位参与市场竞争，引导新建项目科学合理投资。
三、改革影响分析
新能源上网电价改革是我国电力市场化改革的重要举措，标志着新型电力系统建设迈入市场化新阶段，重塑了新能源运营模式。但伴随着市场价格下行，机制电价虽能够对新能源收益形成托底，但未来 3 年却难以改变其收益下滑趋势，新能源的收益与市场价格直接挂钩，对整个电力市场建设和发电企业的发展经营具有深远影响。
( 一 ) 对电力市场和行业的影响
一是现货市场价格波动幅度加剧，灵活资源迎来发展机遇。从首批五个现货市场运行情况来看，受发电装机增速高于用电量增速、新能源渗透率持续提升等因素影响，各市场出清价格由火电定价向火电、新能源交替定价转变，且新能源定价时长逐年增加，出清曲线由“鸭子状”向“澡盆状”过渡。未来随着各地新能源装机，尤其是光伏装机的进一步增加和现货市场价格上下限的进一步扩大，出清价格将呈现出波动幅度加剧、均价持续下行的趋势。虽然导致光伏电价面临极大的下行压力，但也为储能、虚拟电厂、火电、负荷聚合商等灵活资源创造了更大的峰谷价差盈利空间。二是新能源收益呈下降趋势，企业之间的收益将出现分化。从目前新能源参与市场的情况来看，受新能源出力特性影响，新能源参与市场天然面临“有量无价、有价无量”的突出矛盾，新能源发电收益多随着市场化电量比例的提升而下降，叠加新能源消纳压力逐年增加、现货市场“地板价”时间拉长，未来新能源发电的市场收益或将持续下滑。尽管政策中的机制电价提供了一定的保障作用，但保障水平有限，考虑到 2025 年、2026 年市场供需整体偏宽松的形势，新能源发电收益率或将呈现持续下滑的趋势。然而，随着电力市场中的时间与空间价值凸显，发电特性更贴近当地净负荷曲线的电站可以获得更高收益，光伏、风电与火电的交易价格分化已经取得行业共识。在新能源密集区域，光伏的平均结算电价明显低于风电和火电，而在负荷中心或靠近外送通道的新能源电站，其交易电价通常高于那些远离负荷中心、送出受限区域的同类型电站。因此，具有就近消纳的空间优势、能制定更优交易策略，以及能根据市场价格精细化调整生产运维的电站将获得更高的交易电价，新能源企业间的收益将出现显著分化。
三是电力市场化改革全面提速，行业洗牌加速。新能源全面入市与机制电价的结合，将推动市场化加速转变。一方面，新能源参与市场也将促使跨省交易更加活跃，新能源在更大范围内优化配置；同时，国家推动各地加快启动现货市场连续运行，覆盖全国、涵盖所有时间尺度的全国统一电力市场体系正在加速构建。另一方面，更加清晰的市场价格信号将引导供需重构。随着电能量价格持续下探，推动中小企业放缓发展速度，尤其是成本高、交易能力弱的中小型新能源企业或金融行业投资者，将被迫面临“委托资产至专业机构运营”和“在本次资产重定价中出售资产”之间做出选择，行业洗牌加速，市场份额进一步向具备成本、交易和技术优势的大型发电企业集中，形成本次改革红利。尤其是对于西北、华北和东北，以及湖北、湖南、云南和广西等新能源市场化电量比例高、机制电量少的地区，市场交易能力将成为企业高质量发展的关键因素。
( 二 ) 对企业发展经营的影响
一是新能源收益模式由“以量为先”向“量价统筹”转变。市场化改革推动新能源电价机制从“政府定价”向“供需定价”转变，电价不再单纯依据政府的行政指令，而是由“中长期市场 + 现货市场 + 机制电价补偿 - 辅助服务分摊”形成。其中，中长期合同财务交割，成交量价水平体现了经营主体对未来电力市场供需状况的预期；现货市场出清电量作为调度计划物理执行，出清电价则反映了一天内新能源上网电量的时间价值和空间价值；机制电价补偿将行业平均电价还原为机制电价，同类型项目在同一时间的度电补偿额相同。因此，未来新能源不仅需关注发电量和利用率，更要重视中长期和现货市场的电价走势和比价关系，全面强化交易能力，扩大市场电费收入、减少辅助服务分摊。
二是新能源投资逻辑从“资源竞争”向“能力竞争”转变。在新能源全面入市的挑战下，成本控制、市场交易、市场开拓三大能力至关重要。首先，增量项目的竞价机制，可能引发增量项目“价格战”，尤其是成本控制能力弱、项目位置相对差的企业可能率先退出竞争，而成本和接入位置具有优势的项目则具备更强的报价优势，能够争取到更多的机制电量规模。其次，交易能力将成为企业核心竞争力，机制电价的本质是给了新能源企业降低市场风险的选项，但仍可以通过市场化交易获取额外收益，即机制电价平抑的是市场平均价格，个体在中长期和现货市场的收入差异将被完全保留。从甘肃、山西等现货省份的实际运行情况来看，市场化的深入推进将极大地拉开不同场站间的收益差距。最后，政策鼓励开展长期购电协议签订，过去因电价不确定性导致的长期协议签订难的局面或被改变，机制电价为多年期合同价格提供参考，将加速推动新建项目与外向型、高耗能和数据中心等企业签订长期绿电协议，因此掌握市场开拓先机和用户资源的企业，将获得更多稳定收益的手段。
（中央企业专职外部董事工作部）
注释
〔1〕王义栋、李友生为中央企业专职外部董事，张春杨为中央企业专职外部董事工作助理。
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