注意，这份文件将影响中国未来电站资产分布

文/高歌

电力市场化改革再迎重要一步，新能源发电将进入全面入市阶段。

2月9日，国家发展改革委网站发布的《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》）称，新能源项目（具体指风电、太阳能(000591)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。

该文件由国家发展改革委、国家能源局联合印发，已于2025年1月27日下发到各地主管部门以及相关央企，允许地方因地制宜自行确定实施时间，最迟不晚于2025年底。

“十四五”以来，中国新能源(600617)装机年均增长25%。截至2024年底，中国风电、光伏发电累计装机达到14.1亿千瓦，占发电总装机约42%，首次超过火电装机规模。

新能源电量全量入市意味着发电侧80%左右的装机容量和将近80% 的发电量，用户侧80%左右的用电量进入市场。华能集团能源研究院副院长陈大宇在接受央视采访时表示：“三个80%的实现，表明我国绝大多数电量真正入市，将为建设全国统一电力市场奠定坚实的基础，我国电力市场建设工作将进入‘快车道’。”

“这次的价格政策对未来电站资产分布和制造业都有深远的影响。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎评价称。

从文件内容看，《通知》主要涵盖三个要点：推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；同步建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，区分存量和增量项目分类施策；推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。适当放宽现货市场限价，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；健全中长期市场交易和价格机制，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。

2月11日，多位新能源行业从业者拆解了《通知》背后的隐藏亮点与潜在问题。机制电价如何形成？新能源电量全面入市将对市场带来什么影响？隐藏在文件语言背后的政策意图是什么？

新政的执行将对电站的精细化管理能力提出新的要求，行业整合在所难免。山东省太阳能协会常务副会长兼秘书长张晓斌表示：“市场化交易将导致电价波动，现货价每15分钟调整一次，反映了电力市场的供需关系。电力市场的走势将决定企业是否能够生存和发展，尤其是在价格战和专利战的背景下。”

两个摸底

近几年新能源发展最大的问题是不可控，每年实际的新增风光装机都会远超之前的预测值。张晓斌表示，文件出台后，这一情况将被显著改善。新能源新增电量可预测性增强。

具体看，2025年6月1日起投产的新能源增量项目，《通知》规定，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，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量。

张晓斌表示，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，以及用户承受能力等因素确定。这就意味着可以根据各省下发的非水可再生能源消纳责任权重可以反推出今年需要消纳的新能源电量，再去除存量部分以及外购部分，即当年所需要的风光装机的真实容量。

一摸底容量，二摸底机制电价。

《通知》规定，机制电价由各地每年组织已投产和未来12个月内投产且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。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。

张晓斌用一个极简模式模拟了新政要求之下的竞价过程。

通过新能源消耗电量，结合省内的光照情况（比如风电光伏的利用小时数），可以反推出省内的新能源消耗电量，进而是装机容量。假设某省测算出20吉瓦的指标。

为了更便于理解，风光不做区分一起报价报量，所有的项目一起竞价，由于中长期、集中式结算机制较为简易，在此不做考虑，仅以分布式现货市场交易为例，且容量一致。

报价从低到高排列，触达机制电量上限的机位机制电价，比如20吉瓦对应的机制电价是0.35元/度，市场上有两家电站参与竞价，一家报价0.3元/度，另一家为0.2元/度，两者的平均价格为0.25元/度，机制电价与平均价格的价差即为文件所指的授权价差0.1元/度。

面对授权差价，对于度电0.2元的电站而言，电价为0.3元/度，但是需要注意，对于度电0.3元/度的企业而言，并不意味着能电价为0.4元/度，因为不能超过当地的燃煤标杆电价。若以山东燃煤标杆电价为例0.3949元/度。这就意味着实际拿到的授权价差不是0.1元，而是0.05元。

通过模拟新增发电量的测算与机制电价的形成可以看出政策的意图。

张晓斌表示：“新政策一方面考核了各省的装机容量，另一方面考核了所有电站的管理能力。背后反映出的政策核心点是：如何能入围至机制电量，享受机制电价，同时机制电价又能无限接近当地的燃煤标杆电价。这是政策出台之后电站企业需要考虑自身的配储能力、调节能力以及对电站的综合管理情况等等实际问题。”

但也需要注意上述假设基于目前各省的细则还没出台的现实情况。或许会将风电、光伏分开，甚至在光伏领域还会将分布式和集中式做区分的具体场景，这些都还需要等细则的情况。

“政策是在实实在在考验电站的精细化管理能力，其次是通过政策摸底各省的实际装机情况，如果报价高了，就进入不了机制电量中去，那么该年度就拿不到授权差价，但这个差价也不是永久性的，至少能撑到2030年，只不过预计比例会根据现实情况进行调整。”张晓斌说：“差价的来源是全体工商业业主下一年度补回来的，电网只是承担代收电费的作用。”

等待细则

有关推动新能源电量入市，区域市场已有先行先试的经验，但具体的落地情况还需要看各省后续出台的细则。

山东是全国首个明确新能源入市时间表以及短期内入市比例的省份。今年1月，山东印发《关于健全完善新能源消纳体系机制 促进能源高质量发展的若干措施》，推动新能源参与电力市场交易，提出2025年起，新增风电全电量或30%电量、新增光伏全电量或15%电量的入市要求，保障新能源项目收益在合理范围，稳定行业发展预期。

目前，山东集中式光伏发电和风电项目已经进入电力市场，可自主选择全电量或10%电量两种方式参与市场交易，分布式光伏和光伏扶贫项目按政府批复价格实施保障性消纳。但也存在一些问题，比如新能源进入电力市场后，在午间等光伏大发时段，市场结算电价相对较低，影响企业投资积极性。

张晓斌认为全电量入市之后，最大的一个问题会是自然人和居民屋顶这部分如何入市，分布式光伏的市场化交易模式有两种，一种是独立或聚合直接入市，另一种是接受授权价参与市场。政府合约价和市场化交易收购问题将影响企业的电价策略。这考验各省的具体细则制定情况。

“政策出来以后，让个人去竞价，具体该怎么操作，这些都没有先例，所以预计会单独给这部分电站开一个机制容量的口子，可以不占用机制容量，但是享受机制电价，或者是被动接受某一个价格，否则容易引起市场震荡。”张晓斌说。

从国际经验看，卓尔德（北京）中心主任兼首席能源经济师张树伟认为，这一机制的核心调整是采用类似英国的差价合约（CfD，Contract for Difference）模式，旨在降低新能源发电商的市场风险，并促进风光新能源的投资增长。

“在欧美国家，过去的CfD实践通常适用于成本高，先期投资风险大，尚未商业化的的技术，为其提供价格确定性，从而降低融资成本。CfD新机制的引入，标志着中国新能源电价改革迈出了重要一步，但其最终效果仍取决于政策执行的细节。现阶段，中国的现货市场大概率仍然只是‘余量市场’，价格不能真实反映总体的供需平衡动态。”

政策将对电站资产乃至未来制造业产生什么样的影响？

张晓斌说：“从量上看有点回归计划先行的意味，年度新增的风光装机提前规划，也可以避免此前肆无忌惮发展的情况，要是想入市就得按照规则来，这对行业的影响还是很大的，这么大的光伏制造产能就会很难受。”

对于新能源电站来说，接下来不是努力就能成功。“政策会加速行业洗牌，会倒逼很多产能闲置，企业需要进一步进行技术革新，继续降低整个系统的购置成本，也许组件降低不了，但是中间开发的EPC费用等等还需要进一步挖潜。”

最终目的是，能够保证在没有授权差价的情况下，单靠现货价格也能保证盈利。“只有到那个时候，才能说是光伏真正超过了煤电。”

整个汰换的过程或许不需要太长的时间，张晓斌认为，2026年就能看到明显的变化。

负荷为王

推动新能源全量上市意味着，新能源发电从保障性收购、有序入市进入到全面入市阶段。

张树伟认为，由于电力高度均一（对消费者）、无法储存、输配网络的复杂性以及实时供需平衡的严格要求，仅依靠双边交易，很难实现整体与长期的系统效率与可持续性。市场的运作需要顶层设计，以确保系统整体最优，而不仅仅，或者不需要依赖分散的供需互动。

而对于电力这样的特殊商品，仅用市场化和行政化两个维度来归类电力改革是不够的。“中国电力系统运行的最大问题，在于不依赖经济信号，自上而下的机制缺失，无法集中有效率地决策，而不是分散交易的缺乏。笼统的市场决定对电力这种商品是不充分的，有的时候也是不必要的。”

他提到，中国CfD新机制的最终成效仍需有效市场与有为政策的双重支撑。系统运行费盈亏的变化，将成为新能源对煤电替代程度的重要风向标。只有通过“自上而下”的市场设计和政策优化，才能确保这一机制真正推动发电结构清洁转型，实现电力部门相对迅速的脱碳化。

在推动新能源全量入市的过程中，从上游制造业的角度看，光伏已经逐渐退去金融属性，但是下游电站仍然需要加金融杠杆。

在一位长期负责电站融资租赁业务的人士看来，新能源全面入市定在2025年，略早于他此前的预期。尽管目前新政甫出，市场侧没有太大的反应。但中长期看，电站收益率的不确定性会更大，不同电站的收益偏差也会拉大。跟之前固定收益的情形不同，投资需要专业选手。

同时，新政对电站的精细化管理提出更高要求，主要体现在投资决策以及运营期上网电量的交易能力。

从政策初衷看，上述人士认为，还是旨在理顺、缓解投资目标与实际消纳之间的关系。让电价由市场引导决定。

但回到上游，新能源仍然需要更多地发挥出电力属性。张晓斌表示：“尤其是绿电这部分，溢价需要发挥出来才能真正完成新能源对常规能源的替代。”

张晓斌判断，接下来会是“负荷为王”的时代。现在大量的风光电站建设在荒漠、戈壁等地，但是除园区外，用电量大的地方在城市，到现在光伏都进不去。光伏行业内卷多年来也是在发电效率方面做提升。但也需要看到大量的弃风弃光的情况，组件都竖着放。下一步的革新将会是比拼，遮挡性、轻便性以及安装性。“未来一定是要往城市走，集中式会越来越难，我们会发现从下半年开始就会出现200兆瓦的集中式电站，要增负荷，否则收益保证不了。”

另外，一些上市公司也会有很多新趋势、新玩法模式。

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