2月9日，国家发展改革委发布《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》，明确了新能源入市规则。政策自2025年6月1日区分新老项目，新项目全部入市！
01 核心变化
1、电价全面由市场决定
所有新能源项目（风电、光伏）上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过交易形成，告别政府“一口价”时代。存量项目逐步衔接，增量项目彻底市场化。
光伏电站需根据市场供需和发电出力时段（如午间光伏发电高峰）灵活报价，可能面临午间电价偏低、其他时段电价较高的波动风险。
2、存量项目与增量项目分类施策
以2025年6月1日为界，对存量与增量项目分类管理。6月1日前投产的存量项目与现行政策衔接（如不高于当地煤电基准价），而增量项目的机制电价通过竞价方式确定，避免了新老项目因成本差异引发的市场失衡。例如，早期高成本光伏项目仍可维持稳定收益，而新增项目需通过竞价优化投资策略。
3、“差价结算”兜底，稳定收益预期
新增“可持续发展价格结算机制”：市场价低于机制电价时，电网补差价；高于时，企业需返还差价。类似“多退少补”，让企业收入波动可控。
例如，某光伏项目若市场交易均价为0.3元/千瓦时，而机制电价为0.35元/千瓦时，电网企业将补贴0.05元/千瓦时；反之则需返还差额。这一机制为光伏企业提供了收益“托底”，缓解因电价波动导致的经营风险。
4. 工商业分布式光伏灵活性增强自发自用余电上网模式扩展
在电力现货市场连续运行地区，大型工商业分布式光伏可选择余电上网模式参与市场交易，电价随供需波动，提升收益空间。电站模式可在自发自用和余电上网间切换，但电站整个生命周期内有且仅有一次更改机会。
5、项目类型调整灵活性
若用户负荷变化，大型工商业分布式光伏可申请转为集中式电站，扩大消纳范围。例如，某工厂减产导致自用电量下降，可将余电直接接入电网，避免资源浪费。
6. 取消强制配储前置条件
新政策明确不得将配置储能作为新建项目核准、并网的前置条件，降低光伏项目初始投资压力。例如，此前需配套20%储能的地区，项目成本可减少约10%-15%。
7、绿证与市场化交易协同
纳入差价结算机制的电量不再重复获得绿证收益，企业需在绿证交易与市场电价间权衡收益最大化策略。
8、电力交易规则升级
现货市场：放宽限价，允许新能源参与实时交易，价格更贴近供需。
中长期市场：交易周期缩短至“周、日”级别，合同灵活调整，绿电交易需明确绿证价格。
9. 全国统一电力市场加速形成跨省交易推动消纳
光伏发电可参与跨省跨区交易，例如西北地区光伏电力通过特高压输送至东部负荷中心，提升消纳效率。市场规则统一化：政策要求各地电力市场规则与国家衔接，减少地方保护主义，例如统一限价标准、交易周期等，降低光伏企业跨区域交易成本。
02 政策影响
1、可能刺激上半年光伏电站抢装潮
以6月1日作为新老项目划分的节点，因此可能产生抢装行为。“430”被认为是全额上网并网节点，“531”为分布式并网节点。
2、电价预期稳定
机制电价，给予差额补贴，实际上消除负电价，是一种预期稳定的做法。
3、用户电价变化
本次改革对居民、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。对于工商业用户，静态估算，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，电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区可能略有下降，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。
4、取消配储作为新建项目核准条件
短期内“打压”配储需求，但会增加独立储能需求，反而提升项目的收益率。长期来看，电力市场化对新型储能需求将显著增加。
5、电力市场化将为新型电力系统和新型储能提供物质基础
虚拟电厂、独立储能、微电网将得以加快发展，未来相关业务的增长空间甚至不亚于光伏行业本身。
6、解决长期消纳难题
电力市场化推进新能源消纳能力大幅提升，有利于提升新能源发电占比。虽然当前新能源电力装机规模占比达到了40%，但装机不代表发电量，比如光伏发电同样的装机只有火电输出电力的约四分之一。解决消纳瓶颈后，新能源尤其是光伏占比将得以大幅提升，需求也将持续放量。
7、促进光伏项目资源优化配置
新建光伏项目合理布局，资源向更有优势的地区靠拢。
文件原文如下：
国家发展改革委 国家能源局
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
各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，天津市工业和信息化局、辽宁省工业和信息化厅、重庆市经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国广核集团有限公司：
为贯彻落实党的二十届三中全会精神和党中央、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决策部署，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，大力推动新能源高质量发展，现就深化新能源上网电价市场化改革有关事项通知如下。
一、总体思路
按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。坚持市场化改革方向，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。坚持责任公平承担，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。坚持统筹协调，行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协同发力，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现。
二、推动新能源上网电价全面由市场形成
（一）推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目（风电、太阳能发电，下同）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。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。
参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。
（二）完善现货市场交易和价格机制。完善现货市场交易规则，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，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。
（三）健全中长期市场交易和价格机制。不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书（以下简称绿证）价格；省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。
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。指导电力交易机构在合理衔接、风险可控的前提下，探索组织开展多年期交易。
三、建立健全支持新能源高质量发展的制度机制
（四）建立新能源可持续发展价格结算机制。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。
（五）新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限。2025年6月1日以前投产的新能源存量项目：（1）电量规模，由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。（2）机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。（3）执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。
2025年6月1日起投产的新能源增量项目：（1）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。（2）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。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。（3）执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。
（六）新能源可持续发展价格结算机制的结算方式。对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用；初期不再开展其他形式的差价结算。电力现货市场连续运行地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定；电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。各地将每年纳入机制的电量分解至月度，各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算。
（七）新能源可持续发展价格结算机制的退出规则。已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。
四、保障措施
（八）加强组织落实。各省级价格主管部门会同能源主管部门、电力运行主管部门等制定具体方案，做好影响测算分析，充分听取有关方面意见，周密组织落实，主动协调解决实施过程中遇到的问题；加强政策宣传解读，及时回应社会关切，凝聚改革共识。国家能源局派出机构会同有关部门加强市场监管，保障新能源公平参与交易，促进市场平稳运行。电网企业做好结算和合同签订等相关工作，对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集。
（九）强化政策协同。强化规划协同，各地改革实施方案要有利于国家新能源发展规划目标的落实，并做好与国家能源电力规划的衔接。强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源。强化改革与市场协同，新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。强化改革与优化环境协同，坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，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。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。
（十）做好跟踪评估。各地要密切跟踪市场价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等，认真评估改革对行业发展和企业经营等方面的影响，及时总结改革成效，优化政策实施，持续增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。国家结合新能源技术进步、电力市场发展、绿色电力消费增长和绿证市场发展等情况，不断完善可再生能源消纳责任权重制度，适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化、条件成熟时择机退出。
各地要在2025年底前出台并实施具体方案，实施过程中遇有问题及时向国家发展改革委、国家能源局报告，国家将加强指导。现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知为准。对生物质、地热等发电项目，各地可参照本通知研究制定市场化方案。
国家发展改革委
国 家 能 源 局
2025年1月27日
