2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《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》。

改革重点体现在三方面，一是推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源项目（风电、太阳能发电）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。二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。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。即“多退少补”，当市场价低于机制电价，电网企业补差价；当市场价高于机制电价，高出部分扣除，用于平衡系统成本。

三是区分存量和增量项目分类施策，老项目老办法，新项目新办法。

存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分。其中，2025年6月1日以前投产的存量项目，通过开展差价结算，实现电价等与现行政策妥善衔接。2025年6月1日及以后投产的增量项目，纳入机制的电量规模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，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。

政策影响：

一、光伏电站收益测算模型大调整

以往电站收益为发电量*上网电价，但全部进入市场化交易后，光伏等新能源项目从“保量保价”变为“量价皆不保”，且由于市场化电价呈现波动性，光伏电站的收益测算模型发生重大变化。

另一方面，光伏发电收入由保障性收入转为市场交易收入+价差补偿收入-辅助服务分摊费用，而补偿价差由市场平均交易价格和补偿基准价格共同决定，同一时间处于同一地区的项目价差相同，但项目投资成本或各有不同，即使采用了价差补偿，但还原的是行业平均电价，个体电站在交易收入上仍存在差异。

二、光伏再迎抢装潮

文件以6月1日为节点实行新老项目划断，这意味着在6月1日前并网的项目，可享受保底电价，该电价介于当地的脱硫煤标杆电价和现货价格之间。因此，收益较好的项目将抢在6月1日前完成并网。

分布式光伏也包含在全面进入市场化交易行列，从当前情况来看，除山东和河北要求分布式光伏项目的20％电量参与市场化交易外，其余地区仍以当地煤电基准价保障性收购全部发电量。同样在6月1日前并网的项目将拥有保底电价，而在6月1日后并网的分布式光伏项目，不仅收益测算更为复杂，还要研究规则参与市场竞价，对业主而言难度更大，因此这类项目或也将参与“531”抢装。

三、储能发挥优势

尽管文件中明确提出，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。但文件制定的总体思路是坚持责任公平承担，这就要求新能源项目承担系统调节性成本，因此长远来看，新能源项目还需与储能、火电灵活性改造等协同发展，实现风光水火储多能互补。

另一方面，通过配置储能有助于平滑光伏电站收益，这也意味着，尽管政策不强制配储，但各发电企业基于项目收益等诸多考量，更多将会主动“配储”。

四、区域化特征更强

根据文件，新能源存量及增量项目的机制电量、机制电价及执行期限均由各地结合自身发展情况制定，这意味着地方有很大的自主权。

如2025年6月1日起投产的新能源增量项目，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；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。

而各地区新能源资源禀赋不同、发展情况不同，电力供需以及新能源上网电价也各不相同，这意味着后续新能源市场化交易的区域化特性将更加明显。

五、非技术成本有望降低

随着光伏等新能源项目全面进入市场化竞争阶段，各地方政府基于新能源发展规划的考量，或将降低部分非技术成本以提高企业的投资积极性，如产能配套等附加条件或会放松，将更加利好光伏等新能源项目的发展。

六、AI等智能化技术将成新能源项目必备

在新政策影响下，光伏等新能源项目参与市场化交易，离不开对于电站发电量以及电价的精准预测，这就需要利用气象模型提升天气预报的准度、提升电站功率预测的精度，并提升新能源场站的主动支撑能力等，这些都离不开AI的支持。