能源电力公社获悉，近日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《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），这一重磅政策文件被业内称为“新能源电价市场化改革2.0”的政策文件，或将彻底改写行业游戏规则。本文将分享政策核心，并分析未来五年行业关键转折点，仅供参考。
（来源：微信公众号“能源电力公社”）
01
市场化电价全面落地：告别“保量保价”
政策核心：2025年起，新建风光项目全面取消保障性收购制度，存量项目逐步退出，新能源电力全部进入市场化交易体系。
冲击与机遇：
1.电价波动常态化：工商业电价峰谷价差或突破3:1，风光项目需通过“分时电价+中长期交易+现货市场”组合策略提升收益；
2.绿电溢价成胜负手：高耗能企业强制绿电采购比例提升至35%，带绿证交易的电价溢价或达0.05-0.15元/千瓦时；
3.储能配置成刚需：要求市场化项目配套储能比例不低于装机量15%、时长2小时，储能度电成本需降至0.3元以下方具经济性。
【举例】
以内蒙古某200MW光伏项目为例，无补贴后若未配置储能，IRR或下降4.2%；但通过“光储+绿电溢价”模式，IRR可提升至12.8%。
02
跨省交易壁垒破除：西北风光基地的黄金时代来临
政策突破：建立“新能源电力期货市场”，允许跨省交易电价上浮50%，特高压通道优先安排新能源外送。
投资风向标：
1.“沙戈荒”项目价值重估：新疆、甘肃等地项目外送电价可达0.35元/度（较本地溢价40%）；
2.虚拟电厂爆发窗口：聚合分布式资源的市场主体可参与跨省交易，度电管理服务费市场空间超200亿元；
3.氢储一体化新赛道：弃电制氢成本有望降至15元/kg，配套制氢项目可申请0.1元/度专项补贴。
【举例】
夏某风光氢储一体化项目，利用弃电制氢+跨省售电，综合收益率较单纯发电提升62%。
03
补贴退坡倒计时：2027年底前必须抓住的三大政策红利
过渡期安排：2025-2027年存量项目保留保障小时数，但补贴强度每年递减20%，2028年起全面退出。
抢跑策略建议：
1.存量项目技改加速：加装构网型储能、智能功率预测系统可申请技改专项贷款（利率3.85%）；
2.绿证金融化布局：允许绿证作为融资抵押物，头部企业ABS发行成本或降低1.5个百分点；
3.参与电力现货试点：首批12个现货试点省份项目，可通过价格套期保值工具锁定收益。
【预警】
某测算显示，未完成市场化转型的存量风电项目，2028年净现金流或骤降30%。
PS:新能源进入“真刀真枪”竞争时代
此次电价改革绝非简单市场化，而是通过“价格信号倒逼技术创新、模式创新、金融创新”的三重组合拳。对从业者而言，2025-2030年将是行业洗牌的关键期：掌握电力交易能力的企业将吃掉80%增量市场，依赖补贴生存的玩家或批量出局。
