2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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》（发改价格〔2025〕136号）。这项重大政策的出台，打破了新能源长期依赖政府定价的局面，标志着新能源全面参与电力市场化交易时代的开启，其上网电价将通过市场交易形成。这为新能源产业发展指明了全新方向，也带来了诸多挑战与机遇。
（文章来源：电联新媒 作者：唐俊）
政策出台：兼顾“历史”与“未来”
近年来，电力行业发展成绩斐然，突破重重障碍，取得丰硕成果。电力体制机制改革持续深化、新型电力系统建设加速推进、全国统一电力市场建设稳步开展，多种变革交织。在此背景下，《通知》应运而生，充分考虑了行业发展的“历史”因素和“未来”趋势。
从“历史”角度看，《通知》是对过去新能源价格政策的传承与优化。我国能源结构长期以火电为主，基于“富煤、贫油、少气”是基本国情，使火电等传统能源占据我国能源体系重要地位，我国也是全球主要的化石能源消费大国之一。随着气候变化和环境问题日益突出，我国开始大力发展非化石能源。2006年，借鉴德国经验，通过《可再生能源法》确立新能源保障性收购机制；2009年和2011年，又分别针对光伏建立固定上网电价机制。这些政策极大地推动了可再生能源发展，2009~2017年，风电新增装机容量年均增长率达138%；2011~2017年，光伏发电新增装机容量年均增长率更是高达228%。近年来，在固定上网电价和不断降低的投资成本双重利好下，叠加新型电力系统建设的行业趋势，新能源迎来爆发式增长。2024年，全国新能源发电新增装机3.5亿千瓦，同比增长33.8%，占电力新增装机的83.3%；截至2024年底，全国可再生能源装机达18.43亿千瓦，同比增长25%，占总装机一半以上。面对如此庞大的新能源规模和迅猛的发展速度，运用市场价格机制优化电力资源配置势在必行，这有助于引导新能源行业从高速增长迈向高质量发展。
从“未来”视角审视，《通知》是建设全国统一电力市场体系的关键举措。全国统一电力市场体系建设不仅涉及中长期、现货、辅助服务、容量机制等市场规则框架的统一，更核心的是价格机制的统一。鉴于我国地域广阔、市场主体众多的实际情况，“省/区域市场+市场间交易”是构建全国统一市场体系的合理模式，而非建立单一、统一出清的大市场。在全国统一电力市场体系中，确保省/区域市场价格信号的准确性和合理性是核心问题。早在2022年1月18日，国家发展改革委、国家能源局印发的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）就明确提出，“到2030年，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择”。《通知》正是对这一要求的具体落实，通过推动新能源全面入市，完善市场供给侧结构，使市场形成更精准的价格信号，助力全国统一电力市场体系建设。
行业影响：从规划到收益的全面变革
项目规划：兼顾市场与资源
在传统模式下，新能源项目受政策驱动明显，企业追求装机规模和补贴，忽视了当地实际电力需求和电网承载能力。这导致一些项目建成后发电设备利用率低，电力消纳困难，不仅造成资源浪费，还增加了企业运营成本和行业潜在风险。如今，新能源全面市场化，投资主体在规划项目时，必须将市场时段性供需关系作为核心考量因素。市场需求规模和结构直接决定项目的可行性。比如，白天工业生产用电负荷大，且太阳能资源丰富，此时规划建设一定规模的太阳能发电项目较为合理；反之，若新能源出力特性与当地用电负荷高峰时段不匹配，就可能导致电力供需失衡，影响电力系统稳定运行。除市场需求外，资源优化配置同样关键。项目选址时，需综合评估多方面条件。我国西北部分地区风能资源丰富且稳定，具备建设大型风电基地的先天优势，但电网接入条件也不容忽视。若当地电网输电容量有限，无法将新能源电力顺利输送到负荷中心，即便资源再好，项目的经济效益和社会效益也难以实现。此外，土地资源获取成本和环境承载能力也在项目规划中占据重要地位。大规模新能源项目往往需要占用大量土地，若土地获取成本过高，会大幅增加项目前期投资；若项目建设区域生态环境脆弱，还需投入额外资金用于生态保护和修复，进而影响项目整体可行性。
生产运行：升级运维与预测
传统新能源电站运维模式主要聚焦安全生产和发电量最大化，较少关注市场价格波动对发电收益的影响。但随着新能源全面市场化，市场价格信号成为影响电站收益的关键因素之一。在电力现货市场，电价随电力供需关系实时波动。用电高峰时段，电力需求旺盛，电价较高；用电低谷或新能源发电过剩时，电价则可能较低。为在市场竞争中获取更大收益，新能源电站运维策略需进行精细化调整。
传统运维模式下，设备检修通常安排在固定时间段，不考虑电力市场价格变化。而在市场化环境下，企业可通过深入分析历史市场价格数据和设备运行状况，将部分非紧急检修工作安排在电价较低时段进行，避免高电价时段因设备检修导致发电损失；同时，利用低电价时段的空闲时间完成设备维护，提高设备可靠性和发电效率。在电价较高时段，还可通过优化设备运行参数，如调整风机叶片角度、优化控制系统响应速度等，进一步提升风机发电效率，增加发电量和发电收益。这种基于市场价格信号的运维策略调整，要求运维人员不仅具备专业技术知识，还需与营销人员紧密配合，能根据市场变化及时调整运维计划。
精准的功率预测和发电预测是制定合理交易策略的基础。在新能源全面市场化背景下，电力市场交易复杂性和不确定性增加，交易周期更加多样化，从长期合同交易到短期现货交易，对新能源发电量预测的精度和时效性提出了更高要求。
传统的功率预测方法往往基于单一数据源或简单模型，预测精度有限，难以满足市场交易需求。为应对这一挑战，新能源企业需加大技术研发和设备升级投入，采用更先进的预测技术和手段。例如，利用大数据分析技术整合新能源场站多年积累的历史发电数据、周边气象站的实时气象数据以及卫星遥感数据等多源信息，构建更精准的发电量预测模型。通过深度学习算法对这些海量数据进行挖掘和分析，捕捉新能源发电与各种影响因素之间的复杂关系，从而提高预测准确性。先进的监测设备能实时采集设备运行状态数据，如温度、压力、振动等，通过数据分析及时发现潜在故障隐患，提前进行维修，避免设备故障导致发电中断。智能控制系统可根据实时发电数据和市场价格信号，自动调整设备运行参数，实现发电效率最大化。部分新能源电站采用的智能风机控制系统，能根据风速、风向以及市场电价变化，自动调整风机叶片角度和转速，使风机始终保持最佳发电状态。同时，引入自动化巡检设备和无人机巡检技术，可提高设备巡检效率和准确性，减少人工巡检工作量和风险。这些技术研发和设备升级措施，有助于提高新能源电站生产运行效率和可靠性，降低运营成本，增强企业市场竞争力。
电量电价：竞争加剧与波动增大
新能源参与市场竞争后，发电量不再由保障性收购电量主导，而是取决于市场交易结果。市场供需关系变化、其他电源竞争以及用户用电需求波动等因素，都会对新能源电量产生影响。随着新能源装机规模持续扩大，市场供应能力显著增强。在一些新能源资源丰富且开发力度较大的地区，如三北地区，新能源电量在电力市场中的占比快速上升。当电力市场供大于求时，新能源发电企业为争取更多发电机会，不得不参与激烈的市场竞争。若企业交易策略缺乏灵活性和竞争力，未能充分考虑市场供需动态，就可能导致发电量受限。相反，在用电高峰时期或新能源资源相对匮乏地区，电力需求旺盛，新能源凭借清洁、低碳特性，在市场竞争中具有一定优势，发电量有望增长。
火电、水电等传统电源凭借长期积累的稳定供应能力和成熟的市场运营经验，在电力市场中占据重要地位，是新能源企业的有力竞争者。火电灵活的调节能力使其能根据电网负荷变化快速调整发电出力，在保障电力稳定供应方面发挥关键作用；水电则凭借成本优势，在部分地区拥有稳定市场份额。新能源发电企业需要在技术创新、成本控制和运营管理等方面不断提升竞争力，才能在与传统电源的竞争中获取更多发电量。
用户用电需求的波动也会对新能源电量产生影响。随着经济社会发展和人们生活水平提高，用户用电行为更加多样化和个性化，用电需求峰谷差异愈发明显。在用电高峰时段，如夏季高温空调用电高峰，电力需求急剧增加，为新能源发电企业获取更多发电量提供机遇；而在用电低谷时段，新能源发电企业可能面临电量消纳困难问题，需要通过优化交易策略，如参与发电权交易等方式，提高发电设备利用率。
在电价方面，市场交易电价取代了以往相对稳定的保障性电价和绿电专场交易电价，在市场供需、发电成本、交易策略等多种因素综合作用下，价格波动更为频繁和剧烈。新能源发电成本下降趋势对电价产生了双重影响。一方面，成本降低使新能源在市场竞争中具备一定的价格优势，能够以更具竞争力的价格参与市场交易。比如光伏发电组件近年来价格大幅下降，使得光伏发电度电成本显著降低，部分地区光伏发电成本已接近甚至低于传统火电成本，这使得新能源发电企业在市场交易中采取低价抢量的策略，以此提高市场份额。另一方面，当新能源发电成本普遍下降时，整体市场交易电价水平也随之降低，新能源企业单位发电收益也会受到影响。若企业不能及时跟上成本下降步伐、优化生产运营管理，就可能面临盈利压力。
不同地区、不同时段的新能源电价差异将进一步拉大。资源禀赋较好、电力市场机制完善的东部沿海经济发达地区，新能源发电效率高，当地电力需求旺盛，用户对绿色电力接受度和支付意愿较高，新能源电价相对较高；新能源资源丰富但本地消纳能力有限的西部地区，新能源发电面临外送通道不畅、消纳困难等难题，导致新能源电价较低。在不同时段，新能源电价也会出现较大波动。白天光照充足或风力较强时，新能源发电出力大，市场供应增加，电价可能下降；夜间或新能源发电出力不足时，电力供应紧张，电价则会上涨。这种电价差要求新能源企业具备敏锐的市场洞察力和灵活交易策略，根据不同地区、不同时段的电价特点，合理安排发电计划和交易活动，实现经济效益最大化。
有序发展：政策发力与市场规范
在规划协同方面，各地改革实施方案需与国家新能源发展规划目标保持一致，并做好与国家能源电力规划的衔接；在绿证政策协同方面，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不再重复获得绿证收益，这一政策有助于规范绿证市场，避免重复补贴，使绿证价格更真实地反映绿色电力的环境价值，但对于部分依赖绿证收益获取额外利润的企业来说，需要重新调整经营策略；在市场协同方面，创新提出建立可持续发展价格机制，虽不能做到“一劳永逸”，但为初期新能源全面参与市场做好“兜底”，免除其“后顾之忧”。但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；在市场规范方面，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；对于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原有规定执行。
企业应对：全方位提升竞争力
推动政策落地：学习研究与积极建言
新能源企业应积极组织学习和深入研究，精准把握《通知》中关于新能源全面入市、机制电价对存量和增量项目的保障电量、保障电价影响等关键条款，深入分析不同机制对电力行业各主体的影响。
积极为地方具体方案“建言献策”。《通知》在国家层面明确了大方向、大原则，同时将具体实施权限下放到地方，以保证政策落实更加贴合地方实际。由于具体实施方案涉及整个行业发展，必然离不开市场主体的参与，发电企业应积极参与地方实施方案的研究制定，反映实际问题、提出合理建议，让方案既能落实国家政策要求，又能满足地域实际。
提升交易能力，构建完善交易能力体系
新能源企业要积极构建完善的交易能力体系。首先，强化发电预测能力，结合新能源场站的历史数据积累和多源气象预报数据，发展和优化适用于现货交易、短期和中期交易的新能源发电量预测模型，为交易决策提供精准的数据支持。其次，培养和引进专业交易人才，建立适应新能源高波动特性的高频交易团队，提升在小时和15分钟颗粒度上的合同仓位调整能力，以应对市场价格的频繁变化。此外，通过打捆“新能源+火电”“新能源+水电”“新能源+用电”等方式，构筑资源整合能力，降低单独预测新能源的难度，方便在多主体之间进行偏差调整，抓住更多交易机会，保障电量消纳和交易收益。
优化投资决策：基于市场重构模型
新能源“躺着就能赚钱”的时代已成为过去式，传统的投资评价方法难以为继，即项目全生命周期采用省内煤电标杆电价或者某种折算的固定电价的方式，已经不再适用于未来新项目的电价模式，同时未来的新能源限电大概率要高于历史，采用历史利用率评估未来利用率是不合理的做法。在市场环境下，价格是风向标、利润是指挥棒，需要基于未来市场价格预测、机制电价电量以及未来弃风弃光的预测等最新边界条件，重新进行项目的投资预测，确保更新边界条件后的新能源项目收益率达到立项要求。
推动经营转型 强化精益生产与精细运营
打通内部营销与生产环节的联系，实现精益化生产与精细化运营。生产部门要根据市场价格信号优化生产计划和设备运维策略，提高在高价时段的发电能力；营销部门则要密切关注市场动态，及时调整交易策略，确保企业的发电电量能够以合理价格在市场上销售。
构建面向高频交易的风险管理体系，对交易窗口、交易标的、报价操作、成交与结算数据等进行全面监控和管理，实现事前风险预警、事中风险控制和事后复盘评价，保障交易收入的稳定和可控。
展望未来：新能源的机遇与挑战
新能源上网电价市场化改革为行业发展带来诸多机遇，推动新能源产业朝着更加健康、有序、高质量的方向发展，有助于优化资源配置，提高能源利用效率。通过市场竞争，新能源企业将不断提升自身技术水平和管理能力，增强市场竞争力。
然而，在改革推进过程中，新能源企业也将面临诸多挑战，如市场价格波动风险、电量消纳难题、技术创新压力等。但只要新能源企业积极应对，抓住机遇，持续提升市场交易能力、优化投资决策、推动经营转型，就一定能在激烈的市场竞争中脱颖而出，实现自身的发展壮大，为构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系贡献力量。
