新能源发电全面入市，谁能抢食第一波红利？_风闻

文源 | 源媒汇

作者 | 谢春生

编辑 | 苏淮

光伏告别保价又保量的“铁饭碗”时代。

近日，国家发改委和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》（下称“《通知》或政策”），决定推进新能源全电量入市，实现上网电价全面由市场形成。

这是继2021年燃煤发电上网电价市场化改革后，国家层面针对发电侧电价改革的又一重大举措。也标志着，新能源电价即将进入全面市场化时代。

图片来源：国家发改委

自2009年以来，多项关乎价格、财政、产业等支持性政策陆续出台，风电、太阳能发电等新能源发展得到高度重视。截至2024年底，新能源发电装机规模占全国电力总装机规模比例超40%，达到14.1亿千瓦。

新能源大规模快速发展下，实行固定价格的新能源上网电价策略，显然已不能充分匹配当前的市场供求现状，急需“市场化改革”来更好发挥市场机制作用。

如今，在各地电路市场高速发展和规则逐渐完善的基础下，加之新能源开发建设成本大幅缩减，为新能源全面参与市场创造了条件。

在此背景下，不禁令外界好奇，新能源入市政策对光伏行业，将会产生哪些影响？

01

新能源入市重塑价值分配

在投资成本持续走低以及装机占比不断提高的市场趋势下，光伏补贴退出市场是必然的。此番改革，围绕着市场方向展开，便是最好的佐证。

根据《通知》内容梳理显示，重在三点：一是全面市场化。政策指出，风电、太阳能发电等新能源项目原则上上网电量全部进入电力市场，电价交由市场决定。

市场交易方面，新政鼓励企业与用户签订多年购电协议，提前锁定收益。具体来看，在中长期市场，允许供需双方结合新能源出力特点根据实际灵活调整，同时缩短交易周期至“周、多日、逐日”；现货市场，除去适当放宽限价外，还允许新能源成本收益与电价在工商业尖峰电价间进行浮动。

当现货价格波动创造套利空间、中长期合同锁定基础收益，电力市场正在重塑能源价值分配的逻辑。这意味着我国新能源从此正式告别“官方”定价，实现新能源与传统能源在电力市场的“场内同权”。

二是建立价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。

新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，特别是光伏发电集中在午间，全面参与市场交易后，午间电力供应大幅增加、价格明显降低，晚高峰电价较高时段又几乎没有发电出力，新能源实际可获得收入可能大幅波动，不利于其可持续发展。建立新能源可持续发展价格结算机制，可让企业有合理稳定的预期。

三是增量与存量项目的分类施策。政策明确，2025年6月1日后投产项目划定为增量项目，反之则为存量项目。

存量项目仍可享受一定保障性收购；增量的光伏项目，则需要通过市场化竞价形成电价，这将倒逼企业通过技术创新降低成本。

对此，有观点分析认为，新能源资产有望得到重估，类比历史上二滩、三峡水电站，新能源在电量和电价的预期有所稳定，PB有望得到提升，而大唐新能源、中国电力、新天绿色能源、浙江新能、龙源电力、晶科科技、中广核新能源、节能风电等企业有望获益。

以2025年6月1日为节点的“新老划分”，不可避免存在一定的套利空间，部分省市可能存在潜在抢装潮，叠加老项目更新改造，这也给一批光伏企业在新技术上带来机会。

此外，政策明确绿证与电力市场分离，但高耗能企业强制绿电采购比例提升至35%，绿电溢价空间成为关键竞争力。同时，跨省交易壁垒的破除，如特高压优先外送、电价上浮50%，将推动西北“沙戈荒”风光基地项目价值重估。

长期来看，市场化机制势必会推动光伏企业向“高效+储能+智能调度”模式转型。

02

利好光储一体化

新能源入市后，光伏企业将会面临着系统调节带来的成本，这就意味着光伏需与储能协同发展。

政策强调，不得将配置储能作为新建新能源项目前置条件。

短期来看，不强制配储后，由于需求下降，储能产业链厂商面临“阵痛”在所难免，像2024年国内储能装机74.6%依赖新能源配储指标，这就需要产业链各方寻找一个新的平衡点，来适应当前发展规则。

有专业人士指出，为了并网的源侧配储是没有任何商业模式的，所有的成本都被平摊进系统成本里。

入市交易后，比如中午（光伏）电价可能低于火电，甚至可能负电价，例如浙江曾出现-0.2元/度，极有可能会压缩光伏电站收益，这就会倒逼光伏企业自主去配储。如此一来，主动配储就会形成一个价值的循环。

长期来看，政策肯定是利好储能的。加上政策推动储能从“成本项”转向“收益项”，这里面又给企业留出诸多可操作空间，如共享储能模式可通过容量租赁、电力现货套利、辅助服务等多重收益分摊成本，且宁夏、江苏等地已试点独立储能容量租赁机制，未来需配套政策进一步完善。

此外，储能度电成本需降至0.3元以下才能具备经济性，也倒逼技术迭代与产业链整合。

上述因素驱动下，光储一体化将会成为主流趋势。通过光储融合，企业能够更好地应对市场变化，满足不同场景下的能源需求。

同时，业内也普遍认为，“光储一体化是未来能源发展的必然趋势，尤其在工商业场景中，分布式光伏与储能的结合更具优势。”

随着此次电价改革的深入，也标志着新能源行业正式进入“真刀真枪”竞争时代。

对光伏行业而言，市场化机制将加速技术降本与模式创新；对储能行业而言，需求从“政策强制”转向“经济性驱动”，倒逼盈利模式突破。

同时，此番改革不仅是定价机制的调整，更是电力系统从计划、保供向市场、调节转变的关键之举。

在现货市场的价格信号驱使下，新能源的波动性成本被显性化，迫使全产业链重构商业模式与技术路径。

短期来看，改革可能加剧市场波动，但长期将引导资源高效配置，为“双碳”目标下的新型电力系统奠定制度基础。

未来，随着绿证市场、碳市场与电力市场的协同深化，新能源的绿色价值将进一步释放，最终实现“能源不可能三角”的平衡突破。

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