“新政发布以后，从前只靠拿电站指标就能躺着吃收益的日子一去不复返，今后电站运营、管理和交易能力将至关重要。”国内一位从事新能源电站投资者杜彬（化名）对第一财经记者称。
杜彬所说的新政，是指国家发改委2月9日发布的《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）（下称“136号文”）。该通知称，新能源项目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。
这意味着中国新能源发电从保障性收购、有序入市进入到全面入市阶段。业内人士普遍认为，136号文是继2021年进一步深化燃煤上网电价市场化改革之后，国内电力市场化改革向前迈出的最重要一步。
实际上，对于包括杜彬在内的很多新能源电站投资者和运营商而言，新能源入市的消息并没有特别出乎意料。真正的考验在于，新能源上网发电从旱涝保收的“保量保价”模式正式向“不保量不保价”的市场化电价模式转变，又该以何种策略迎接？
“去年山东等省已经释放了比较强烈的新能源电力市场化改革信号，推动全国范围内新能源入市也是迟早的事，我们对此都有预期。从136号文来看，各省对自身的政策制定拥有较大的裁夺空间，对项目投资收益的影响大小要等各地出台细则后再测算。可以确定的是，在文件提出松绑强制配储等政策下，新能源项目参与市场交易将更需要提升精细化运营能力，而非陷入单纯追求装机规模的传统思维，否则装得越多可能亏得越多。”杜彬说。
新能源参与电力市场的风险中，最受投资者关注的莫过于消纳风险和度电收益的不确定性，即“量”和“价”的变化。两者的乘数直接决定了项目的收益水平，从而影响企业扩大新能源投资的积极性。
此前新能源企业的一个普遍顾虑是，参与市场后度电成本收益会出现明显下降，尤其是在一些光伏发电装机量较高的省份。根据兰木达电力现货市场公开数据，2024年甘肃省光伏和风电捕获价格分别较上年下降36.99%和15.88%，蒙西地区光伏和风电捕获价降幅分别为20.61%和18.97%。
怎样通过市场化的制度设计，既保障新能源项目的一定收益又能充分反映市场价格？
136号文创新性地提出“建立新能源可持续发展价格结算机制”。根据文件，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。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。
中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎将上述规定概括为几个关键词“差价合约，多退少补”“先定基准价，再看市场价”“谁高了，谁出钱”。她解释说，差价合约顾名思义是指先确定一个基准价，如果卖电的价格超过这个基准价，要把这笔超额的钱退回到一个资金池中。如果卖电的价格低于这个基准价，则从资金池中拿钱补足。这与原来固定上网电价机制的重要区别在于，政府要鼓励所有的新能源项目上网，体现出在单一时间节点中线号文解决了因新能源项目建设成本不同，老项目被新项目‘绝杀’的世纪难题，解决的方案是通过不同的差价合约来实现的。以前根据建设的时间不同，补贴额度每年向下递减，这次的差价合约跟原来的固定补贴有本质区别。毫无疑问，光伏大发的时间段电力价格会继续下探，但是老项目会基于标杆价格进行差额补足，所以大可放心竞价。”彭澎分析称。
第一财经记者了解到，这种“多退少补”的差价结算方式参考了英国等国的政府授权差价合约（CFD）模式。根据他国实践经验，这种模式能够在保障新能源企业基本收益和理顺市场化电价机制两者之间达到相对平衡。
国家发展改革委能源研究所研究员时璟丽撰文提出，此前国内有关政策文件中提出了差价合约的方式，但由于我国电力市场对差价合约或政府授权合约尚未有专门的官方定义，新能源差价合约在合约期限、确定合约方式、差价基准等关键问题上没有明晰，种种情况仍难以降低或打消新能源开发企业、投资者和金融机构对于收益风险的顾虑。她表示，机制设计关键在于长期合约、差价疏导和责权利统一。
可以看出，136号文的出台在一定程度上使得国内新能源入市收益预期变得相对稳定，同时抹平了部分新老项目因成本“起跑线”不同而带来的实际不公平竞争。考虑到该文件给了省级部门较大的决策权，也有市场人士提出这可能会拉大地方差距。
研报认为，该机制的核心要素均取决于地方态度，需平衡好清洁能源转型与用能成本的关系。受制于资源禀赋，东部未来将面临更大的清洁转型压力，同时省内用户支付能力尚可，因此开发态度更为积极，预期这类省份仍将给予相对较高的投资回报。同时，全面入市后将加大新能源公司收益分化。市场交易策略更优异、更靠近负荷中心或外送通道、出力曲线与负荷曲线更贴近的资产更具价值。
除了影响风电光伏资产回报，136号文还提出“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等前置条件”。这意味着储能产业同样将受影响。
近年来，多个省市将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等前置条件几乎成为摆在台面上的要求，“强制配储”亦成为推动储能装机增长的核心驱动力。
研报提出，2024年国内储能装机规模达111.6GWh，其中新能源指标带来的储能需求占比多达74.6%。第一财经记者从业界获悉，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，初始投资将增加8%~10%；风电场配建同等容量的储能项目，初始投资成本将增加15%~20%。而作为“成本项”的储能项目，却在完成并网使命之后，大量弃用。
“当初项目是为了完成并网的硬性指标才建的储能，而不是为了用储能而建储能，所以自然是哪家产品的价格低就用哪家的。这就导致后期在运营的时候，谁也不会想要真正把储能用起来，万一质量不过关出问题了那就麻烦了。就算你用上了，以前储能参与电力市场的机制不明确，对于收益也没有帮助，所以利弊权衡之下，大家都不怎么用。”一位华北某电力企业电站投资人士对第一财经记者称。
行业机构数据显示，2024年2h磷酸铁锂储能系统全年中标均价下降43%至0.628元/kWh，由此销量增长之下储能企业却出现大面积亏损。
当国家层面叫停“强制配储”，对于储能厂商和资方而言，意味着需求空间被大大压缩，抑或是能借此摆脱低价竞争的困境？
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对第一财经分析，短期来看，以配储需求主导的国内储能市场需求可能受到影响，但是长期来看，电力市场化将推进丰富储能的商业场景和盈利模式，储能逐步由强制配储向市场化需求转向，该政策将加快产业优胜劣汰。
研报认为，强制配储的取消不会使得今年的储能需求出现明显下降。一方面，绿电市场化后，需要平滑发电曲线以应对负荷侧的需求，然而据其调研，此前存量的风光配储由于低价竞争导致可调用的比例并不高，带来较多的替换需求。另一方面，部分省份采用竞争性配置，配置储能比例要求或占整体评分的50%，这类风光配储的需求或将持续。针对新出台的136号文，杜彬称，政策既给了新能源电站以差价合约为核心的新能源上网电价机制预期，也在一定程度上松绑配置储能等强制要求，这使得今后的新能源电站投资收益更有了底气。不过，电力市场体现的是新能源的电力价值，而新能源的绿色价值还没有充分体现。希望今后能在落实绿色电力配额、完善绿证自愿认购激励机制、体现绿色电力消费环境溢价等方面出台更完备的配套支持措施，支持新能源积极发展。
