按语：12年前，有幸参与《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔2013〕24号）的起草，此后一路跟踪新能源上网电价改革。时至近日出台的《国家发展改革委 国家能源局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），新能源上网电价市场化改革大力推进。本期刊发第一篇习作“新能源电价市场化改革的机遇与策略”，围绕平衡市场化改革中的电价稳定性与市场活力，推进新能源企业在市场化改革中获得稳定的回报，保障新能源产业的可持续发展进行探讨。
国家发展改革委、国家能源局于1月27日印发、2月9日公开发布《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》（以下简称《通知》），标志着我国新能源市场化进程进入深水区。政策通过“全电量入市+市场化定价”双轮驱动机制，推动新能源项目全面进入电力市场，破解过去政府定价导致的资源配置僵化、企业创新动力不足等关键问题。对于新能源企业而言，既要把握电价自主权扩大带来的利润空间，更需警惕市场化环境下的价格竞争风险。
一、新能源电价市场化改革的政策背景《通知》明确提出，新能源上网电价将全面进入电力市场，通过“中长期合约+现货交易”组合模式形成价格，取代执行近十年的标杆电价制度。这一政策的背后，直指当前新能源消纳矛盾，2024年全国弃风弃光率仍达4.1%和3.2%，而且最高省份（西藏除外）分别达到7.4%和8.7%，市场化定价将倒逼企业提升发电预测精度和电网协同能力。改革实施后，新能源项目收益将呈现“基础电价+市场溢价”双轨特征。
二、新能源电价市场化改革的关键内容（一）新能源全面参与市场交易不再区分集中式新能源还是分散式新能源，均进入市场，上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价全部通过市场交易形成。同时，要求新能源进入日内实时市场，但不强制进入日前市场，意味着新能源企业按15分钟颗粒度申报发电能力和预期价格，一方面，倒逼企业提升功率预测技术水平；另一方面，规避了参与日前和中长期市场由于预测不准导致曲线偏差风险。
（二）新能源差价补偿结算机制《通知》提出对参与市场的新能源项目进行差价结算，即在市场交易电价与机制电价之间进行差价结算。这为新能源企业提供了一种“后保障”，减少市场电价波动带来的风险。
不同地区的机制电价将依据当地现货市场运行的情况，再根据市场出清的结果，结合同类型电源在实时市场的出清情况进行加权，确保新能源企业在市场中获得公平合理的补偿。
（三）竞价机制与市场竞争新能源增量项目将通过竞价来确定机制电价，减少政府对电价的干预，进一步激发市场竞争。这一机制通过选择最具成本效益的项目，推动高质量项目的快速发展。
三、市场化改革带来的挑战与机遇新能源市场化改革虽然为企业提供了更多的市场化机会，但同时也带来了不少挑战。企业如何在改革浪潮中顺利渡过难关、实现可持续发展，将是未来发展的关键。
（一）电价波动性风险量化市场化的电价意味着新能源的收入将不再是固定的，而是受到市场供需关系的影响。风电和光伏发电具有明显的间歇性和波动性，这种波动性可能导致电价剧烈波动。在新能源发电量过剩或电网负荷不足时，市场价格可能会大幅下跌。反之，在电力短缺时，电价又可能攀升。对于没有足够资金进行价格风险对冲的企业，市场电价波动可能会严重影响其收益稳定性和财务安全性。
（二）市场竞争格局重塑随着新能源项目全面参与市场竞争，市场竞争的激烈程度将大大增加。光伏组件价格同比下降带来的边际成本优势，使头部企业可通过“产能换订单”策略抢占市场份额。一些中小型企业可能在资金、技术、市场经验等方面处于劣势，难以与大规模、高效益的项目竞争。过去，政府的补贴政策为新能源项目提供了相对较为稳定的收入保障，但在市场化改革后，企业将面临更加复杂的竞争环境。市场准入门槛的提高，意味着一些技术落后、资金链薄弱的企业可能会被市场淘汰。
（三）电网协同能力考验随着新能源的规模化发展，电网的适应性也将面临更大压力。尤其是风电和光伏的发电具有明显的波动性，如何保障电网的稳定运行，如何有效调度不同类型的电力，将成为新能源发展面临的重要技术挑战。西北地区新能源渗透率超三分之一的电网，需加快配套建设分钟级快速调节资源。如果电网无法及时适应新能源的特点，会出现大规模的弃风、弃光现象，影响企业的经济效益，甚至影响电网的安全稳定运行。
（四）政策执行差异性尽管《通知》已明确提出新能源上网电价市场化改革的方向，但政策的实施细则仍需各地根据实际情况进行调整。不同地区在资源禀赋、基础设施、市场条件等方面存在差异，可能导致政策执行的差异性。这种地方差异性可能给企业带来不确定性，尤其是一些地方在执行过程中可能未能严格按照国家政策要求实施，从而影响到企业的收益预期和运营稳定性。不同区域消纳能力差异，跨区域运营企业需建立分区定价模型。
四、应对挑战，抢抓市场机遇面对市场化改革带来的挑战，新能源企业如何在这一环境中稳步前行，抢占市场份额，成为其生存和发展的关键。
（一）增强市场风险应对能力电价波动带来的风险不可避免，企业应当积极构建完善的市场风险管理体系。构建智能决策系统，整合“气象预测—发电预测—报价策略”三位一体模型，控制日前预测误差控制在合理范围以内。创新商业模式，与电解铝、数据中心等高载能用户签订分时PPA协议，在电价波谷时段锁定保底价格。
此外，企业还可以探索多元化的收入来源，不仅依赖电力销售收入，还可以通过绿色电力证书（绿证）等方式获取附加价值，提高企业的整体盈利能力。
（二）加大技术创新和设备升级市场化改革的最终目标是提升新能源产业的整体竞争力。面对市场竞争压力，企业必须依靠技术创新和设备升级来提升发电效率，降低成本。特别是在光伏、风电等技术逐步成熟的背景下，企业应加大研发投入，采用更加高效、低成本的技术和设备，从而在市场中占据更有利的竞争位置。
在光伏领域，企业可以通过提升组件效率、采用先进的逆变器技术等手段，降低单位发电成本。推广跟踪“支架+储能”一体化系统，提升午间电价低谷时段自消纳能力，可提高项目净现值；而在风电领域，可以通过优化风机设计和增强风机智能化管理来提升发电效能，减少维护成本。应用数字孪生技术优化风场布局，降低尾流损失，提高等效利用小时数。
（三）灵活参与电力市场交易市场化改革使得新能源发电与传统电力市场的融合更加紧密，新能源企业应当积极参与现货市场、长中期市场的交易，灵活调节发电策略，最大化收益。可以根据电力市场的需求变化，灵活调整发电时间和发电量，通过市场价格波动赚取利润。企业可以根据电网负荷的变化调整发电策略，在需求高峰期尽量提高发电量，从而提高收益。开发基于机器学习的报价策略系统，实时优化中长期合约与现货市场电量配比，提升度电收益。拓展辅助服务，配置合理容量参与调频市场，获取容量补偿收益。
此外，企业还可以通过与电力用户签订长期购电协议，提前锁定一定的销售收入，降低市场波动带来的不确定性。
（四）加强与电网企业的合作为了应对新能源电力消纳问题，新能源企业应与电网公司保持密切合作，推动电网升级改造，提高电网的适应性和灵活性。企业可以积极参与智能电网和储能设施的建设，提高电网在新能源波动下的调度能力，减少弃风弃光现象，确保发电量能够充分消纳。联合电网企业投资独立储能电站，获取充放电价差收益。加强虚拟电厂运营，聚合分布式资源参与需求响应，在尖峰时段获取补偿电价。
（五）强化与地方政府的沟通与协作《通知》要求各地方政府根据实际情况制定实施方案，这意味着企业在运营过程中要特别关注地方政策的执行细节。企业可以通过加强与地方政府的沟通，积极参与地方新能源政策的制定和实施，确保自己的项目能够顺利纳入政策支持范围。
同时，关注地方电力市场的变化，及时调整发展策略，以应对不同地区的政策差异。 在一些新能源资源相对匮乏的地区，企业可以通过合作方式，共享技术与资源，推动地方政府出台更多优惠政策，促进区域间的协同发展。
总之，新能源电价市场化改革重构了行业价值分配逻辑，企业需从“资源获取型”向“运营能力型”转变。通过技术降本、市场博弈、风险对冲等多维能力建设，头部企业有望在市场化浪潮中实现市占率与利润率的双提升。未来三年将是行业洗牌关键期，把握政策窗口期、构建差异化竞争优势的企业，将在新一轮产业升级中占据制高点。
