《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》政策解读
（水电水利规划设计总院 2025 年 2 月 14 日）
近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《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)(以下简称《通知》)是新能源行业发展的重要里程碑，标志着我国新能源电价机制从“政策主导”向“市场主导”迈出关键一步。按照集团整体工作安排，下面由我代表总院向各位领导报告《通知》的主要内容，以及《通知》出台对集团公司的影响和相关建议。
一、《通知》主要内容
《通知》是对未来新能源入市价格保障的整体框架安排政策出台的落脚点主要体现了希望稳定行业投资预期、以价格政策支撑规模发展，以及统筹新能源发展规模与电价承受力等内容，明确了各地于2025年12月底出台具体方案明确实施细则。主要政策要点包括以下三项:
(一)推动新能源上网电量全部进入电力市场
《通知》明确，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。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。《通知》执行后，预计发电侧参与电力市场交易的上网电量将达到总发电量80%左右。
同时，《通知》还明确参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。从当前政策理解，大基地项目暂时不纳入新政策范围。
(二)建立新能源可持续发展价格结算机制
机制电价属于场外机制，采用差价合约方式保护了新能源项目回收固定投资的基本收益，即对纳入机制的新能源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。需要特别注意的是机制电价的差价比较对象是项目所在区域同类项目电力市场交易均价，而非项目交易价格。同时，在考虑绿色收益等情况下，各地最低电价有可能低于 0。
其中，对于现货市场连续运行地区，市场交易均价原则上按照每月发电侧实时市场同类项目交易均价来计算;对于现货市场未连续运行地区，按照交易活跃周期的发电侧中长期市场同类项目交易均价来计算，政策制定过程中对活跃周期的理解主要是交易量较大、交易持续时间较长。
(三)明确机制新老划断的关键要素
该机制区分存量(2025年6月1日以前投产)和增量(2025年6月1日起投产)，涉及机制电量、机制电价、执行期限3个关键要素。
1.对于存量项目
(1)机制电量规模由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。但目前尚未明确是按照现行的国家政策还是地方政策执行，预计消纳条件较好的地区机制电量规模较大。
(2)机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。但为了吸引工商业投资、发展经济，不排除个别省份会牺牲新能源企业利益，出台特别低的机制电价;
(3)执行期限按照现行相关政策保障期限确定。但具体按照国家全生命周期利用小时数政策执行，还是部分地区已发布的最低保障性小时数执行存在一定的不确定性。其中对于存量光热发电项目、已开展竞争性配置的海风项目，明确按照各地现行政策执行，暂不受到新出台政策影响。
2.对于增量项目
(1)机制电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。其中最关键的是与“双碳”目标锚定的消纳责任权重完成情况。
(2)机制电价由各地已投产和未来 12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目竞价形成，初期考虑成本因素按技术类型分类组织，即海上风电、陆上风电、光伏有可能分别组织竟价，且有可能部分地区出现获取指标的竟配和电价竟价同时组织的情况，需要特别注意的是如果同时组织，则留给项目的开发建设周期总体不能超过 12个月。
(3)执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，例如某类项目平均投资回收期限8-10年，地方会取下限8年作为项目的投资回收期，将对项目开发成本控制提出更高要求。
二、对集团影响分析及建议
(一)影响分析
一是业务逻辑深度变革，从政策依赖转向市场驱动。集团的新能源发电项目收益面临更大的不确定性，亟需建立市场化思维与有效举措，应对市场机制、交易策略、政府营商环境等多重不确定因素。
二是投资决策难度增大，风险与收益的不确定性提高。
传统基于固定电价的收益率测算模型失效，需引入电力市场预测、区域供需分析、现货与中长期价格联动等变量重构测算模型;需权衡增量项目竟价风险，并关注不同省份的竞价规则差异;更加考验技术路线与资源整合能力，“新能源+调节性资源”打捆交易模式、高效储能技术、智能发电预测模型将成为核心竞争力。
三是市场运营竞争激烈，优胜劣汰趋势尽显。交易策略优化成为发电企业必备能力，各地资源条件、市场成熟度、消纳责任权重比例、供需形势、竟价规则不同，需制定区域化运营和差异化交易策略:具备成本优势和技术优势(高精度功率预测、电价预测能力)的企业将占据主导地位，行业集中度可能提升，冲击中小型企业。
(二)有关建议
总体来看核心是做到三个“高度重视”。
一是要高度重视跟踪不同地区、不同类型差价结算机制和电力市场交易规则，关注国家消纳责任权重等政策发展方向;
二是要高度重视项目开发建设全生命周期成本的测算和控制，认识到项目开发逻辑已由扩规模向重质量转变:三是要高度重视与各地主管部门的密切联系，梳理地方现行政策与《通知》中相关内容差别，积极争取地方具体政策支持。
1.对于存量项目
一是做优发电预测，融合气象卫星、数值天气预报与场站级测风/光数据，创新组合算法模型，提升日前功率预测精度，重点优化适应实时市场的15 分钟级超短期功率预测模型。
二是提升交易效能。优化各尺度市场交易策略，科学制定机制电价竞价和市场交易策略。
三是加强行业对标。结合交易均价、利用小时数等对标分析，识别提升空间。四是重视绿色价值。建议考虑集团所属全部新能源项目绿色价值统一管理，布局跨省跨区、跨境等绿电交易通道。
2.对于增量项目
一是重视投资评估。基于价格信号开展投资决策，多维度预测分析机制电价收入、电力市场交易收入、绿色价值收益等变化情况，提高项目全生命周期投资收益测算水平，避免低效投资。
二是重构投评模型。包括风光资源评估模型、机制电量和电价竞配策略模型、分钟级功率预测模型、分钟级现货价格预测模型、新能源投资决策评价模型等。
三是聚焦重点项目建设。应重点关注中东部地区的开发项目，利用集团在水风光一体化项目上的技术和经验优势，如在有条件的地区建设水风光互补的综合能源基地。同时，积极参与跨省跨区基地项目建设，加强与其他省份和企业的合作，实现资源的优化配置和能源的高效利用。
四是重新评估配储损益。关键是做好配储成本与市场收荒、差价机制的衔接对比。
五是做好竞争策略。根据各地实施细则，重点做好增量项目纳入机制电量电价的竞争策略，参与地方项目竞争配置策略。
3.对于未来开发布局
一是优化投资策略。深入研究各地机制电价实施方案和电力市场化交易细则，基于对电力供需、电力交易量价、电网消纳等的对比分析，明确各地投资重点和策略，瞄准各地合适的、市场价值高的项目资产。积极探索央地合作新模式，获得地方价格政策支持。
二是加强资源整合。充分依托集团已有的水电、储能等调节性资源优势，探索建设氢能等灵活调节资源，实现“新能源+调节性资源”打捆投资，提升投资项目的机制电价竞价优势和交易价格预测准确性。
导读-光伏扶贫
- 国土资源部关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见（国土资规〔2017〕8号）20170925
- 国土资源部关于发布《光伏发电站工程项目用地控制指标》的通知 （国土资规〔2015〕11号）20151202
- 国家林业局关于光伏电站建设使用林地有关问题的通知 （林资发〔2015〕153号 ）20151127
- 国土资源部等六部委关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见（国土资规〔2015〕5号）20150918
光伏、风力发电等项目使用戈壁、荒漠、荒草地等未利用土地的，对不占压土地、不改变地表形态的用地部分，可按原地类认定，不改变土地用途，在年度土地变更调查时作出标注，用地允许以租赁等方式取得，双方签订好补偿协议，用地报当地县级国土资源部门备案；对项目永久性建筑用地部分，应依法按建设用地办理手续。对建设占用农用地的，所有用地部分均应按建设用地管理。
各地光伏/风电用地政策
- 陕西发改委、自然资源厅关于规范光伏复合项目用地管理的通知（陕发改能新能源〔2020〕933号）20200708
- 海南关于进一步保障和规范光伏发电产业项目用地管理的通知20200410
- 冀关于规范光伏复合项目用地管理有关事项的通知(冀发改能源〔2019〕1104号)20190813
- 广西能源局关于规范我区光伏发电站用地管理的通知（桂能新能〔2018〕23号）20180702
- 20180616鲁国土资规〔2018〕4号-关于保障和规范光伏项目用地管理的通知（附政策解读）
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