2025年1月17日，安徽省安庆市宿松县省属农垦华阳河农场新洲渡风电场。图/ic


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）（以下简称《通知》），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。


《通知》发布，新能源电量正式迎来市场驱动阶段，2025年6月1日被明确为新能源项目“新老划断”的时间节点，存量项目（2025年6月1日以前投产）通过开展差价结算，实现电价与现行政策的妥善衔接；增量项目（2025年6月1日及以后投产）的机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。


这显然是具有里程碑意义的文件，标志着新能源电价将告别“基准电价+补贴”的定价机制和电量保障性收购的时代。针对《通知》发布后，各方最关心的电价走势及对光伏、风电、储能企业的影响，新京报零碳研究院联系了全国工商联新能源商会。


预计首年工商业用户电价与上年基本持平


新京报零碳研究院：此次新能源电力市场化改革明确指出，对居民和农业用户的电价水平没有影响，那将如何影响工商业用电电价走势？


全国工商联新能源商会：《通知》要求，对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费，这意味着终端用户将承担一定新能源的消纳成本。


2023年5月，国家发改委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，明确工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。这也符合今年起正式实施的《能源法》的要求，即国家完善可再生能源电力消纳保障机制，供电企业、售电企业、相关电力用户和使用自备电厂供电的企业等应当按照国家有关规定，承担消纳可再生能源发电量的责任。


据估算，对工商业用户而言，预计改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年相比基本持平，电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区可能略有下降，后续工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动。


将促使光伏、风电企业更加注重精细化运营


新京报零碳研究院：对光伏、风电企业有什么影响？技术上需要如何改进？


全国工商联新能源商会：《通知》明确指出，新能源项目持有方将拥有更大的自主权，可以根据自身实际情况和市场需求，自愿选择是否配置储能以及配置何种类型的储能。这一政策的调整，有利于降低风光等新能源项目的初始开发成本，提高项目的经济性。


风光企业入市后，收入将由“市场交易 + 价差补偿 - 辅助服务分摊” 构成，这将促使企业更加注重精细化运营，通过提升发电效率、控制系统调节成本、优化储能配置等方式，提高项目收益。对风光企业发电稳定性也将进一步提高，企业需要不断提升发电预测能力和智能化管理水平，以适应市场变化。此外，柔性并网技术、虚拟电厂模式也有利于增强新能源企业对电网的适应性、提升整体发电的经济性和稳定性，将成为新能源企业探索改革的方向。


“解绑”后，尾部储能厂商将面临更大压力


新京报零碳研究院：新规结束“强制配储”，对于储能行业会造成什么冲击？会淘汰什么样的储能企业？


全国工商联新能源商会：强制配储政策曾是中国储能发展的重要驱动力，助力中国储能产业快速实现规模增长。截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦，较2023年底增长超过130%。与此同时，因储能政策环境和商业模式不成熟，新能源企业投资成本增高、储能设施“建而不用”、利用率低等问题凸显，长期看来，不利于储能产业的健康可持续发展。


取消“强制配储”政策，将推动储能发展从政策驱动向市场驱动转型，从“强制执行”到“按需配置”转变，提升储能的经济性和实际利用率，让储能价值在市场中获得充分体现。


短期内，储能行业或会受到一定冲击，2024年我国储能装机规模中，新能源指标带来的储能需求占比达74.6%。政策调整后，部分依赖强制配储的储能项目需求可能减少，已规划的储能项目可能面临延期或取消风险；由于入市后投资成本回收不确定性增加，配储动力或会下降。在市场化机制下，部分依赖政策补贴的储能企业可能面临生存压力，需加快向市场化模式转型，尾部储能厂商将面临更大压力，缺乏成本优势和技术壁垒低的企业可能被淘汰，头部企业有望扩大市场份额。


另一方面，允许配建储能与新能源“解绑”，将促使企业从新的角度思考储能布局，电源侧、用户侧更依赖市场、灵活性更高，将成为储能投资的重心；新能源全面入市带来的电网波动将导致电价峰谷差拉大，进一步增加储能套利空间，储能企业将通过市场化方式，形成更加多元化、可持续的商业模式；新能源企业将通过成本收益分析自主选择配储，倒逼储能产业需通过技术创新（如提升充放电效率、延长寿命、提高安全性、应用智能化技术）降低成本，同时在电力市场中精准预测电价波动，优化充放电策略以获取更高收益；独立储能和共享储能因定位清晰将获得发展机遇。


落地需要因地制宜，避免“一刀切”


新京报零碳研究院：在政策落地过程中，有什么建议保障改革的顺利实施？


全国工商联新能源商会：首先是完善政策配套措施，因地制宜制定差异化举措。新增机制电量电价与原有非市场化电量电价恰当衔接，保障平稳过渡；系统调节成本分摊机制透明化，明确新能源企业分摊比例与计算方法；因地制宜，建立灵活的动态调节机制，根据当地电力系统运行情况和新能源发电情况，制定差异化入市政策，避免“一刀切”；完善跨省跨区电价电力协调机制，促进电力中长期、现货、辅助服务交易有机衔接机制，加快建立动态平衡、全国统一的电力交易市场。


其次是加快数字技术全面支撑新能源入市。加速人工智能、算法等数字化技术渗透至电力交易、收益保障、系统协同等关键环节，为政策落地提供技术支撑。通过数字化平台实时捕捉电价波动信号，帮助新能源企业规避低价时段、锁定合理收益；利用区块链的不可篡改特性实现跨区域电量的透明结算，减少省间壁垒；依托智能合约技术助力自动化结算；促进数字孪生与智能电网优化系统协同，增强电力系统稳定性与经济性。


另外，要鼓励企业提高创新能力与绿电交易能力。积极引导企业通过人才培养与技术升级提高新能源入市交易能力，围绕市场价格信号变化优化运营环节，提高生产运营的精细化管理，提升系统集成和智能化水平，加强与电力系统关联企业的协同合作，建立完善的发电预测、价格预判与风险管理体系；从个性化与差异化入手，促进产品与服务协同创新，探索多元化商业模式与新型绿电消费场景以拓展盈利空间。


新京报零碳研究院研究员 陶野


编辑 陈莉 校对 赵琳