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新能源全面入市，差价合约稳健托底

核心内容概述

2025年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），标志着新能源全面进入电力市场，电价形成机制由政府定价向市场定价转变。该政策引入差价结算机制，合理保障新能源收益，并强调与现有政策的协同，推动新能源行业向市场化、高效化发展。

主要观点

1. 新能源全电量入市

• 新能源项目（风电、太阳能）上网电量原则上全部进入电力市场，电价由市场交易形成。
• 政策不再区分集中式与分布式项目，新能源企业可自主选择报量报价或接受市场价格。
• 取消政府保障性收购模式，完善现货、中长期、绿电等市场交易规则，推动新能源全面参与市场。

2. 差价结算机制

• 在市场交易外建立差价结算机制，以“机制电价”作为基准。
• 若市场均价低于“机制电价”，电网公司补偿差额；若高于，则企业需返还超额收益。
• 差价结算费用纳入系统运行成本，短期由电网资金池支付，最终由终端用户承担。
• 存量项目“机制电价”按现行政策执行，不得高于煤电基准价。
• 增量项目通过竞价确定“机制电价”，竞价上限由省级价格主管部门综合考虑多种因素设定。

3. 政策协同效应

• 纳入差价结算机制的电量不得重复获得绿证收益，避免政策重叠。
• 电网企业可通过市场化方式采购新能源电量，提高消纳市场化程度。
• 新建新能源项目不以储能配置为前置条件，降低准入门槛，促进新能源发展。
• 财政补贴政策保持稳定，补贴标准仍按原有规定执行。

关键信息

4. 潜在影响分析

• 市场化定价推动转型：新能源全面入市将倒逼企业提升技术效率和成本管理能力，增强风险管理意识，推动电力期货等对冲工具需求上升。
• 收益呈下降趋势：差价合约虽对收益形成托底，但整体收益仍可能下滑，尤其增量项目面临更激烈的市场竞争。
• 分类施策引发抢装潮：以2025年6月1日为节点，存量项目与增量项目实行差异化政策，预计“530”抢装效应将显现。
• 储能产业格局转变：短期因政策门槛降低而承压，但长期因电价波动加大，储能套利空间提升，行业将向市场驱动转型。
• 煤电角色转变：煤电需与新能源竞争，但在调峰调频、备用等方面发挥系统调节价值，未来或通过容量电价等机制获得补偿，角色由主力电源转向灵活性支撑。

5. 数据支持

表1显示，2023年全国多数省份均超额完成非水电可再生能源消纳责任权重，表明未来增量项目的纳入规模将减少，市场竞争加剧。

总结

该政策标志着新能源上网电价市场化改革的深化，全面推动新能源项目进入电力市场，同时通过差价结算机制为收益提供一定保障。政策强调与现有政策的协同，旨在促进新能源高质量发展，优化资源配置，推动行业转型。尽管短期内可能对储能产业和煤电带来一定压力，但长期来看，新能源市场机制的完善将带来更高效、更可持续的发展格局。