2025年2月9日，国家发改委、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），标志着新能源正式告别政府定价，全面参与电力市场交易。这是继2021年燃煤发电上网电价市场化改革后，国家层面针对发电侧电价改革的又一重大举措。

改革总体思路是，坚持市场化方向，推动新能源上网电量全面进入市场、上网电价由市场形成，配套建立可持续发展价格结算机制，区分存量和增量分类施策，促进行业持续健康发展。政策改革主要有三方面：

1. 推动新能源上网电价全面由市场形成。风电、光伏等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，实现与传统能源的“场内同权”。

2. 建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，若市场价低于机制电价，电网企业补偿差价，反之则差额纳入系统运行费用，为新能源收益提供“保险”。

3. 区分存量和增量项目分类施策。以2025年6月1日为节点划分，存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过省级竞价确定，竞价上限由地方根据成本、供需等因素制定。

这一政策框架旨在推动新能源与煤电公平竞争，同时通过市场化机制平衡收益波动，引导行业高质量发展。

（一）收益模式从“保底”转向“风险对冲”

存量项目：2025年6月1日以前投产的项目仍享受现行电价政策，收益稳定性较高，适合风险偏好较低的投资者。

增量项目：需通过竞价获取机制电价，成本控制能力强的企业（如具备垂直整合能力的企业）更具优势。 

（二）技术路线与消纳能力成关键变量

技术迭代加速：TOPCon电池已取代PERC成为主流，但BC（背接触）技术凭借更高转换效率（如隆基HPBC 2.0效率达27.3%）正快速崛起。2025年或成为BC与TOPCon技术路线竞争的关键年。

储能配套必要性：午间光伏出力高峰时段电价可能大幅下跌（如山东深谷时段电价下浮70%-90%），光储一体化项目可通过储能平滑出力曲线，提升收益稳定性。

 （三）区域分化与投资策略调整

消纳压力地区：甘肃、内蒙古等西部省份因弃光率高，需通过跨省外送或本地负荷匹配提升收益，而东部负荷中心分布式光伏需结合虚拟电厂等模式增强灵活性。

电价敏感市场：欧洲市场组件价格在2024年暴跌后于2025年企稳回升，海外需求转向高质量组件，具备技术优势的企业将优先受益。

1. 电价波动风险：市场化交易下，电价受供需、煤价、分时电价政策等多重因素影响。投资者需通过中长期购电协议（PPA）、绿证交易对冲风险。 

2. 产能过剩与成本压力：2024年产业链价格暴跌导致全行业亏损超500亿元，2025年需依赖自律减产与政策调控加速落后产能出清。例如，P型电池产能全面淘汰，N型技术渗透率提升。

3. 政策细则不确定性：各省竞价规则、消纳责任权重执行细节尚不明确，需密切关注地方政策落地及动态调整。 

1. 产业链垂直整合：具备硅料-组件-电站-储能全链条布局的企业可通过内部协同降低成本，抵御单一环节波动风险。 

2. 商业模式创新：微电网、虚拟电厂、绿电绿证交易、综合智慧能源服务等新模式将兴起。例如，国家电投转向核电、风电与智慧能源业务，以平衡光伏收益风险。

3. 全球化布局：中东、拉美等新兴市场成为光伏出海新方向，但需规避低价竞争陷阱，转向技术输出与本地化合作。

2025年光伏行业正处于“触底反弹”的关键节点。尽管电价市场化加剧了收益波动，但政策框架的完善、技术创新的加速以及商业模式的多元化，为行业提供了结构性机会。投资者需聚焦以下方向： 

•技术领先型企业：如BC电池、高效组件制造商；

•光储一体化项目：尤其在消纳压力大的区域；

•政策敏感市场：如分布式光伏与绿电需求旺盛的工商业用户。 

长期来看，光伏仍将是实现“双碳”目标的核心力量，但投资逻辑已从“粗放扩张”转向“精耕细作”，需在风险与机遇间找到动态平衡。

▷附通知原文：

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

各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，天津市工业和信息化局、辽宁省工业和信息化厅、重庆市经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国广核集团有限公司：

为贯彻落实党的二十届三中全会精神和党中央、国务院关于加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制的决策部署，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，大力推动新能源高质量发展，现就深化新能源上网电价市场化改革有关事项通知如下。

一、总体思路

按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。坚持市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。坚持责任公平承担，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。坚持统筹协调，行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协同发力，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现。

二、推动新能源上网电价全面由市场形成

（一）推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目（风电、太阳能发电，下同）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。

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。

（二）完善现货市场交易和价格机制。完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。

（三）健全中长期市场交易和价格机制。不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书（以下简称绿证）价格；省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。

鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。指导电力交易机构在合理衔接、风险可控的前提下，探索组织开展多年期交易。

三、建立健全支持新能源高质量发展的制度机制

（四）建立新能源可持续发展价格结算机制。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，纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。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。

（五）新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限。2025年6月1日以前投产的新能源存量项目：（1）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。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。（2）机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。（3）执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。

2025年6月1日起投产的新能源增量项目：（1）每年新增纳入机制的电量规模，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。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量。（2）机制电价，由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。（3）执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。

（六）新能源可持续发展价格结算机制的结算方式。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用；初期不再开展其他形式的差价结算。电力现货市场连续运行地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定；电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。各地将每年纳入机制的电量分解至月度，各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算。

（七）新能源可持续发展价格结算机制的退出规则。已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。

四、保障措施

（八）加强组织落实。各省级价格主管部门会同能源主管部门、电力运行主管部门等制定具体方案，做好影响测算分析，充分听取有关方面意见，周密组织落实，主动协调解决实施过程中遇到的问题；加强政策宣传解读，及时回应社会关切，凝聚改革共识。国家能源局派出机构会同有关部门加强市场监管，保障新能源公平参与交易，促进市场平稳运行。电网企业做好结算和合同签订等相关工作，对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集。

（九）强化政策协同。强化规划协同，各地改革实施方案要有利于国家新能源发展规划目标的落实，并做好与国家能源电力规划的衔接。强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源。强化改革与市场协同，新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。强化改革与优化环境协同，坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。

（十）做好跟踪评估。各地要密切跟踪市场价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等，认真评估改革对行业发展和企业经营等方面的影响，及时总结改革成效，优化政策实施，持续增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。国家结合新能源技术进步、电力市场发展、绿色电力消费增长和绿证市场发展等情况，不断完善可再生能源消纳责任权重制度，适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化、条件成熟时择机退出。

各地要在2025年底前出台并实施具体方案，实施过程中遇有问题及时向国家发展改革委、国家能源局报告，国家将加强指导。现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知为准。对生物质、地热等发电项目，各地可参照本通知研究制定市场化方案。

国家发展改革委

国 家 能 源 局

2025年1月27日