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国家发改委发布通知，新能源项目上网电量全部进入电力市场，通过市场交易形成上网电价。新政提出建立新能源可持续发展价格结算机制，保障新能源项目收益。同时取消配置储能作为新能源项目前置条件，对储能产业产生影响。

国家发改委2月9日发布《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），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。这标志着中国新能源发电进入全面入市阶段，电力市场化改革迈出重要一步。

新政发布后，新能源电站投资者面临从‘保量保价’模式向‘不保量不保价’市场化电价模式转变的挑战，需提升精细化运营能力。

新能源参与电力市场的风险中，最受关注的是消纳风险和度电收益的不确定性。136号文提出建立新能源可持续发展价格结算机制，通过差价结算保障新能源项目收益，并鼓励新能源项目上网，体现真实市场价格。

该机制参考英国等国的政府授权差价合约（CFD）模式，在保障新能源企业基本收益和理顺市场化电价机制之间达到平衡。国金证券研报认为，该机制的核心要素取决于地方态度，东部省份预计将给予较高投资回报，新能源公司收益将分化。

此外，136号文取消将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等前置条件，对储能产业产生影响。短期内，以配储需求主导的国内储能市场需求可能受影响，但长期看，电力市场化将推进丰富储能的商业场景和盈利模式。

杜彬表示，政策给予新能源电站差价合约为核心的新能源上网电价机制预期，松绑配置储能等强制要求，使新能源电站投资收益更有底气。但希望未来在落实绿色电力配额、完善绿证自愿认购激励机制等方面出台更完备配套措施。

（文章来源：第一财经）