AI导读：

国家发改委发布通知，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。新政提出建立新能源可持续发展价格结算机制，并取消配置储能作为新能源项目前置条件，加速电力市场化改革进程。

国家发改委2月9日发布的《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）提出，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。这意味着中国新能源发电从保障性收购、有序入市进入到全面入市阶段。

新政发布以后，新能源电站投资者面临电站运营、管理和交易能力的新考验。业内人士认为，136号文是国内电力市场化改革向前迈出的最重要一步。真正的考验在于，新能源上网发电从旱涝保收的“保量保价”模式正式向“不保量不保价”的市场化电价模式转变。

新能源参与电力市场的风险中，最受投资者关注的是消纳风险和度电收益的不确定性。136号文创新性地提出“建立新能源可持续发展价格结算机制”，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。

这种“多退少补”的差价结算方式参考了英国等国的政府授权差价合约（CFD）模式，能够在保障新能源企业基本收益和理顺市场化电价机制两者之间达到相对平衡。

此外，136号文还提出“不得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”，对储能产业同样将产生影响。短期内，以配储需求主导的国内储能市场需求可能受影响，但长期来看，电力市场化将推进丰富储能的商业场景和盈利模式。

国金证券研报认为，全面入市后将加大新能源公司收益分化。市场交易策略更优异、更靠近负荷中心或外送通道、出力曲线与负荷曲线更贴近的资产更具价值。

（文章来源：第一财经）