光伏圈的老张盯着电脑屏幕上的政策文件，深吸一口气，“以前是躺着赚钱，以后得跑着找饭吃了。”
2025年初，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》，决定从2025年6月1日起，我国风电、光伏发电等新能源上网电量全面进入电力市场。这一政策彻底改变了以往“保量保价”的模式，标志着新能源行业告别固定电价时代，全面迈入市场化竞争新阶段。
这次光伏电价政策调整可谓“十年未有之大变局”。国家发展改革委、国家能源局发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》明确指出，新能源上网电价将全面由市场形成，并建立健全支持新能源高质量发展的制度机制。
最引人关注的是“新老划断”政策：以2025年6月1日为界，此前投建并网的新能源项目实行原有政策；6月1日及以后投建并网的项目实施新政策。
新旧政策对比表 | 政策要素 | 旧政策（2025年6月1日前） | 新政策（2025年6月1日后） | |---------|------------------------|------------------------| | 电价形成机制 | 固定电价，全额保障性收购 | 市场交易，价低者得 | | 收益确定性 | 高，收益率稳定可预测 | 低，受市场供需波动影响 | | 政策保障 | 保量保价 | 不保量不保价 | | 项目风险 | 低 | 中高 |
市场普遍认为，新能源上网电价全面市场化后，新能源项目投资收益率将发生变化，这将影响对新能源项目投资的积极性。
我国新能源发电规模已超过煤电装机，新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，亟需深化新能源上网电价市场化改革。
当新能源占比超过20%后，电力系统安全稳定运行将面临较大挑战，而2024年国内风光发电量占全社会用电量比重已经接近此值。
新能源发电具有间歇性和不稳定性的特点，即难以准确对新能源发电效果进行预测，电网近年来陆续出现转动惯量降低、故障特性变化、低压大量接入导致电流倒送等问题。
这些系统调节费用主要由电网承担，也即“没有公平承担电力系统调节责任”。市场化改革后，新能源将逐步公平分担这些责任。
市场化改革后，电价波动将成为常态。对于电力行业，市场化改革的风声由来已久，但《通知》正式落地，受影响最直接和显著的就是电价。
2025年1月19日，浙江电力现货市场首次记录了-0.2元/千瓦时的最低价。-0.2元/千瓦时意味着，发电企业每发出1千瓦时的电，非但无法获得收益，反而要给电网企业或者电力用户支付一定费用，以吸引其消纳多余的电力。
“1月下旬的几天，天气比较好，特别是午间时段，光伏临近满发。同时，那段时间临近过年，很多工厂已停工休息，中午正好是用电低谷，电力供应远远大于需求，从而出现了负电价现象。”国网（宁波）综合能源服务有限公司智慧用能事业部主任张力解释道。
负电价现象的本质就是供需失衡。纵观浙江出现负电价的时刻，均满足新能源发电增加和用电需求低谷两个条件。
这一现象的背后，是新能源装机的迅猛发展。截至2024年底，浙江新能源装机达5682万千瓦，占全省发电能力的比例超过40%。从某种意义上说，负电价是新能源发展快、电力交易市场化程度高的区域在能源转型过渡期出现的特有现象。
政策出台后，各大光伏组件厂商都在陆续准备涨价，涨幅预计在2分/W—3分/W。有头部厂商要求经销商审查订货合同，如规定日期前未付清所有款项，拟将原有购货合同作废。
市场出现了明显的“抢装潮”。光伏业内人士预计为了延续使用目前电价机制，一波企业会赶在6月1日前抢装光伏，这可能会带来光伏组件价格的上涨。
有光伏组件经销商透露，市场上，晶科能源的光伏组件在春节前已经出现了每瓦0.03元的涨幅。以此计算，一兆瓦的光伏项目，光伏组件成本上涨3万元。
“对于我们光伏企业而言，会尽可能在6月1日之前进行抢建，将手头项目尽快完工，以免在此之后，市场产生过多的不确定性，对投资造成影响。”深耕宁波20余年、拥有逾370家客户的宁波科论太阳能有限公司总经理钟平表示。
面对新政，分布式光伏项目迎来了更加规范的管理环境。2025年初，国家能源局修订印发了《分布式光伏发电开发建设管理办法》，对分布式光伏进行了更加精细化的分类管理。
分布式光伏被细分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业、大型工商业四种类型，每种类型对应不同的上网模式和管理要求。
集中式电站则面临更大挑战。相对于分布式光伏，集中式电站在市场化交易中缺乏灵活性，特别是在现货市场中，新能源出力往往与现货价格呈负相关性，新能源出力大，现货价格低，新能源出力小，现货价格高。
相对风电，光伏发电更有规律性，出力时段较为集中，在午间达到高峰，夜晚不发电。而风电则具备白天不挂晚上刮，东边不刮西边刮的特点，受电价的波动影响较小。这一差异导致在市场化交易中，光伏资产贬值已十分凸显。
面对新政策，不同类型的企业采取了不同的应对策略。地方国企面临的挑战尤为突出。近两年，在“双碳”目标、能源转型以及自身用电负荷的影响下，地方国企陆续成立新能源公司，进行光伏、风电等项目开发。
尤其是2024年以来，多家央企出售分布式光伏项目、明确暂停户用项目开发，而地方国企顺势而上，持续开发项目、接盘分布式光伏资产，成为继央企之后，新一轮新能源开发主力。
新政策下，风电光伏上网电量全面参与市场化交易，需要较强的发电预测能力、精准报价和风险管理能力，与央企等相比，大部分地方国企并未经营售电业务，缺乏专业团队和数字化工具，在现货市场、辅助服务市场中处于被动。
电力交易员因此成为“香饽饽”，薪资飙升，市场需求激增。与此同时，电力市场化交易代理服务招标兴起。
根据招标内容，乙方的服务费与甲方的实际收益挂钩，电站收益越高则企业获得的服务费越高。如宁波某公司2025年度电力市场化交易及能源增值服务采购项目中标结果显示，根据不同用电量水平，服务商可按甲方实际收益的40%-60%计算服务费。
新型储能和虚拟电厂等灵活性资源配置需求可能迎来爆发。如何利用虚拟电厂推动新能源和储能参与电力市场，成为高质量发展的重要课题。
与多名业内人士交流后了解到，业内普遍认为，《通知》实施后，新能源行业面临“风口”，有望步入精细化管理时代。
“新能源有分布式和集中式，且与风、光等天气关联甚密，天气情况依靠人和经验去判断，达不到市场要求的精准程度，需要大数据、智能化参与决策。”宁波宁能电力销售有限公司业务服务中心交易主管孔娜表示，电力市场未来是有门槛的，从前期各类资源的处置，到现在市场交易人员的培养，都非常考验企业对市场的接受程度、消化程度和利用程度。
“接下来，无论是光伏企业还是光伏投资商，或是售电公司，如果没有综合性的服务能力，终将被市场淘汰。我们正努力推动‘双碳’目标下的绿电、绿证、碳资产、光储一体充、虚拟电厂建设等综合服务，这些才是市场竞争力。”宁波宁能电力销售有限公司副总工程师兼业务服务中心经理许国军说。
虽然短期内可能会让一些项目“压力山大”，但从长远看，这将推动新能源行业更健康、更高质量发展。
2025年6月1日的新政策实际上是中国新能源行业成长的“成人礼”，它标志着行业从政策驱动转向市场驱动，从规模扩张转向质量效益。对于行业从业者而言，这既是挑战，也是走向成熟必然要经历的一步。
