国家发展改革委、国家能源局有关负责人表示，国家高度重视风电、太阳能发电等新能源发展，2009年以来陆续出台多项价格、财政、产业等支持性政策，促进行业实现跨越式发展，截至2024年底，新能源发电装机规模约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模40%以上，已超过煤电装机。
随着新能源大规模发展，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，矛盾日益凸显，当前，新能源开发建设成本比早期大幅下降，各地电力市场快速发展、规则逐步完善，也为新能源全面参与市场创造了条件。
2月10日—11日，
第三次定价机制改革促进新能源行业更高质量发展
据上述通知，此次改革主要内容有三方面，一是推动新能源上网电价全面由市场形成，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；二是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，按机制电价结算；三是区分存量和增量项目分类施策，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市场化竞价方式确定。
据爱旭股份向一名光伏行业人士在接受该人士还表示，一般市场化改革对居民和农业用户电价水平没有影响，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。但市场化定价对光伏产业链、终端需求以及户用、工商业光伏都产生了深远的影响。市场化定价加速推动了光伏企业的技术创新、产业迭代和优胜劣汰，加速行业供给侧改革。
上述晶澳科技有关人士对
采取“多退少补”差价结算促进行业平稳健康发展
值得注意的是，在建立新能源可持续发展价格结算机制方面，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、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。
国家发展改革委、国家能源局有关负责人表示，新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，特别是光伏发电集中在午间，全面参与市场交易后，午间电力供应大幅增加、价格明显降低，晚高峰电价较高时段又几乎没有发电出力，新能源实际可获得的收入可能大幅波动，不利于新能源可持续发展。
为解决这个问题，经反复研究，方案提出在推动新能源全面参与市场的同时，建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。通过这种“多退少补”的差价结算方式，让企业能够有合理稳定的预期，从而促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标的实现。从国外情况看，新能源发展较好的国家通常采取类似做法。
“我觉得最关键的是新能源‘机制电价’的设计，借鉴了英国电力市场的‘差价合约’，通俗讲设一个基准电价，新能源充分参与市场交易，最后年底按照机制电价多退少补。”前述爱旭股份向该分析师认为，新能源电量占比提升，只有新能源全面入市去参与交易，电力市场价格才能真实地反映供需关系，固定价格结算，新能源没有入市交易的动力，只有推动新能源入市交易，价格信号才能更准确地反映电力市场真实供需关系。因为电力市场会有很强的不确定性，如果直接全面推向市场，很多项目无法抵御市场风险，此次机制电价设计让老项目整体比较平稳过渡，新项目的业主投资更加理性地去考虑市场供需形势。
新能源项目收益率变动方向存分歧
虽然业内人士对新能源全面入市早有预期，但在宏观政策调整下，微观层面的新能源项目收益率变动，不同企业及专家有着不一样的观点。
某光伏行业评级机构首席分析师向另一方面，该分析师称，从项目收益率来看，以一个光伏电站为例，不同光伏技术所产出的电量即不同的光电效率对整个电站的收益并没有那么大的差异，除非把每个省份的峰谷价差来做一个拟合，但在这样的情况下，电站运营方更关心的是单纯的电价。
“我认为，2025年，针对央企在新能源项目上的招标策略，上游风电、光伏等企业会出现一波竞争，但到了2026年，这些企业可能会比较艰难。”该分析师说。
前述爱旭股份向“目前看，电价下降是肯定的，但是同步也会取消一些非技术成本，比如这次明文要求取消的强制配储，系统成本摊派等，所以新项目收益率不一定会下降。”该分析师表示。
晶澳科技有关人士认可这一观点，他表示，新能源市场化定价对技术进步的影响有限，技术进步的方向是以新技术商业化带来的经济性增益为驱动的，任何技术路线的竞争，拼的都是投资效率：更小的资本投入，换来供需两端更大的共同收益。
不过，上述光伏行业人士则认为，在最近的国内招标情况可以看出，越来越多大小标段指定BC组件作为技术领跑，且相比TOPCon，BC组件溢价明显，体现出市场对高新技术的期待和认可。当然，BC技术在转化效率、双面率、成本等方面还有很大潜力，未来技术优势也将不断显现。
据隆基绿能向
