2月9日，國家發展改革委、國家能源局印發《關于深化新能源上網電價市場化改革，促進新能源高質量發展的通知》（下稱《通知》），指出將推動新能源上網電價全面由市場形成，建立健全支持新能源高質量發展的制度機制。其中，最受關注的是《通知》明確提出“新老劃斷”，即以今年6月1日為界，在這之前投建并網的新能源項目實行原有政策；6月1日及以后投建并網的項目實施新政策。

　　市場普遍認為，新能源上網電價全面市場化后，新能源項目投資收益率將發生變化，這將影響對新能源項目投資的積極性，今年6月1日之前或將出現“搶裝潮”。

　　記者從多位經銷商處了解到，目前各大光伏組件廠商都在陸續準備漲價，漲幅預計在2分/W—3分/W。有頭部廠商要求經銷商審查訂貨合同，如在本周三（2月12日）之前未付清所有款項，擬將原有購貨合同作廢。

　　國家發展改革委、國家能源局負責人在接受采訪時提到，之所以要深化新能源上網電價市場化改革，是因為新能源發電規模已超過煤電裝機，新能源上網電價實行固定價格，不能充分反映市場供求，也沒有公平承擔電力系統調節責任，亟需深化新能源上網電價市場化改革，更好發揮市場機制作用，促進行業高質量發展。

　　去年年中，在一場行業會議上，國家發展改革委能源研究所可再生能源發展中心副主任陶冶介紹，2024年政府將做好新能源相關領域的制度供給工作，其中最后一項即為“推進電力市場建設，推動可再生能源進入電力市場，云開(Kaiyun)深化可再生能源價格市場化改革，通過保障收購與市場交易雙軌推進可再生能源消納。”

　　陶冶表示，當新能源占比超過20%后，電力系統安全穩定運行將面臨較大挑戰，而2024年國內風光發電量占全社會用電量比重已經接近此值。

　　因為新能源發電具有間歇性和不穩定性的特點，即難以準確對新能源發電效果進行預測，電網近年來陸續出現轉動慣量降低、故障特性變化、低壓大量接入導致電流倒送等問題。此前，電網已經陸續開展新能源發電項目暫停并網、承載能力評估等工作。

　　這些費用主要由電網承擔，也即“沒有公平承擔電力系統調節責任”。山東省太陽能協會常務副會長、秘書長張曉暉在去年的同一場行業會議上介紹：“電網公司認為，戶用光伏存在‘不交稅、不調峰、不分攤、不配儲、不入市’問題，后續需要逐步承擔相關費用。”

　　新能源上網電價全面市場化之后，將和原有的火電、水電等一起通過市場競爭形成電價——“價低者得”，不再執行固定電價模式。同時為了保障新能源發電項目收益，將建立機制電價制度，每年確定一定的機制電量規模，并對其設立機制電價，當市場價格高于機制電價價格區間，企業要“退錢”；而當市場價格低于機制電價價格區間，企業會獲得補貼。

　　同時，對新能源電站項目的機制電量規模和機制電價進行新老劃斷。在全部電量原則上市場化的前提下，以2025年6月1日為界，6月1日之前建成并網的項目，機制電量依舊執行保障性收購，機制電價依舊執行現有政策，但不得高于煤電基準價；6月1日及以后投建的項目，保障性收購電量由實際消納情況確定，機制電價由項目之間競價形成。

　　此前廣東、浙江、新疆、江蘇、湖北、遼寧等省份已發布2025年新能源入市規則，明確了2025年后，投建并網的新能源項目市場化比例將持續提升。

　　《通知》也指出，允許地方因地制宜確定實施時間，但最遲不晚于2025年底。

　　一般而言，新能源項目根據上網電價確定自身收益率，當電價較高時，收益率也較高。此前，新能源項目普遍實行按照固定價格進行全額保障性收購，即發出來多少電，電網按照固定價格收多少電，新能源項目投資方可以清晰測算自身收益。

　　“《通知》下發后，可能會對電站開發項目產生影響，比如出現收益率不穩定，部分投資方投資意愿下降的現象，因為現在并沒有確定后期的入市價格到底怎么形成。”一位頭部光伏開發企業市場負責人表示。

　　因為新能源發電，尤其是光伏發電存在午間過量發電，晚間發電過少的現象，上網電價波動極大，部分省份曾出現過“負電價”現象，這讓很多投資者對新能源上網電價市場化心有余悸。

　　因此，光伏業內人士預計為了延續使用目前電價機制，一波企業會趕在6月1日前搶裝光伏，這可能會帶來光伏組件價格的上漲。

　　有光伏組件經銷商曾告訴記者，市場上，晶科能源的光伏組件在春節前已經出現了每瓦0.03元的漲幅。 以此計算，一兆瓦的光伏項目，光伏組件成本上漲3萬元。

　　《通知》發布后，該經銷商告訴經濟觀察網：“節前，市場對政策落地有預期，因此，當時市場價格就已經進入博弈期。”

　　該經銷商表示，上周五，其接到了頭部光伏廠商的通知，要求經銷商審查訂貨合同，如在本周三（2月12日）前，未付清所有款項，擬將原有購貨合同作廢。“預計6月1日之前出貨的組件將會非常多，價格也會水漲船高，之前的低價單沒有意義了。”