近日，国家发展改革委、国家能源局印发《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》(以下简称《通知》)，为风电、光伏发电的上网电价提供指引。
为了帮助读者理解政策内容，同时也能感受一下近期火热的Deepseek平台的实力，我们向它提问，并得到了一份看起来有些笼统的答案。
这份答案有些偏于概括，于是，我们提出了“更具体”的要求。随后，Deepseek给出了另一份回答。
对于Deepseek的第二版回答，索比光伏网副主编、索比咨询光伏供应链首席分析师尹也泽认为，还是有些“不接地气”。为此，他从光伏人的角度出发，给出自己的解读。
哪些项目发电量需要参与市场化交易?
按照《通知》政策原文，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。原则上、全部，对这两个词，相信大家都不陌生。从中电联发布的相关报告看，2024年1-12月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量61795.7亿千瓦时，同比增长9%，占全社会用电量比重为62.7%，同比增长1.3个百分点。毋庸置疑，2025年，市场交易电量占全社会用电量的比重只会继续提高，相关企业需要早做准备。
考虑到一些建设较早的项目，在可行性报告中采取固定电费收益进行测算，因此，《通知》提到，根据并网投运时间(2025年6月1日)划分，老项目可以按一定电量比例执行“机制电价”，类似之前的保障性收购部分，比例应该会逐年下降(可能持平，但肯定不会提高)，其余部分继续参与电力市场交易，实现政策平稳过渡。
对于新项目，类似之前的“保障性并网”和“市场化并网”，需要根据年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况进行判断。如果该省前一年度非水可再生能源超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少，也就是前一年度风光发电量越高，执行保障电价的电量比例会越低。通过这一手段，引导电力投资企业灵活选择下一步重点开发的市场，最终全国都能完成非水可再生能源电力消纳目标。
到底什么是“机制电价”?
这是一个新词，需要通过政策原文来理解。《通知》提到，对于老项目，机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。也就是说，机制电价≤煤电基准价≤燃煤发电标杆电价。未来，各省级价格主管部门有了更大的决策权，可以在不降低煤电基准价的前提下，降低风电光伏电价的保障性部分。对光伏项目业主而言，这确实会带来一定的风险挑战，但考虑到当前产业链价格，以及早期项目的投资回收情况，其实也有合理的部分。
对于新项目，也有机制电价，由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。可以形象理解为，某老板要寻找100个工人完成某项工作，在人才市场，选取报价最低的100人，然后按第100人的报价作为这些人的工资水平。这种方式可能会加剧“内卷”，但在降低企业用能成本、提高新能源市场化水平方面，确实有明显效果。
同时建议，投资企业在开发新能源项目时，需要管理好当地对非技术成本投入的预期，平衡地方经济发展与企业长期经营的关系，实现项目稳定运行、可靠盈利。
光伏项目要不要抢装?
个人建议：抢!执行机制电价的比例再低，收益也是更有保障的，不会比煤电基准价低太多，很可能持平。进入现货市场交易的部分，虽然有“各地目前工商业用户尖峰电价水平”这个理论上的上限，但对大多数地区而言，很难达到，更多要考虑“新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素”这个下限。由于目前绿证价格还在较低水平，因此，建议电力投资企业积极签订长期购电协议(PPA)，确定较长时间内的电费收益。
特别是对于分布式光伏项目，国家能源局《分布式光伏发电开发建设管理办法》明确规定，对于本办法发布之日前已备案且于2025年5月1日前并网投产的分布式光伏发电项目，仍按原有政策执行，也就是仍可全额上网、有政策托底。如果项目投资方对屋顶业主的经营情况没有明确信心，可以在5月1日前抓紧安装、并网，无论是接入要求、电力消纳还是收益，都可以多一分保障。
