电价竞争
。▶ 电价波动风险增加：上网电价由市场供需关系决定，存在较大波动风险。光伏企业需要加强市场研究，提高电价预测能力，以应对电价波动带来的挑战。▶ 竞争压力加大：市场化改革将加剧光伏行业的竞争。企业需要不断提升
改造等方式，主动参与市场竞争”也体现出了政策的最终希望还是“尽快全部市场化”。“稳定预期”，不是“稳定收益”，更不是“稳定高收益”。机制电价的本质是提供了一个稳定预期的工具，让濒临崩塌的财务模型重新有
外表之下我们知道，政策是有时效性的。政策对于新能源行业的扶持与关怀、设置机制电价的纽带作用、对企业增强竞争力的激励作用，是肯定的。同时，也应看到，政策对于“深化市场改革”的决心也是毋庸置疑的。实际执行结果，更多还要看各省的落地政策。
。若机制电价比例下降速度过快，部分老旧电站可能因无法承受市场电价波动而提前退役。增量项目：增量项目若想享受机制电价，需通过省级竞价程序获得资格。136号文明确，各省每年组织一次机制电价资格竞争，仅允许已
依托市场化竞争。这将对投资商参与电力交易的策略和能力提出更严苛的考验，如果在电力市场化中无法达成交易，不仅没有保消纳的托底，即便是纳入机制电价可能也无法拿到差价“补贴”，因此，自带负荷或匹配负荷在
在酝酿一年之后，2月9日，国家发改委、国家能源局联合印发《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》【发改价格〔2025〕136号】(简称136号文)，标志着新能源“固定电价”时代
新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。(2)机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。(3)执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的
)机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。(3)执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。2025年6月1日起投产的新能源增量
2月9日国家发改委价格司发布了《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)》。《通知》提出，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调
。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。(2)机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。(3)执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展
)机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。(3)执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。2025年6月1日起投产的新能源
实现较好盈利水平，建成国内首个网地一体虚拟电厂管理平台。形成“1+N+N”政策体系，推动先进优质储能产品用户侧项目执行蓄冷电价。新能源发电项目配储空间进一步扩大，2025年及以后首次并网的海上风电、陆上
，加快推进工 业、农业、服务业、基础设施现代化
，不断推动产业智能 化、绿色化、融合化 ，着力增强产业体系的完整性、先进 性、安全性 ，持续优化产业发展生态 ，具有国际竞争力的
现代化产业
，放开竞争性环节的价格，由市场决定的价格机制也在初步建立。中国平均的销售电价为每千瓦时0.585 元，仅为38个OECD国家平均销售电价的56%，处于较低水平。从居民电价来看，38国居民平均电价为
发电项目。2025年1月1日及以后，完成竞争性配置、列入省级年度建设计划的风电和集中式光伏发电项目。(二)分布式光伏发电项目。2025年1月1日及以后，新增并网分布式光伏发电项目。二、参与电力市场结算电量
新能源项目，按发电量一定比例(风电30%、光伏15%)确定参与电力市场结算的上网电量。参与电力市场结算的上网电量暂以自然月为周期，执行当月同类型集中式新能源实时市场加权平均电价，条件成熟后根据项目
