国家发展改革委和国家能源局于2025年2月9日联合发布《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》（发改价格〔2025〕136号），明确新能源上网电价全面市场化改革路径，标志着新能源电价从“政策驱动”迈向“市场驱动”。这一变革对新能源项目收益、行业竞争格局、电力市场建设及市场交易机制均产生深远影响，同时为新能源REITs带来新的投资机遇与挑战。中信建投公募REITs团队现就政策核心内容解读如下：
一、核心观点
（一）全面取消政府定价，新能源项目上网电量全部进入电力市场，电价由市场交易形成，标志着新能源行业从“政策驱动”向“市场驱动”转变，市场化进程加速，促进新型电力系统建设。
（二）在结算环节建立可持续发展价格结算机制，机制电量为新能源项目提供了市场化背景下的“保障性收购”，机制电价为新能源项目提供了新的“基准价”，差价结算机制降低了新能源项目收益波动性，长期投资稳定性增强，有利于吸引长期投资，促进新能源行业持续健康发展。
（三）区分存量和增量项目，分类施策。平衡新老项目关系。存量项目的机制电价与现行政策衔接，受政策影响较小。增量项目需通过竞价获机制电价资格，促使企业提升发电效率、降低成本，推动行业技术创新和进步，提高整体竞争力。
（四）享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行，即补贴电量、补贴电价的规则不变。优质存量项目的投资价值进一步得到体现。
二、政策核心内容解读
（一）政策出台背景
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新能源快速发展与政策驱动瓶颈
自2009年以来，得益于国家层面多项政策支持，新能源行业发展迅猛。截至2024年底，我国新能源发电装机规模约14.1亿千瓦，其中，太阳能发电装机容量约8.9亿千瓦，同比增长45.2%；风电装机容量约5.2亿千瓦，同比增长18.0%，新能源装机占比达全国电力总装机规模的42%，提前6年完成我国在气候雄心大会上承诺的“到2030年中国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”目标。
随着新能源渗透率快速提升，原有政策框架逐渐暴露以下问题：
①市场机制缺位：固定电价政策难以反映电力供需变化和系统调节成本，导致不同新能源类型间、新能源与煤电等电源责任分担不公；
②消纳矛盾突出：新能源装机规模快速增加，渗透率快速提高，新能源出力与电力系统灵活性的矛盾加剧，午间光伏出力集中导致市场电价大幅波动，晚高峰缺电时又缺乏调节能力；
③补贴依赖：部分项目过度依赖政策保护，技术升级与成本控制动力不足，难以适应市场化竞争需求。
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新型电力系统建设的战略要求
党的二十届三中全会明确提出“加快构建新型电力系统，健全绿色低碳发展机制”，要求通过市场化手段优化资源配置，推动新能源从“规模扩张”向“高质量发展”转型。与此同时，新能源成本大幅下降，各地电力市场规则逐步完善，为新能源全面参与市场交易创造了技术、经济与制度条件。
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国际经验与国内试点启示
德国、英国等新能源先行国家实行“差价合约+市场竞价”机制的成功经验，既保证了新能源企业的合理收益，又避免过度激励，有效促进了可再生能源发展，为我国提供了良好借鉴。国内现货试点省份的实践表明，新能源参与市场交易可有效提升消纳效率，但需配套机制对冲价格波动风险。
此次新能源电价改革借鉴国际经验，结合国情构建“市场交易+差价结算”双轨制，有利于实现新能源发展与电力系统安全的动态平衡。
（二）政策核心要点解读
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新能源上网电价全面由市场形成
政策要点：
推动新能源上网电量参与市场交易，完善现货市场交易和价格机制，健全中长期市场交易和价格机制。新能源项目（风电、太阳能发电，下同）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。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。
要点解读：
①全额保障性收购时代结束。
从类型上看，参与主体包括了所有类型新能源项目，包括陆上风电、海上风电、分散式风电、集中式太阳能、分布式太阳能等；所有类型的新能源公平参与市场交易，承担系统调节责任和费用；
从电量角度看，所有类型新能源项目上网电量全部进入电力市场。在电能量价值上，新能源与煤电等传统能源同台竞争；
从电价角度看，全面取消政府定价，电价由市场交易形成；
②电力市场交易规则更加完善
国家能源局发布的《2025年能源监管工作要点》明确提出了将在2025年底前，实现各省现货市场的基本全覆盖。本次新政进一步提出完善现货市场交易规则，适当放宽现货市场限价，是在四省份现货试点的实践基础上，发挥现货的价格发现作用和资源配置机制，促进新能源的全面接入和消纳。
新政强调要不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，鼓励签订多年购电协议，稳定市场供需，表明国家依然重视能源安全及能源供需稳定，电力中长期市场作为电量市场化交易的主体部分，在我国电力市场中仍将占据稳价供保“压舱石”的重要地位。
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新能源可持续发展价格结算机制
政策原文：
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（以下简称机制电价）、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。
要点解读：为新能源项目形成新的“基准价”。
在推动新能源全面参与市场的同时，在结算环节建立可持续发展价格结算机制。为新能源项目形成新的“基准价”。
机制电量为新能源项目提供了市场化背景下的“保障性收购”，机制电价为新能源项目提供了新的“基准价”，差价结算机制降低了新能源项目收益波动性。
通过“多退少补”的差价结算方式，让企业有合理稳定的收益预期，以市场机制维持新能源项目合理的投资回报，推动新能源项目的稳定和可持续健康发展，维持“电力”这一关键生产要素的价格在合理水平。
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存量增量分类施策
在新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限上，存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分，分类施策：
要点解读：
①存量与增量分类管理，保护存量项目稳定过渡，增量项目完全市场化定价，平衡新老项目利益，避免历史负担拖累行业发展。
存量项目的机制电价与现行政策衔接，通过开展差价结算，实现电价等与现行政策妥善衔接，受政策影响较小。增量项目通过竞价形成机制电价，促使企业主动提升发电效率、降低建设及运维成本，推动行业技术创新和进步，以提高整体竞争力。
②增量项目在政策初期按新能源项目不同类型分类，各地具体实施细则可能在机制电量、机制电价上有所区分。
③政策提出价格结算机制执行期限，考虑初期避免机制电量波动，体现了短期呵护发展，长远期看更多依赖竞争的发展思路。
④存量项目鼓励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。后续存量项目的技改、资本化支出规模可能会有所影响，但从投资回报角度考虑，陆上风电项目的以大代小项目的投资回报对发电企业是有利的。
增量项目以竞争纳入机制，此举将倒逼企业通过技术升级（如提高风机利用小时数、优化组件衰减率）降低成本，推动开发企业、设备制造商及运维企业从全生命周期考虑成本及收益，技术领先企业更具竞争优势，有利于行业健康发展。
⑤以2025年6月1日为节点新老划断，将引发新能源开发企业新一轮的抢装潮。
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结算方式及退出机制
政策原文：
对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用。
已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。
要点解读：
①电力市场交易与新能源可持续发展价格结算机制并行运行，差价结算在交易体系之外由电网企业按规定实施，结算差额纳入当地系统运行费用统筹，用以平抑新能源企业收益波动，利于吸引追求稳健现金流的长期资金进入新能源领域。
②未明确要求新能源项目必须参加，存量项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年，在期限内自愿退出后不再纳入机制，体现了保护性政策的过渡性质，远期看市场终将进入充分竞争阶段。
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政策实施与保障
政策原文：
各省级价格主管部门会同能源主管部门、电力运行主管部门等制定具体方案，做好影响测算分析。各地要在2025年底前出台并实施具体方案。
强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。
强化改革与优化环境协同，坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。
享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。
要点解读：
①考虑到不同地方经济发展情况、电力供需形势、电力市场建设、新能源发电占比等情况均有较大差异，由各地按照国家总体政策制定具体实施方案，自行确定实施时间，但最迟不晚于2025年底。
②政策明确纳入差价结算机制的电量不再重复获得绿证收益，同时新能源项目全面进入市场增加了绿证供给，短期内绿证价格可能承压。但长期仍受益于消纳责任权重考核带来的需求支撑，促使绿证市场供需趋于平衡，维持新能源电力环境溢价保持合理水平，有利于稳定新能源项目收益预期。
③政策强调优化电力市场、新能源开发建设环境，将有利于能源市场的资源配置回归市场化和经济性驱动，有利于新能源产业健康发展。
④享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行，即补贴电量、补贴电价的规则不变。优质存量项目的投资价值进一步得到体现。
三、政策对新能源行业的影响
（一）有利于增强新能源项目收益稳定
新能源可持续发展价格结算机制将显著降低新能源项目收益波动性，存量项目纳入机制电量部分对应的机制电价不高于煤电基准价，短期内对新能源项目收益影响有限，保障了存量资产现金流稳定性。
（二）有利于促进电力市场协同发展
新能源与煤电等传统能源在电力市场中公平竞争，全面参与市场交易，将促使新能源企业提升运营效率，优化资源配置，加速新能源行业的市场化进程，提高行业整体竞争力。
与此同时，完善现货市场和中长期市场交易机制，放宽现货市场限价，缩短中长期交易周期，提高交易频次，鼓励签订多年期购电协议等措施，将提升新能源市场渗透率，增强价格信号对资源配置的引导作用，降低企业长期风险。强化绿证与市场协同，推动绿色电力交易发展，新能源环境属性将进一步得到体现。
（三）有利于推动行业健康发展
存量项目鼓励通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，促进企业优化项目运营策略，以更强的市场分析能力、成本控制能力、风险管理能力和更精细化的运营管理能力，确保项目稳定运营和收益增长。
增量项目以竞争纳入机制，促使企业通过技术创新和成本控制赢得市场竞争，推动整个新能源行业技术水平的提升和建设成本的持续下降，有利于行业的可持续和高质量发展。
四、政策为新能源公募REITs带来全新发展机遇
（一）增强资产收益稳定性
新能源可持续发展价格结算机制的建立，有利于降低新能源项目收益的波动性。对于新能源公募REITs而言，底层资产的收益稳定性是影响基金收益的关键因素。差价结算机制通过“多退少补”的方式，有利于保障新能源项目在市场交易均价波动时仍能获得相对稳定的收益，从而为REITs提供更加可预测和稳定的现金流。绿证作为新能源电力环境属性的证明，将进一步提升REITs的盈利能力。新政的实施，将有利于提升新能源公募REITs的收益稳定性，降低投资者的风险。
（二）提升底层资产质量
政策将引领新能源项目实现由“政策驱动”向“市场驱动”的根本性转变，激励新能源公募REITs不断优化运营效率并增强自身竞争力。从更长期的角度来看，政策鼓励通过设备更新改造升级等途径来强化基础设施项目的市场竞争力，这一举措无疑将有效提升新能源公募REITs底层资产的品质，从而为REITs的稳健与长远发展奠定更为坚实的基础。
（三）提供更优质的可扩募资产
政策将为新能源行业带来更为广阔的发展空间和更为丰富的投资机会。随着新能源项目的盈利能力的稳定和资产价值的提升，新能源公募REITs将有更多的机会筛选和纳入具有核心竞争力的优质新能源项目作为其可扩募资产。优质的扩募资产将不仅有助于提升新能源公募REITs的资产质量和投资回报率，有助于提高基金的整体竞争力和抗风险能力，为基金的长期可持续发展提供有力保障。
（四）为投资者提供更优质的可选投资资产
区域政策红利：新政明确各地根据自身情况制定具体实施方案，经济发达、新能源消纳责任权重完成情况良好、绿证需求旺盛的地区，将为新能源项目提供更好的发展环境，这些地区的新能源公募REITs将更加具有投资价值。
稀缺资源价值：含补贴的新能源项目机制电量对应总收入的占比更低，受本次政策影响更小，属于较为稀缺的优质资源，投资价值凸显。
原始权益人优势：能源资产规模及品类更加丰富的大型电力集团原始权益人，在电力市场交易过程中更有资源整合及调剂优势，有利于保证交易收益和电量消纳。政策对运营管理机构综合能力和管理水平提出更高要求，依托其专业的电力营销与交易团队，以及成熟的客户服务流程和体系，新能源公募REITs基础设施项目可享受专业、及时、高效的电力交易服务，确保电力销售渠道与价格稳定，降低交易风险，保障交易收入稳定性。
五、风险提示
（一）政策执行差异风险
由于各地新能源发展状况和电力市场情况不同，地方在制定和实施具体政策细则时可能存在差异，政策执行效果或落地速度等因素可能影响新能源项目的建设进度和收益实现，可能增加投资风险。
（二）电力市场波动风险
电力市场价格受多种因素影响，如供需关系、能源政策、气候变化等，价格存在一定程度波动，进而可能影响相关新能源项目的收益稳定性。
（三）技术进步不及预期风险
（转自：中信建投证券投行委）
