光伏上网电价市场政策点评

　　SOLARZOOM新能源智库  2025-2-10

　　本报告讨论以下几个问题：

　　（1）政策要点梳理及光伏电站的电价构成。

　　（2）光伏电站的IRR怎么计算？

　　（3）本政策对电力用户、光伏电站运营商、EPC企业、光伏组件企业、储能电站运营商的影响？

　　（4）深度解读：本政策的意义及对能源革命的影响？

　　一、政策要点梳理及光伏电站的电价构成

　　国家发改委、能源局《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》（简称“本政策”）的文件于2025年1月27日下发，2月9日向市场公布，适用于集中式光伏电站。分布式光伏政策详见2025年1月17日下发、1月23日向市场公布的《分布式光伏发电开发建设管理办法》。

　　本政策要点如下：

　　（1）包括光伏在内的新能源发电的上网电价全面进入电力市场，通过市场交易形成价格，而不再由发改委、能源局确定价格及保障性收购年利用小时数。

　　SOLARZOOM新能源智库点评：2013年9月-2020年，我国光伏上网电价是“度电补贴”政策；2021年-2025年5月是“平价上网、保障性收购年利用小时”政策；从2025年6月开始光伏上网电价全面市场化。其政策变化的背景是：我国光伏组件价格从2013年超过4元/W下降至不到0.7元/W，度电成本随之大幅下降；国家政策导向将增量项目中光伏度电成本的下降优惠让渡给终端电力用户，以实现显著的能源降本。

　　（2）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，建立新能源可持续发展价格结算机制。

　　SOLARZOOM新能源智库点评：在本政策出台前的电力市场化交易，电能量交易主要分为中长期、现货两个市场，以中长期为主，现货市场为辅。

　　中长期交易市场以年、月、多日、日等为时间跨度；现货交易市场以5-15分钟为时间跨度。一般而言，发电企业通过中长期市场锁定大部分发电量的价格，从而可从中长期市场电价中收回折旧等固定成本；而现货市场发现时点、节点的价格，在供给充足的情况下遵循边际定价原则。因此，在不出现电力短缺情况下的中长期市场价格相比现货市场平均价要略高一些。

　　新能源发电参与中长期电力交易市场最大的问题在于其间歇性、波动性、不可预测性，新能源发电的出力曲线与负荷曲线的形状差异性极大，而电力在不同时点的价格又是差异极大的，因此，新能源发电大规模参与中长期市场势必给电网带来巨大的调峰成本。

　　新能源可持续发展价格结算机制，本质上是解决光伏发电整体参与电力交易市场所带来调峰问题。因此，在“中长期交易价格均值”、“现货交易价格均值”之外，本政策推出了一个只有新能源机组参与的全新的竞价市场，以便于在新能源发电机组中间交易出一个价格，即：“新能源可持续发展价格结算机制下的价格均值”。根据SOLARZOOM新能源智库的预判，从长期来看以下不等式应当成立：中长期交易价格均值（简称：中长期价格）>2025年6月后项目新能源可持续发展价格结算机制下的价格均值（简称：机制价格）>现货交易价格（简称：现货价格）。其中：价差1（中长期价格-机制价格）用于补偿新能源电力调峰，价差2（机制价格-现货价格）用于收回折旧等固定成本。

　　（3）光伏上网电价政策以25年6月1日为界，新老划断。老项目收益不变，但将“保障性收购小时数”概念换成了“机制电量”。

　　SOLARZOOM新能源智库点评：历来的光伏上网电价政策的模式突变或价格水平突变都是新老划断。原因是，老项目的组件价格高、系统成本高，如果政策突变则对存量资产的价值影响过大。而新项目组件价格降低了，按照市场化方式竞争出一个较低的电价，从而使得25年6月1日以后新增项目的IRR水平保持正常水平，这是较为合理的。

　　根据本次政策，对于25年6月1日前投产的项目，原来的政策是：保障性收购年利用小时数内的电量执行基准电价（对应于2021年前的“脱硫煤电价”），保障性收购年利用小时数外的电量参与电力现货市场。新政策与原有政策衔接，故而“纳入机制的电量”就相当于原来保障性收购利用小时数内的电量，“未纳入机制的电量”相当于原来保障性收购利用小时数外的电量。机制电价，按照现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价（注：是固定值，而非由市场交易出来的值）。执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。

　　（4）对于25年6月1日后新投产项目，其发电量分为“纳入机制的电量”和“未纳入机制的电量”。在执行期限内，纳入机制的电量，执行机制电价（价格较高）；不在执行期限内的，或者未纳入机制电量的，参与现货交易（通常均价较低，注：这句话本政策没有明确，但实际上就是这个意思，因为原先保障性收购小时数外的电量就是参与现货市场）。

　　其中，总机制电量与非水可再生能源电力消纳责任权重挂钩，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。单一项目的申请量小于等于其发电量，最终单一项目纳入机制电量的发电量由竞价所确定。机制电价由已投产及12个月内即将投产项目按技术分类（预计风电、光伏分开）组织竞价，价格由低到高，以当地“累计申报电量=总机制电量”时的最高报价（不得超过竞价上限）为准。执行期限按同类项目收回初始投资的平均期限确定。

　　SOLARZOOM新能源智库点评：本政策规定，当某地未完成当地、上年非水可再生能源消纳权重的，当年机制电量调增，因此，众多光伏项目竞争出来的机制电价就更高；当某地超额完成当地、上年非水可再生能源消纳权重的，当年机制电量调减，众多光伏项目竞争出来的机制电价就更低。这一机制将“非水可再生能源消纳权重”、“机制电量”、“机制电价”、“项目IRR”四者挂钩，从而促使由全市场电站投资资本的力量推动国家对非水可再生能源消纳权重指引的达成。

　　根据本政策规定，已纳入机制的新能源项目，原则上允许自愿退出。但实际上，由于机制电价相比现货电价能帮助新能源电站项目收回折旧等固定成本，电价必然更高，故而通常不会有企业选择退出。

　　（5）机制电价与市场电价的差异，纳入当地系统运行费用进行摊销。现货连续运行的地区，由现货价格的加权平均确定市场电价；电力现货未连续运行的地区，由中长期价格的加权平均确定市场电价。

　　SOLARZOOM新能源智库点评：对于光伏电站运营商而言，原则上优先参与“新能源可持续发展价格结算机制”下的竞价，发电量超出机制电量的部分则参与现货交易。因此，机制电价与市场电价的差异到底是多少，对于光伏发电企业而言是不需要关心的，这一部分由全市场所共同承担。

　　从这一条可以看出，新能源可持续发展价格结算机制的本质，是系统性的解决光伏风电的发电出力曲线与电力负荷曲线形状不同所带来的调峰问题。

　　二、光伏电站的IRR怎么计算？

　　根据本政策，对于2025年6月1日后的光伏电站项目，其参与新能源可持续发展价格结算机制的报价，会考虑以下因素：发电小时数（含辐照小时数及系统效率）、光伏组件价格、系统BOS成本（含可变成本、路条费、垫资成本及建设期利润）、电站要求的IRR（含其自己的资金成本、资金收益）、运维成本。

　　由于全市场几乎所有新项目均参与竞价，而某一地区的总机制电量小于各项目的总发电量，故而最终的机制电价，是由所有参与竞争项目中的边际企业的“发电小时数、光伏组件价格、系统BOS成本、电站要求的IRR、运维成本”五者所确定。

　　因此，当某一项目的发电小时数高于省内其他项目，光伏组件价格、系统BOS成本、运维成本低于省内其他项目，其按照当地统一出清的机制电价反推的IRR就会比其他竞争对手的平均水平更高。

　　当然，辐照资源好、地质结构好的项目，其路条费就会更高。因此，对于电站运营商而言，要想获得超额收益（更高的IRR），就要追求更高的系统效率、追求更低的组件价格、更低的小EPC成本、更低的融资的成本、更低的运维成本。

　　三、本政策对各方的影响？

　　（一）电力用户

　　表面上看，本政策对于电力用户没有直接影响。但实际上，由于在本政策下光伏、风电全电量参与市场化电力交易（含机制电量及现货电量两部分），且以制度化手段推动非水可再生能源消纳责任权重不断提升，扩大低成本的新能源发电的占比，故而有利于在风光资源丰富时段电力现货交易价格的进一步下降。

　　当前，电力用户可以在以下三种模式中选择成本更低的方式：（1）向电网买电，（2）参与中长期市场并向发电企业/售电公司买电，（3）参与现货交易并向发电企业/售电公司买电。毫无疑问，在光伏风电装机保有量超过1400GW、风光发电量占比接近18%的当下，各地电力现货交易价格的均值远低于中长期价格均值。

　　故而，本政策虽然对电力用户的电价没有直接影响，电力用户也没法参与机制电量。但本政策促进新能源全面参与电力市场，有利于电力现货价格的降低，故而有利于采用第三种模式（参与现货市场）购电的电力用户的用电成本降低。

　　（二）光伏电站运营商

　　本政策对25年6月1日前存量项目的光伏电站运营商影响不大。

　　对于25年6月1日后新增项目的电站运营商而言，要想获得未来的竞争力，必须要大幅压缩水分较多的“系统BOS成本”。

　　表面上看，任何一个电站运营商，要做的事情都是去找到好的资源、追求更高的系统效率、追求更低的组件价格、更低的小EPC成本、更低的融资的成本、更低的运维成本。因此，光伏电站的电价市场化与否，似乎并不影响电站运营商要去做的事。

　　但在过去，在基准电价下执行保障性收购利用小时数的电站，其在执行期限内的电价是不变的。故而，系统BOS成本的高低，只要全市场各项目都一样，则是站在同一起跑线上的。

　　而在未来，在新的政策下，2025年6月投产的项目在2030年6月的电价，必须要和2030年5月投产的项目去竞争电价。那么，如果在2025年6月投产项目的系统BOS成本如果还是超过2元/W，而2030年5月投产项目的系统BOS成本降到了1元/W，显然，2025年6月项目的收益率就不如2030年5月投产项目的收益率高。因此，在新的机制下，使得光伏电站之间的竞争不仅是“横向PK”还要“纵向PK”，与未来的项目竞争。那么，当前水分较多的系统BOS，是不是又该降一下呢？

　　由此，大幅降低光伏电站的收购价格，特别是降低系统BOS成本，会是本次政策所带来的重大影响。

　　而对于可以在2025年6月1日前并网、也可以在2025年6月1日后并网的电站运营商而言，将项目并网时间提前至6月1日前，可以按照“老项目”确定电价模式。在其他条件不变的情况下，“老项目”的机制电价是按照现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。显然，这一水平会高于开展市场竞争后的“新项目”的机制电价。

　　由此可以推断，在2025年5月31日前，中国光伏市场会出现一波集中式电站的“抢装”，但规模有多少尚需要进一步研究。

　　（三）光伏组件企业

　　本政策中虽然没有提到任何一句关于未来的光伏装机量，但实际上，本政策对于未来中国的光伏装机量给出了明确的指引。

　　原因是，本政策明确了某地“非水可再生能源消纳责任权重”与总“机制电量”之间的反相关关系。也就是说，相比各地给定的非水可再生能源消纳责任权重，光伏装机量越大的地区，机制电量就越少，其竞争出来的机制电量就越低，线性外推的IRR就越低，下一期这一地区的光伏装机量就越少。而相反，光伏装机量越小的地区，机制电量就越多，其竞争出来的机制电量就越高，线性外推的IRR就越高，下一期这一地区的光伏装机量就越多。

　　因此，本政策所给出的机制，使得“非水可再生能源消纳责任权重”的政策可信度大幅上升，由全社会电站投资资本的力量来保证“非水可再生能源消纳责任权重”的实现。但反过来说，国内光伏的新增装机量很难超预期了（但也不会太低于预期）。基本上，可以按照各年“非水可再生能源消纳责任权重”之差，除以全国光伏发电小时数，即可算出各年国内的光伏新增装机量。

　　对于组件价格而言，这是由全球的光伏制造业供给与需求所决定的。由于本政策使得2025年6月后同一地区、不同时期的光伏电站要跨期进行电价的竞争，故而当组件价格过高时，组件需求就会降低，否则电站运营商就有可能在跨期竞争中处于更不利的位置；组件价格低时，组件需求就会提升。可以说，本政策可以起到一定的稳定光伏组件价格的作用。

　　而对于新电池技术而言，本政策的竞争机制使得2025年6月的TOPCon电站或许要与2030年5月的HJT电站、2035年的HJT+钙钛矿叠层电站来共同参与电价竞争，所以，高效率、未来降本空间大、高双面率及低温升系数的技术路线，只要其生产成本及售价能降下来，就能获得终端电站市场的青睐。本政策利好新技术！

　　（四）EPC企业

　　对于EPC企业而言，本政策的出台会带来25年6月1日前的一波抢装。

　　但更严峻的挑战是，EPC环节过去粗放式管理的时代结束了。如果电站运营商过去只会考虑与同时期的项目去竞争电站收购价，但未来面临跨时的竞争，必然会拼命挤压水分。因此，EPC企业只有顺应“挤水分”的行业趋势，才能获得大的发展。

　　当然，EPC企业的核心价值之一是垫资，故而，资金成本如何降低，也是需要重点去思考的。

　　（五）储能电站运营商

　　本政策似乎只有一处讲到储能，但实际上，国家对于储能发展的方向已经有了明确的指引。在过去五年，我国各地的集中式光伏项目，都要配置一定比例的储能。但本次政策提到“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”。换言之，本政策中的25年6月1日后的光伏“机制电价”对应的是纯光伏的发电出力曲线。那么，未来的储能会如何发展呢？

　　有两种模式，第一是独立的第三方储能（无论是在用户侧、发电侧还是电网侧）。由于新能源全面参与电力市场，且2029年后我国电力现货市场将全面建成，故而储能运营商可以在现货市场上高抛低吸，由电力的市场化机制帮助电网实现电力的调峰并以此获利。

　　第二是光伏发电侧的直流端储能（无论是集中式电站还是分布式光伏）。由于光伏电站已经拥有了逆变器、交流电缆、升压变，故而在这一配置的基础上将逆变器换成双向变流器（PCS），并增加直流侧的储能电柜，就能将光伏电站升级成为一个光储电站。根据本政策，任何一个光伏电站可以参与机制电量的竞争，也可以不参与。对于光储电站而言，自然是将中午低电价时段的光伏电全部存储起来，等到傍晚电价最高的时段进行放电，才是收益最高的。因此，光储电站是不需要参与本政策下的新能源可持续发展价格结算机制的，可以直接参与电力现货市场，与火电去竞争那一高电价时段的出力。

　　在上述两种模式中，第一种模式的储能系统成本更高，而电价差更大（傍晚时段的现货电价-中午时段的现货电价）；第二种模式的储能系统成本更低（光储电站成本-光伏电站成本），而电价差更小（傍晚时段的现货电价-光伏机制电价）。最终，这两种模式下，储能电站运营商IRR可能比较接近，而通过市场竞争机制，这两种模式下的IRR最终会趋同。

　　四、深度解读：本政策的意义及对能源革命的影响？

　　最后谈一下本政策的意义，及对能源革命的影响。

　　（一）本政策的关键意义

　　（1）光伏发电从2020年前的“补贴时代”、2020-2024年的“平价时代”进入2025年后的“低电价时代”。

　　（2）本政策，加上春节前出台的《分布式光伏发电开发建设管理办法》（其中，允许6MW以上的大型分布式光伏项目的余电在电力现货连续运行地区参与电力现货交易），使得我国光伏发电全面参与市场交易。

　　（3）光储电力全面替代火电的时间点越来越近。过去，光伏发电只能替代“9-15点”区间的火电，而无法大规模替代其余时段的火电。但当光储电站可以全天候自由参与电力交易时，就可以替代“15-24点及0-9点”时段内的火电。当“1W光伏+2Wh储能系统在电力现货市场上的IRR”大于“纯光伏电站大部分电量参与机制电价、少部分电量参与现货市场的IRR”，电站运营商就有动力去大规模实施光储电站，而非光伏电站。

　　（4）以市场化机制将“非水可再生能源消纳责任权重”与光伏新增装机量、电站IRR联系起来，并确保“非水可再生能源消纳责任权重”政策目标的实现。国家“非水可再生能源消纳责任权重”政策的传导机制正式形成。

　　（5）光伏电站的跨期竞争格局形成，不同时期的电站要在机制电价上开展竞争。这将导致电站运营商对当前系统BOS环节的高昂成本开展挤压，3元/W左右的光伏电站收购价格或将一去不复返。这将有利于光伏全产业链的充分降本，以电价的竞争倒逼系统BOS成本的跨期竞争。

　　（6）电站运营商的IRR将再也算不准，光伏电站资产的收益波动性将变大。

　　（二）本政策对能源革命的深远影响

　　本政策对于能源革命的意义是深远的。

　　2035年后以“风光储氢”作为核心的第三代能源，兼具“充足性、清洁性、独立性、和平性、经济性、安全性、时间可移动性、空间可移动性”八大优势，虽然“能量密集性”低于传统化石能源，但仍然具备成为全球第一大主力能源、在发电量占比中超过80%的潜力。以风光储氢大规模替代煤油气而成为人类第一大主力能源，就是能源革命的主要内容。

　　中国推进能源革命，既是积极的，又是稳妥的，我们一贯强调“先立后破”。因此，在2024年初火电上网两部制电价政策出台、最近两年火电机组大规模装机并形成充分的调峰能力、风光发电量占比达到18%左右后，我国才全面引导新能源进入电力现货市场。

　　根据国家能源局的统筹组织、中国电力企业联合会在2024年11月编写发布的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，从2025-2029年，将是我国电力现货市场建设的关键时期：“到2025年，初步建成全国统一电力市场，电力市场顶层设计基本完善，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一。到2029年，全面建成全国统一电力市场，推动市场基础制度规则统一、市场监管公平统一、市场设施高标准联通。”

　　因此，我们在2030年后的中国电力市场，必然能看到光储电力对传统火电的全面存量替代。为了确保高成本、高环境成本的火电退出电力市场过程不会导致大规模失业、电力供应不足及安全性风险、社会矛盾激化，我国必须合理控制光储电力替代火电的速度，火电机组达到退役时间，或不满足环保条件、市场竞争力的，稳步淘汰。本次政策将“非水可再生能源消纳责任权重”达成情况作为反方向影响机制电量的关键指标，就很好起到了合理调控能源革命速度的作用。

　　众所周知，从经济性的角度看，风光储氢大规模替代存量火电的条件已经在2023年底实现。而从现实层面上，要实现最终的能源革命，必须要解决新型电网的技术及新能源参与机制问题，必须要用市场化的方式而非行政化的手段，必须要解决我国东部沿海地区光伏大规模发展所需要的土地问题，必须要解决我国以省市为单位的大规模能源革命的模式问题，必须要解决火电既得利益集团的利益调整问题。

　　现在看来，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》、《能源法》、《分布式光伏发电开发建设管理办法》及本政策的出台，让光伏电站全面参与电力市场，标志着新型电网的技术问题及新能源参与的机制问题已经有了解决方案，标志着以市场化方式推动能源革命的机制形成。未来能源革命的工作重点，虽然继续推动光伏、风电、储能和氢能的降本仍很重要，但更关键的任务是：在我国东部沿海地区找到适合光伏发展的合适土地，形成以城市级光储氢能源商业模式及解决方案，并最终由国家协调新能源利益集团与化石能源利益集团之间的利益关系，完成习总书记在党的二十大报告中所提到的“深入推进能源革命”。

　　可以期待的是，中国有望在“相比2060碳中和目标提前10年的2050年”实现碳中和，并在第三次能源革命中引领全球。