潘俊田/文 2月9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》（下称《通知》），指出将推动新能源上网电价全面由市场形成，建立健全支持新能源高质量发展的制度机制。其中，最受关注的是《通知》明确提出“新老划断”，即以今年6月1日为界，在这之前投建并网的新能源项目实行原有政策；6月1日及以后投建并网的项目实施新政策。

市场普遍认为，新能源上网电价全面市场化后，新能源项目投资收益率将发生变化，这将影响对新能源项目投资的积极性，今年6月1日之前或将出现“抢装潮”。

记者从多位经销商处了解到，目前各大光伏组件厂商都在陆续准备涨价，涨幅预计在2分/W—3分/W。有头部厂商要求经销商审查订货合同，如在本周三（2月12日）之前未付清所有款项，拟将原有购货合同作废。

新能源全面入市

国家发展改革委、国家能源局负责人在接受采访时提到，之所以要深化新能源上网电价市场化改革，是因为新能源发电规模已超过煤电装机，新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，亟需深化新能源上网电价市场化改革，更好发挥市场机制作用，促进行业高质量发展。

去年年中，在一场行业会议上，国家发展改革委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶介绍，2024年政府将做好新能源相关领域的制度供给工作，其中最后一项即为“推进电力市场建设，推动可再生能源进入电力市场，深化可再生能源价格市场化改革，通过保障收购与市场交易双轨推进可再生能源消纳。”

陶冶表示，当新能源占比超过20%后，电力系统安全稳定运行将面临较大挑战，而2024年国内风光发电量占全社会用电量比重已经接近此值。

因为新能源发电具有间歇性和不稳定性的特点，即难以准确对新能源发电效果进行预测，电网近年来陆续出现转动惯量降低、故障特性变化、低压大量接入导致电流倒送等问题。此前，电网已经陆续开展新能源发电项目暂停并网、承载能力评估等工作。

这些费用主要由电网承担，也即“没有公平承担电力系统调节责任”。山东省太阳能协会常务副会长、秘书长张晓晖在去年的同一场行业会议上介绍：“电网公司认为，户用光伏存在‘不交税、不调峰、不分摊、不配储、不入市’问题，后续需要逐步承担相关费用。”

新能源上网电价全面市场化之后，将和原有的火电、水电等一起通过市场竞争形成电价——“价低者得”，不再执行固定电价模式。同时为了保障新能源发电项目收益，将建立机制电价制度，每年确定一定的机制电量规模，并对其设立机制电价，当市场价格高于机制电价价格区间，企业要“退钱”；而当市场价格低于机制电价价格区间，企业会获得补贴。

同时，对新能源电站项目的机制电量规模和机制电价进行新老划断。在全部电量原则上市场化的前提下，以2025年6月1日为界，6月1日之前建成并网的项目，机制电量依旧执行保障性收购，机制电价依旧执行现有政策，但不得高于煤电基准价；6月1日及以后投建的项目，保障性收购电量由实际消纳情况确定，机制电价由项目之间竞价形成。

此前广东、浙江、新疆、江苏、湖北、辽宁等省份已发布2025年新能源入市规则，明确了2025年后，投建并网的新能源项目市场化比例将持续提升。

《通知》也指出，允许地方因地制宜确定实施时间，但最迟不晚于2025年底。

或出现“抢装潮”

一般而言，新能源项目根据上网电价确定自身收益率，当电价较高时，收益率也较高。此前，新能源项目普遍实行按照固定价格进行全额保障性收购，即发出来多少电，电网按照固定价格收多少电，新能源项目投资方可以清晰测算自身收益。

“《通知》下发后，可能会对电站开发项目产生影响，比如出现收益率不稳定，部分投资方投资意愿下降的现象，因为现在并没有确定后期的入市价格到底怎么形成。”一位头部光伏开发企业市场负责人表示。

因为新能源发电，尤其是光伏发电存在午间过量发电，晚间发电过少的现象，上网电价波动极大，部分省份曾出现过“负电价”现象，这让很多投资者对新能源上网电价市场化心有余悸。

因此，光伏业内人士预计为了延续使用目前电价机制，一波企业会赶在6月1日前抢装光伏，这可能会带来光伏组件价格的上涨。

有光伏组件经销商曾告诉记者，市场上，晶科能源的光伏组件在春节前已经出现了每瓦0.03元的涨幅。 以此计算，一兆瓦的光伏项目，光伏组件成本上涨3万元。

《通知》发布后，该经销商告诉经济观察网：“节前，市场对政策落地有预期，因此，当时市场价格就已经进入博弈期。”

该经销商表示，上周五，其接到了头部光伏厂商的通知，要求经销商审查订货合同，如在本周三（2月12日）前，未付清所有款项，拟将原有购货合同作废。“预计6月1日之前出货的组件将会非常多，价格也会水涨船高，之前的低价单没有意义了。”

记者就此征询多家头部光伏组件企业，截至发稿没有获得回复。