来源：中国经营报
中经记者 张英英 吴可仲 北京报道
自6月1日起，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。这也意味着，光伏发电即将告别固定上网电价时代。
这一变化正是源于今年2月发布的“136号文”——《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）。
自上述政策发布以来，光伏项目投资决策和收益模型面临重大变化，使得投资商变得更为谨慎，更加重视项目收益率和企业盈利能力。在此背景下，一些光伏项目已陆续宣布终止。这些项目规模小到几个兆瓦（MW），大到数十吉瓦（GW），涵盖了分布式和集中式不同类别。
在业内人士看来，新能源上网电价新政将推动新能源投资逻辑重构，倒逼提高新能源资产全周期竞争能力。自此，我投资由规模扩张向效益与规模并重的高质量发展方向转型。
盈利面临不确定性
新能源上网电价由市场形成，给电价波动增加了不确定性，也必然影响电力投资商的盈利能力。
国电电力（600795.SH）在年报中提到，随着新能源进入电力市场交易，受政策、负荷、电力结构等多种因素影响，新能源电价存在不确定性，结算电价存在下降风险。同时，（600011.SH）也在年报中指出，受新能源出力特性影响，叠加消纳压力，新能源或将面临消纳和电价的双重不确定因素，公司结算电价存在下降风险，或将影响总体收益。
张传名向记者表示，考虑光伏电站造价不断下降，上网电价向下是必然趋势，新政影响只是确定了电价下降的趋势。对于东南沿海新能源比例较低的省份，预计价格下降空间有限，将长期在可预测区间内波动。因而，新能源投资收益有所下滑，但整体变化不大。对于西北新能源比例已经很高的省份，价格风险将比较大。
TrendForce集邦咨询方面向记者表示：“新能源项目全部入市后，上网电价将由市场供需关系决定，光伏项目收益不确定性增强，投资企业需做好项目风险评估和防控，合理安排发电计划和销售策略，加大技术研发与成本管理，更好应对市场电价波动，增强自身盈利能力。”
记者关注到，为防范短期出现的投资风险，部分央企暂时改变了新能源电源开发投资策略。
一位电力央企投资商的开发负责人此前告诉记者，受新能源上网电价新政影响，自己所在的公司基本暂停开发光伏项目，目前主要考虑政策影响偏小的陆地风电项目和海上风电项目。
也有一些央企对上述政策变化早有预期和准备。（600905.SH）高管在业绩说明会上回应2024年新增并网光伏装机规模为何较前年大幅下降时表示：“公司综合考虑2024年电力交易市场化进程，结合分析区域电价差异、消纳情况等因素，侧重更具有投资价值的光伏项目。”
（601778.SH）高管指出，在新投建项目方面，公司在各地细则出台前会将工作聚焦在消纳和电价确定性高的项目，严格评估自投项目机会。针对存量资产，进行电站项目的全生命周期管理和精细化运营，加强电力交易团队和能力建设，积极参与市场化交易和寻求绿电交易，力争稳定甚至提高结算电价。在开发方面，拓展源网荷储一体化、海上风电、风光制氢、抽蓄调峰、数据中心等园区绿电直连合作在内的新模式，积极储备项目资源，蓄力发展和变现。
实际上，新能源上网电价新政不仅将重塑新能源收益模式，也将改变新能源投资竞争格局。上述晶科科技高管认为，头部企业将通过精细化管理，提高资产运营、电力交易能力，以形成更高的竞争壁垒。
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