2月10日，国信证券发布《新能源上网电价市场化改革推进，新能源发电项目收益率有望维持合理水平》的研究报告，报告指出，新能源全面入市电价机制出台，稳定电价预期。

报告具体内容如下：

2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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》，并要求各地要在2025年底前出台并实施具体方案。全面推进新能源入市交易，全电量无差别市场定价。《通知》明确提出，新能源项目（风电、太阳能发电）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。在现货市场中，现货市场放宽限价，允许电价在工商业尖峰电价与新能源成本收益间浮动，由省级价格主管部门确定。在中长期市场中，缩短交易周期至“周、多日、逐日”；绿电交易明确分立电能量价格与绿证价格。此外，鼓励新能源企业与用户签订多年购电协议。建立差价结算机制、“多退少补”稳定电价，保障企业预期收益。市场外建立差价结算机制，纳入机制的新能源电价水平（机制电价）、电量规模、执行期限等由各省相关部门明确。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。对纳入机制的电量，市场交易均价与机制电价差额由电网差价结算，结算费用纳入系统运行费用。其中，市场交易均价根据电力现货市场运行情况分别确定：现货市场连续运行地区按照月度同类项目加权平均价格确定；现货市场未连续运行的确按照中长期同类项目加权平均确定。

2025年6月1日为节点新老项目划断，分类确定机制电量&电价。

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。

2025年6月1日以前投产的新能源存量项目：（1）电量规模，由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源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。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项目：（1）每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量。（2）机制电价，由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。（3）执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。

新能源可持续发展价格结算机制的退出规则。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。

研报认为，新能源全面推进入市电价方案出台，建立差价结算机制，明确新老项目划断节点，全面推入市场交易同时阶段性稳定企业合理预期收益。2025年上半年可能会刺激行业抢装。考虑到国家政策出台，但机制电价、机制电量、竞价限制等细节还需地方根据自身情况制定，预期未来新能源区域差异化仍将凸显。

研报全文：新能源发电重大政策点评：新能源上网电价市场化改革推进，新能源发电项目收益率有望维持合理水平.pdf

此外《中国经济网》也刊文指出，业内人士称，新能源上网电价全面由市场形成，存量增量分类实施支持措施，有利于形成真实的市场价格，促进电力资源高效配置，引导新能源行业健康有序发展。各类电源在电力系统中的价值将得到更充分体现，更好引导新能源与调节电源、电网协调发展，能够极大促进全国统一电力市场建设。