在行业人士、专家看来，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，将重塑投资逻辑——从“规模优先”转向“量价协同”，投资布局将向消纳能力强、电价水平高的区域倾斜。同时，通过现货市场节点电价、容量补偿等机制，引导项目精准落地。企业应通过技术创新应对挑战，例如优化选址、精准功率预测、提升电力营销能力，并推动风光储多能互补与产业融合

　　再过半个月，新能源行业将迎来一场“大考”。根据今年2月发布的《国家发展改革委 国家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》(下称“通知”，自6月1日起，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。

　　近日，在第三届新能源电力发展论坛暨第九届新能源电站设计、工程与设备选型研讨会上，行业人士、专家对通知相关内容、行业未来发展进行了探讨。

　　挑战：行业面临深刻变革

　　“当前，光伏装机快速增长带来‘成长的烦恼’。由于新能源渗透率不断提高，新能源价格在供需关系影响下持续走低，在一些地区开始出现消纳难题。”中国光伏行业协会执行秘书长刘译阳说。

　　刘译阳表示，随着通知的发布实施，新能源将全面入市并通过市场化机制形成电价，这给光伏行业发展提出了挑战。文件出台的宗旨是要发挥市场在资源配置中的决定性作用，“这意味着计划电和市场电双轨制会逐步取消，电站开发‘轻运维、轻运营、轻未来长期收益考量，设备选型简单，造价投资一味降低，重渠道开发’的模式，将一去不复返”。

　　在水电水利规划设计总院新能源研究院副院长张佳丽看来，新能源大规模发展对新型电力系统提出更高要求。“各地都在评估政策对地区新能源开发电价的影响，目前价格政策的不确定性较大，新能源收益的不确定性增加，须重新构建投资模型。”张佳丽坦言，这在一定程度上影响了投资的有效性，主要体现在电能量市场有一些不确定性、绿色权益市场未充分体现以及辅助服务市场有待完善三个方面。

　　“通知的发布实施，标志着新能源电价机制全面市场化，行业面临深刻变革。”山东电力工程咨询院风光资源专业主任孙锐表示，这将推动新能源上网电量全电量入市，电价由市场交易与机制电价共同形成，存量与增量电站分类施策，将重构投资逻辑与竞争格局。

　　机遇：从“规模优先”到“量价协同”

　　“新的挑战也意味着新的发展机遇。机制电价将通过月度交易均价结算，既对冲市场波动风险，也赋予了企业通过优化项目布局获取更高收益的可能性。”刘译阳说。

　　据介绍，山东、江苏等电力需求旺盛、消费能力强的地区有望受益，绿电溢价、碳资产联动机制也给予企业更多增收渠道，尤其是近期绿证核发等一系列支持政策的推出，使新能源“环境溢价”越来越高。

　　国网能源研究院新能源所副室主任叶小宁表示，市场化电价将加速向发电成本趋近，这是行业走向高质量发展的必经之路。这将重塑投资逻辑——从“规模优先”转向“量价协同”，投资布局将向消纳能力强、电价水平高的区域倾斜。同时，通过现货市场节点电价、容量补偿等机制，引导项目精准落地。

　　应对：行业应从多角度发力

　　张佳丽认为，面对新情况，行业须从多角度发力：布局方面，坚持提质扩量，推动新能源高质量发展；资源方面，加快推进资源普查，摸清资源底数；消纳方面，创新海陆、源网协同模式；市场拓展方面，持续推进沙戈荒基地建设；利用方面，加强分布式能源就近利用；交易方面，把握电价预测，做好电力市场应对措施。与此同时，要注重创新，提高负荷灵活调节能力，还要强化机制，完善绿证绿电交易机制，提升中国绿证国际认可度。

　　“通知的发布实施，是新能源发展历程中的一个重要节点，既带来了挑战，也蕴含着推动行业变革升级的机遇。”张佳丽说。

　　国家电投集团经济技术研究咨询有限公司战略与情报所资深高级主管、高级工程师张冲表示，通知的发布实施，推动新能源电价机制向市场化深度转型，行业须直面挑战、主动求变。

　　张冲透露，国家电投正从三方面破局：一是创新规划模式，统筹新能源与经济社会协同发展，计划在“十五五”期间将沙戈荒大基地新能源占比提升至60%，并探索深远海风电技术；二是拓展应用场景，重点布局零碳园区、绿电铝、“新能源 绿色氢氨醇”等，例如在西北地区实现电解铝项目绿电比例70%，且不挤占电网调峰资源；三是依托AI技术构建电价预测模型，开发全国分省投资地图，支撑基建项目精准决策。

　　孙锐认为，企业应通过技术创新应对挑战，例如优化选址、精准功率预测、提升电力营销能力，并推动风光储多能互补与产业融合，以降低投资风险、提升消纳能力。