新能源上网电价市场化改革影响深远。在行业人士、专家看来，新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上将全面进入电力市场，上网电价也将通过市场交易形成。这一改革将重塑投资逻辑，从“规模优先”转向“量价协同”，投资布局也将向消纳能力强、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，将引导项目精准落地。

　　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》，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。

　　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。他们认为，新能源全面入市并通过市场化机制形成电价，给行业发展带来了挑战。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，计划电和市场电双轨制将逐步取消。

　　同时，新能源大规模发展对新型电力系统提出更高要求。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。这在一定程度上影响了投资的有效性。但随着市场化机制的深入，新能源电价机制将全面市场化，行业也将面临深刻变革，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，重构投资逻辑与竞争格局。

　　然而，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。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。

　　面对新情况，行业须从多角度发力，包括布局提质扩量、资源普查、创新海陆源网协同模式、持续推进沙戈荒基地建设、加强分布式能源就近利用、把握电价预测等。同时，要注重创新，提高负荷灵活调节能力，完善绿证绿电交易机制。国家电投集团也正从创新规划模式、拓展应用场景、依托AI技术构建电价预测模型等方面破局。

（文章来源：上海证券报）