新能源全面入市，差价合约稳健托底

明确新能源全电量入市
新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成。政策取消政府保障性收购模式，推动新能源全面参与市场。改革优化现货市场价格机制（放宽限价）、中长期市场（缩短交易周期、提高频次）及绿电交易规则（明确电能量与绿证价格）。

引入差价补偿机制
建立市场外差价结算机制，若市场交易均价低于“机制电价”，电网补偿差额；反之，企业返还超额收益。存量项目（2025年6月1日前投产）补偿电量不超过上一年度，补偿电价不高于当地煤电基准价；增量项目补偿电量规模取决于消纳责任权重完成情况，未来整体呈下降趋势。增量项目“机制电价”通过竞价确定，初期按技术类型分类，价格预计接近市场均值。

政策协同效应
纳入差价机制的电量不得重复获得绿证收益，电网可通过市场化方式采购新能源电量，新能源未上网电量不计入利用率考核。新建项目核准、并网及上网不以储能配置为前置条件，补贴政策延续性稳定。

潜在影响分析

• 行业转型：市场化定价倒逼企业提升效率、成本管理及风险管理能力，对电力期货需求升温。
• 收益下降：差价合约托底但难以改变整体下滑趋势，存量项目变化有限，增量项目竞争加剧，“机制电价”或低于燃煤基准价。
• 抢装潮：以2025年6月1日为节点，存量项目与增量项目政策差异可能引发“530”抢装效应。
• 储能格局：新建项目储能非前置条件，短期需求承压，长期套利空间提升，行业由政策驱动转向市场驱动。
• 煤电竞争：新能源入市压低市场电价，但煤电在调峰调频中的系统调节价值凸显，或通过容量电价获补偿，角色转向灵活性支撑。