"电价市场化巨变！绿证价格暴涨80%背后的财富密码"

近年来，随着“双碳”目标的深入推进，新能源行业迎来快速发展。然而，补贴退坡、市场化改革等政策调整也对行业提出了新的挑战。近日，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》（发改价格〔2025〕136号），标志着新能源电价市场化改革迈出关键一步。 这一政策不仅对新能源行业产生深远影响，也将重塑绿电绿证市场的供需格局与定价逻辑。 02政策背景与核心内容《通知》旨在贯彻落实党中央、国务院关于构建新型电力系统和绿色低碳发展的决策部署，推动新能源上网电价全面市场化。其核心内容包括：推动新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格。建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量实行差价结算。区分存量与增量项目，存量项目机制电价不高于煤电基准价，增量项目通过竞价确定机制电价。强化绿证与电能量价格分离，纳入机制的电量不重复获得绿证收益。这些举措标志着新能源行业从“补贴驱动”向“市场驱动”转型，同时也对绿电绿证市场带来深远影响。03政策对绿电绿证市场的影响 1.绿证市场供需关系变化绿证供给减少：政策明确纳入可持续发展价格结算机制的电量不重复获得绿证收益，这意味着这部分电量对应的绿证将无法生成或需单独定价。存量项目绿证供应可能受限，增量项目绿证需通过市场竞价形成价格，可能导致绿证总量减少。绿证价格分化：绿证价格将与电能量价格分离，绿色属性溢价可能更显著。高需求行业（如出口导向型制造业、需履行ESG承诺的企业）或推动绿证价格上涨。 2.电力市场定价机制调整市场化定价主导：新能源电价全面由市场形成后，现货与中长期市场价格波动可能加剧。绿电交易需更多依赖市场供需关系，而非固定补贴，短期内或对新能源企业收益稳定性构成挑战。跨省跨区交易影响：跨省交易的绿电价格可能因区域供需差异进一步分化，资源丰富但消纳能力弱的地区（如西北）需通过价格竞争扩大外送规模。 3.新能源项目投资逻辑重构存量项目收益稳定：存量项目机制电价不高于煤电基准价，收益相对有保障，但绿证收益受限，需通过技术改造提升竞争力。增量项目风险与机遇并存：增量项目需通过竞价获取机制电价（上限由省级部门设定），初始投资回报不确定性增加，但长期可通过绿证市场、灵活交易策略（如多年期购电协议）对冲风险。 04企业与个人的应对策略 1.新能源发电企业存量项目优化：加快设备更新改造，降低发电成本，提升市场报价竞争力；权衡机制电价与绿证收益的取舍，选择是否退出机制以获取绿证溢价。增量项目风险管理：参与省级竞价时精准测算成本与合理收益，避免因盲目低价竞标导致亏损；与用户签订长期购电协议（PPA），锁定收益并分摊市场波动风险。技术升级与储能布局：提升预测精度以参与现货市场套利；自主配置储能以平滑出力曲线、提高市场报价灵活性。 2.用电企业（尤其是高耗能/绿电需求方）绿证采购策略调整：优先采购未纳入机制电量的绿证；关注绿证价格与电能量价格的分离趋势，优化采购成本结构。参与绿电交易：通过电力交易平台直接与新能源企业签订中长期绿电协议，确保绿电消纳比例；利用分时电价机制调整用电曲线，降低绿电采购成本。履行消纳责任与ESG合规：密切跟踪省级非水电消纳权重目标，调整绿电采购计划；将绿证采购纳入ESG披露框架，提升品牌价值。 3.个人（投资者与消费者）新能源投资方向：关注具备成本优势和技术迭代能力的新能源企业；谨慎评估增量项目竞价规则下的收益率波动风险，优先选择有长期PPA支撑的项目。绿证消费与个人减碳：通过购买绿证抵扣碳足迹（如电动汽车充电、家庭用电）；关注绿证与碳市场的联动机制，探索“绿证+碳信用”复合权益投资。 05总结与展望 《通知》的出台标志着新能源行业进入市场化改革的新阶段。通过市场化定价和差价结算机制，政策加速了新能源与传统能源的公平竞争，推动行业从补贴依赖转向技术驱动。绿证市场将更趋稀缺性和价格分化，企业需通过长期协议、技术升级和灵活交易策略应对波动，个人则需把握绿证消费与投资的新机遇。 未来，随着技术进步和市场机制的完善，新能源行业有望在市场化竞争中实现高质量发展，绿电绿证市场也将成为推动“双碳”目标实现的重要力量。 核心逻辑是：市场化倒逼效率提升，绿色溢价逐步显性化。在这一过程中，企业、个人和政策制定者需共同努力，构建更加公平、高效、可持续的能源市场体系。 欢迎大家入群 深入沟通交流