2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合发布的一纸文件宣布我国新能源结束了“固定电价”时代，全面进入电价市场化发展时期。

回溯历史，电价政策的变迁也代表着行业发展进程。自2008年商业化电站启幕后，我国历经固定电价、标杆电价、指导电价+竞争电价，再到平价上网及全面市场化多个时期，十余年间，光伏上网电价从4元/kWh到平价、低价，甚至完全由市场主导。

作为电站投资重要指标，值此电价政策重大变革之际，北极星梳理了光伏上网电价的不同历史发展阶段。

01、核准、竞争电价时期（2008年~2010年）

作为我国光伏电站商业化应用的开端，2008年国家发改委分批次核准了4个光伏项目，这一时期国家主要通过高电价来鼓励光伏电站的建设，核准电价高达4元/kWh。

为进一步激励市场，2008年~2010年我国启动两批特许权招标光伏项目，采用低价竞标方式，在此后25年特许经营期间，光伏电站上网电价统一执行中标价格。

其中，中广核以1.09元/kWh价格拿下我国首个特许权项目——敦煌10MW光伏项目，同时国投华靖电力控股以同样价格在敦煌建设再建一个10MW工程；第二批光伏特许权项目共13个，分布在西部8个省区，规模为280MW，彼时50家企业所投电价为0.7288~0.9907元/kWh。

与此同时，2009年国家开始实施金太阳示范工程，共安排294个示范项目，均纳入国补，规模达到642MW，但并未明确统一的上网电价，后因政策漏洞、监督缺位等问题，补贴先后被终止、取消。

02、标杆电价（2011~2018年）

2011年，我国开启光伏电站标杆上网电价时期，以2011年7月作为临界点，上网电价统一核定为每千瓦时1.15元、及1元执行（西藏除外）；而此前特许招标项目上网电价仍按中标价格执行，但不得高于标杆电价；补贴项目则按当地煤电上网电价执行。

三年后，我国开始执行分区标杆上网电价，即国家根据所在地区年等效利用小时数划分为三类太阳能资源区，2014年1月并网的电站实行三类标杆电价，一至三类初始标杆电价为0.9元、0.95元及1元。

但此后三类标杆电价逐年递减，其中2018年国家下达“531”新政，上网电价也历经两次调整，最终电价定格在0.5元、0.6元、0.7元。电价的大幅下调，对于依赖补贴的中小光伏企业来说，生存空间被严重挤压。

03、指导电价+竞争电价时期（2019~2020年）

“531”巨震之后，我国光伏电价政策再度进行调整，2019~2020年间我国开启了指导电价+竞争电价并举的新时期。国家发改委制定三类标杆电价后，企业新增项目（扶贫、户用项目除外）需通过市场竞争方式确定，但报价不得超过所在资源区的指导价。

此后，上网电价成为光伏项目主要竞争条件，国家根据补贴额度通过排序确定补贴名单。据悉，2019、2020年竞价项目共4355个，规模近50GW，最低上网电价分别为每千瓦时0.2795元、0.2427元。

值得一提的是，相较于地面集中式电站，分布式光伏一直得到更多优待，2013年，国家首次明确给予分布式每千瓦时0.42元的补贴，2018年下调至0.32元；2019年后分为自发自用分布式和户用光伏两类，补贴分别为0.1元、0.18元，2020年两项补贴分别下降至0.05元、0.08元。

04、全面平价+市场竞价时期（2021~2024年）

2021年，光伏行业迎来平价上网“元年”，国家规定自2021年新建项目按当地煤电基准价执行，并鼓励入市交易，且新建项目均不再补贴，仅新建户用项目仍保留0.03元的补贴。2022年延续平价上网政策之外，取消户用光伏、光热示范项目补贴，我国光伏行业全面进入平价上网时代。

2023后各地新能源电价收益主要来源于保障性收购（小时数）+市场化交易，保障收购部分执行当地煤电，市场化部分则随行就市，但部分地区仍会对市场化交易部分进行一定补贴。

事实上，随着新能源装机规模的攀升，单一电价机制已不能充分反映市场供需，平价上网后，各地对以燃煤电价收购的小时数在不断减少，新能源上网参与市场化交易逐渐成为共识。

数据显示，2022年全国新能源市场化交易电量在总发电中占比达到38%，2023年这一比例来到47.3%，2024年1~10月，新能源市场交易电量占新能源发电量的近50%。

在2030年基本建成全国统一电力市场体系，新能源全面参与市场交易的目标导向下，各省加速新能源入市进程。在各省区市相继发布的2024年电力交易方案中，有17省对新能源入市比例及新能源保量保价小时数进行了明确。

17省区下发新能源项目电力市场交易规则汇总图见文末

05、机制电价时期（2025年~）

2月9日，国家发展改革委发布《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》，明确所有新能源项目全电量入市，上网电价通过市场交易形成，新老项目分类实施，全面拥抱市场虽早已是预料之中，但还是极大的挑动着市场的敏感神经。

各方极为关注还是本次变革引入的机制电价概念，根据政策，新能源入市交易后，同步在市场外建立差价结算机制，按照市场交易均价与机制电价的差额实行“多退少补”，即当市场价低于机制电价，电网企业补差价，反之则扣除高出部分，电网企业开展差价结算的费用则来源于当地系统运行费用。

目前业内对于机制电价结算方法众说纷纭，而对于项目能否获得差额补贴，有人士认为这要取决于当地电力市场实际情况。

那么机制电价是如何确定的，新增项目原则上按入选项目最高报价确定、不高于竞价上限，对存量项目而言，机制电价则按照当地现行价格执行，但不得高于燃煤基准价，同时要求存量项目每年确定执行机制电量比例不得高于上一年，并鼓励主动参与市场竞争。

事实上，机制电价可以理解为稳定投资与深化改革间的一种平衡手段，相当于一种“保险”，其核心目的是在新能源全面参与市场化交易的同时，通过差额结算为企业提供一定的缓冲，使新能源全面拥抱市场化初期能够实现“软着陆”，避免因市场价格波动导致企业收益大幅下降。

当然，政策具有一定时效性，政策对新能源全面入市的“呵护”，对于企业全面参与市场化改革具有一定积极保护作用，但具体执行情况，还要看各地接下来下来的具体政策。

光伏等新能源全面入市，公平承担系统调节成本，意味着行业已经走向成熟，从长期来看，市场机制将引导新能源与调节电源、电网规划协同发展，将为新型电力系统的构建提供有力支持。