存量与增量项目“分道扬镳”，投资逻辑彻底重构！

一、政策核心：存量“稳”，增量“活”，市场定价成主旋律

国家发改委、国家能源局最新发布的《通知》明确，以2025年6月1日为节点，新能源项目被划分为存量与增量两类，实施差异化政策：

存量项目（2025年6月1日前投产）：沿用“差价结算”机制，电价与现行政策衔接，保障收益稳定。例如，机制电价不高于当地煤电基准价，且执行期限与原有政策一致。

增量项目（2025年6月1日及以后投产）：电价完全由市场化竞价决定，电量规模动态调整，需通过省级竞价平台参与竞争，报价高低直接决定能否入选，且竞价上限由省级部门综合绿色价值、成本收益等因素设定。

划重点：政策通过“老项目老办法、新项目新办法”，既避免存量项目收益断崖，又推动增量项目彻底市场化，倒逼投资商从“政策依赖”转向“市场博弈”！

二、对投资商的影响：机遇与挑战并存

1. 存量项目：收益稳定但需“提质增效”存量项目的差价结算机制（市场价低于机制电价时补差价，反之扣差价）虽锁定收益下限，但政策明确鼓励设备更新改造提升竞争力。这意味着老旧项目若想保持规模内电量比例（不得高于上年），需通过技术升级降低成本，否则可能面临市场份额缩减。

2. 增量项目：市场化竞争白热化

竞价机制决定生死：增量项目需通过年度竞价争取“入场券”，报价过高可能落选，过低则压缩利润空间。初期政策允许按技术类型分类竞价（如风电、光伏分开），但长期看，成本控制能力将成为核心竞争力。

动态调整消纳责任权重：各地每年新增电量规模与可再生能源消纳目标挂钩，超目标完成则次年规模缩减，未完成则增加。投资商需精准预判区域消纳能力，避免盲目扎堆。

3. 投资策略重构：从“跑马圈地”到“精耕细作”

区域选择更关键：电力供需宽松、消纳能力强的地区（如西北）可能竞价更激烈，而负荷中心（如华东）因电价高或成“兵家必争之地”。

长期协议成护城河：政策鼓励签订多年期购电协议（PPA），提前锁定收益。具备资源整合能力的投资商可通过与大型用户绑定，降低市场波动风险。

技术降本迫在眉睫：光伏组件效率提升、风电大机型应用、储能系统优化等技术创新，将成为压低报价的关键。

三、风险与应对：如何避免“踩坑”？

1. 警惕“低价竞标陷阱”增量项目竞价存在“价格下限”，但若为中标盲目压价，可能导致项目全生命周期亏损。投资商需建立精细化成本模型，综合考量设备衰减、运维成本等因素。

2. 政策协同下的隐形门槛

绿证收益分离：纳入差价结算机制的电量不可重复获得绿证收益，投资商需在市场化电价与绿证收益间权衡。

储能配置松绑：新政明确“不得强制配储”，但具备灵活调节能力的项目（如光储一体化）或更受市场青睐。

3. 金融工具对冲风险随着电力期货、期权等衍生品市场发展，投资商可探索通过金融工具锁定电价波动风险。金融机构也需创新产品，为新能源入市提供避险支持。

四、未来展望：市场化加速行业洗牌此次改革标志着新能源彻底告别“补贴温床”，进入**“真刀真枪”的市场化阶段**。具备成本优势、技术实力和资源整合能力的头部企业将强者恒强，而依赖政策红利的中小企业可能面临淘汰。

给投资商的建议：

存量项目：加快技术改造，提升发电效率，守住“基本盘”。

增量项目：聚焦低成本区域布局“光伏+储能”“风电+制氢”等复合模式增强竞价筹码。

长期布局：关注绿电消费需求旺盛的行业（如数据中心、高端制造），提前锁定高价值用户。

结语

2025年6月1日，不仅是政策分水岭，更是新能源行业从“规模扩张”转向“质量竞争”的里程碑。投资商唯有紧跟市场脉搏，拥抱变革，方能在新一轮洗牌中立于不败之地。

碳索储能网 https://cn.solarbe.com/news/20250210/50000282.html