当 6 月 1 日的时间节点逐渐临近，新能源项目全面入市的大幕即将拉开。随着《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）的落地，光伏发电正式告别固定上网电价时代。这一政策变革如同一颗投入平静湖面的石子，在光伏行业掀起涟漪 —— 从几兆瓦的分布式项目到数十吉瓦的集中式工程，终止公告频现，折射出行业在市场化转型期的深层震荡。

一、政策转向：从 “规模扩张” 到 “效益优先” 的投资逻辑重构

“136 号文” 的核心在于打破电价 “保护伞”，将新能源上网电量全面推入市场交易。这一变化直接冲击了传统的项目收益模型：过去依赖固定电价测算回报的模式失效，投资商不得不面对电价波动、消纳能力、区域政策等多重变量。

广州发展在 2 月 13 日的公告中，将新疆 1GW 农光互补项目的终止归因于 “当地政策、消纳、电价等多方面影响”；3 月 27 日，国家能源集团山东公司 12.69MW 光伏项目因 “电网与电价政策调整” 终止招标；4 月 9 日，被誉为 “中国电建史上最大” 的 51GW 光伏组件采购项目亦因电价新政戛然而止。这些案例并非孤例，而是政策倒逼行业转型的缩影。

中能建（北京）能源研究院指出，新政要求企业在投资决策中，需深度分析区域电力供需、节点负荷特性及新能源出力曲线，甚至需要像金融机构一样精细化预估交易电价。九州能源董事长张传名坦言：“市场化电价的不确定性，让习惯了固定收益测算的投资商陷入‘适应期’，短期内无所适从是必然现象。”

二、多重压力叠加：终止潮背后的深层矛盾

光伏项目的终止，绝非单一政策影响的结果，而是多重规则调整下的连锁反应。

• 分布式光伏的 “并网时限” 压力：
  早于 “136 号文” 发布的《分布式光伏发电开发建设管理办法》设定了 5 月 1 日的并网 “生死线”。港能（镇雄）300MW 分布式项目与国电电力 22.8MW 屋顶项目，均因 “未及时并网可能导致收益模型变化” 而终止招标。这类项目若强行推进，可能面临并网模式调整或电价下滑的风险，企业选择 “止损” 实属无奈。
• 盈利预期的不确定性冲击：
  国电电力与华能国际在年报中均预警，市场化交易可能导致新能源结算电价下降。TrendForce 分析指出，西北新能源高占比省份的电价风险尤为突出，而东南沿海省份因新能源渗透率低，价格波动相对可控。这种区域差异使得投资商不得不重新评估项目布局，部分央企甚至暂停光伏开发，转向受政策影响较小的风电领域。

三、行业破局：从 “粗放开发” 到 “精细化运营” 的突围路径

终止潮的背后，实则是行业从 “跑马圈地” 向 “质量优先” 转型的必经阵痛。头部企业已开始探索新的生存逻辑：

• 策略调整：聚焦确定性高的赛道
  三峡能源在 2024 年便提前布局，通过分析区域电价差异与消纳能力，筛选高价值光伏项目；晶科科技则将重心放在消纳与电价双确定的项目上，同时拓展 “源网荷储一体化”“风光制氢” 等新模式，试图通过多元场景对冲电价风险。
• 能力升级：构建全周期管理壁垒
  面对市场化交易挑战，晶科科技强调 “电力交易团队建设” 与 “存量资产精细化运营”，甚至将绿电交易纳入稳定收益的手段。这种从 “开发驱动” 到 “运营驱动” 的转变，被业内视为应对电价波动的核心竞争力。

四、市场化浪潮：重塑行业格局的 “双刃剑”

新政的落地，无疑加速了行业洗牌。中小投资商可能因风险承受能力不足退出市场，而头部企业则通过技术迭代、成本控制与精细化管理构筑壁垒。正如中能建研究院所言，新能源投资正从 “规模为王” 转向 “效益与规模并重”，全周期竞争能力将成为企业存活的关键。

值得注意的是，阳光电源董事长曹仁贤认为，新政对 2025 年下半年地面集中式与工商业光伏的影响或有限，户用光伏受各省细则影响较大。这意味着，政策落地的区域差异将进一步放大行业分化，而各省即将出台的实施细则，或将成为下一轮项目决策的关键变量。

当光伏项目终止潮成为政策转型的注脚，行业正在经历一场深刻的 “供给侧改革”。从短期看，阵痛不可避免；但长远而言，市场化机制将倒逼新能源产业摒弃 “政策依赖症”，在电价波动中锤炼真正的竞争力。这场变革不仅关乎企业的兴衰，更将决定中国新能源产业能否在全球竞争中从 “规模领先” 迈向 “质量引领”。编辑分享

给我推荐一些关于新能源项目市场化的优秀论文

介绍一下新能源项目市场化改革对行业发展的积极影响

新能源项目全面入市，相关企业该如何应对？