新能源在全面入市的路上会越走越快，项目方和投资方面临的第一个问题就是，是存量项目好还是增量项目好？是否应该赶在6月1号前抓紧落地更多的存量项目？
在新的政策背景下，存量项目和增量项目的电价机制、政策支持以及市场参与的方式不同，时间点的选择可能对新能源项目的收益、政策适配性、投资回报周期等方面产生深远影响。
我们在上一篇中简单对比了两类项目的机制电价情况：
存量项目（2025年6月1日前投产）：机制电价（链接）与现行政策妥善衔接，但不高于当地煤电基准价。这意味着收益相对稳定，享受现有补贴政策的延续，预期下降空间有限。增量项目（2025年6月1日后投产）：机制电价通过市场化竞价方式确定。虽然有机会获得更高的电价，但也面临市场价格波动的风险。同时，纳入机制的电量规模与各地新能源发展目标完成情况、用户承受能力等因素动态调整。
当然，对于分布式光伏项目来说，还有一个时间点：2025年4月30日。
根据《分布式光伏发电开发建设管理办法》（2025年1月23日发布）的规定，2025年4月30日是分布式光伏发电项目适用原有政策的关键时间节点。
根据文件要求，在2025年1月23日管理办法发布前已备案的分布式光伏项目，若能在2025年5月1日前并网投产，仍可执行原有政策（执行原有政策的核心优势在于保留了全额上网模式的选择权），但如果没有在发布前备案，那就当没说。
回到这一篇的主题，到底应该成为存量还是增量项目，我们从市场电价，机制电价，项目类型几个方面来进行对比。
一、入市后的电价趋势
电价会怎样，其实只需要回归最简单的供需逻辑。
市场就业不好，工资待遇会涨么？
大学扩招，文凭会更值钱么？
同理，新能源越来越多，收益会越来越好吗？
先看看电力供需基本面，根据今年1月的中电联《2024—2025年度全国电力供需形势分析预测报告》，2024年全国发电装机容量达33.5亿千瓦（+14.6%），远超同期用电量增速6.8%。新能源装机增速尤为显著，可再生能源总装机同比增长25%至18.89亿千瓦，2025年预计新增3亿千瓦（+20.7%），形成明显的供过于求格局。
这种供需情况已反映在市场价格中。广东电力交易中心数据显示，2024年现货市场均价同比下降6.2%，江苏年度长协电价较煤电基准价下浮15%，西北地区午间光伏大发时段频繁出现零电价甚至负电价。
S&P Global预测，2025年新能源项目内部收益率（IRR）将下降2-3个百分点，光伏项目IRR降至6-8%，风电项目降至5-7%。
于是行业内普遍不看好接下来的趋势，收益压力确实会变大。
按照官方的解读：
对于工商业用户，静态估算，预计改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年相比基本持平，电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区可能略有下降，后续工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动。
具体到各个地方，情况可能就不太一样了，要综合考虑新能源的接入情况，可消纳情况，整体供需情况，电力市场化程度，负电价的威慑等。
而且只谈电价还不行，要考虑对应的量，可以分为两大部分：机制电量，市场电量（含中长期，现货交易）。
政策原文提到，对于现货市场来说，推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场，适当放宽现货市场限价。
对于中长期市场来说，要缩短交易周期，提高交易频次，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容……鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议。
这里其实也只是说了一下方向和要求，因为具体到每个地方的市场建设进度（是否有现货），参与的量价要求都不太一样，但大家必须要抓住的一点，就是收益结算是如何进行的，搞懂了结算规则，就可以反推出参与策略了。
总的来说，整体情况不容乐观，但既然选择了继续深耕新能源，要考虑的就是如何活下去的问题。
接下来，对于各地存量和增量项目的具体规则和要求会进一步细化，大家还需要时刻关注。
二、机制电价的保障性
前面说了，存量和增量项目的机制电价形成方式不同。
二选一，要稳的话，还是应该优先选择存量，一是现有的一些补贴和优惠政策可以享受，且可以延续之前的政策，拿到“机制电价”的保障，估计会有所打折，但也不会太多。
增量项目的机制电价竞争激烈，因为它通过市场化竞价方式确定，虽然初期对成本差异大的可按技术类型分类组织，但估计也是按照平均值来对标。
而且要注意的是，增量项目的机制电价是要设置上限和下限的，相比于存量项目只有上限，这个也值得注意，目的是为了“避免无序竞争”，你也可以这么想：为什么要设置下限，下限是在怕什么？
有个问题，不知各位是否思考过，机制电价是否分时？比如午间光伏大发，电价很低，也可以得到保障？
笔者并没有答案，看起来应该是不分时的。
另外一个问题是，存量项目和增量项目，谁的机制电价上限更高？
对于存量项目是明确了上限的，机制电价不得高于当地煤电基准价。
对于增量项目，其定价逻辑是动态竞价，上限由省级部门综合“合理成本收益、绿色价值、供需形势、用户承受力”确定，理论上可突破煤电基准价。
可以做个简单的对比：
维度存量项目增量项目上限锚定物煤电基准价（刚性约束）综合成本收益+绿色价值（弹性空间）定价机制行政定价（静态）市场竞价（动态）环境价值未显性化可通过竞价上限部分体现区域差异与煤电基准价挂钩，差异较小受供需与政策导向影响，差异显著
第三个问题是，既然机制电价并不是固定的，那趋势会如何？
考虑到电力供需形势处于供过于求的背景，新能源的成本还在逐年下降，技术迭代的等因素，估计机制电价也会逐年降低，这也符合政策的初始目的。
三、集中式和分布式的影响
这次新能源全面入市新政策当然是包含了集中式和分布式两类新能源。
2024年集中式风电、光伏参与市场的电量占比已超过55%，分布式新能源也将逐步进入市场，但二者的推进节奏和政策力度可能不同。
下表可以看到，分布式光伏的新增趋势还是很强劲的。
当然，按照我们以前的文章分析，分布式新能源肯定是构建新型电力系统的重要组成部分，而且户用光伏大多数都是要上网的，上网就面临进入市场的挑战。
分布式新能源进入市场，相比集中式来说，可能劣势更多，比如更加分散，调控成本高，响应难度大，面临配电网能力不足等问题。
从去年底发布的各省交易规则来看，分布式光伏的入市还没有到全面和强制的情况，可能会有一些过渡时间：
对于分布式新能源来说，自发自用既是政策和市场想要的，也是收益更有保障性的部分。
但终归来说，抛开自发自用的部分，分布式新能源势必会面临入市竞争的挑战。
比如和集中式新能源项目同台竞争，同时，市场化交易对分布式新能源的运营管理能力提出了更高的要求，包括电力交易、价格预测、负荷管理等多个方面。
短期来看，考虑成为存量项目，投资方需要抓紧重新评估在建和拟建项目的经济性，优化项目结构，重点考虑所在地的电力供需，补贴政策（估计各地以及在拟定的路上）、电网接入条件等。
四、决策建议
首先就是全面评估自己的情况，风险偏好，竞争优势等，是否有必要继续投建新能源项目。
其次，在要坚定走下去的基础上，优先推荐存量项目，力争在2025年6月1日前完成投产。
最后，必然有一些项目会成为增量项目，但这也并不意味着没有机会。
机会当然只留给有准备者，如精细化运营能力的提升：加装智慧运维系统，AI预测与分析系统，以提高电站的灵活性和市场竞争力。
又如密切关注地方政策变化，电力市场政策和电网消纳情况等。
还有关注技术创新和成本控制，卷自己，建立竞争优势。
也别忘了产品和商业模式创新，与其他类型的用能形式结合，与储能的结合，与智能微电网和虚拟电厂的集合。
限于篇幅，这篇就到此结束了，关于对配储的影响，绿证的影响，如何应对电力市场交易等问题，欢迎关注，我们后续根据这一政策的进展一一展开。
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原文标题 : 新能源入市：存量与增量项目的决策指南
