2025年2月9日，国家发改委、能源局发布《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》，（以下简称《通知》），标志着我国新能源电价机制改革进入深化实施阶段股票杠杆比率，其中对市场化价格形成机制、完善配套结算制度、强化保障措施等方面进一步细化要求。

　　光伏发电全部入市交易，直接影响IRR收入端。《通知》要求新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。于光伏发电项目而言，投资回报以内部收益率IRR衡量，收益率与每期现金流流入成正比，当电价形成方式转为市场化后，电价实时波动将使得现金流变得更加不确定，或将加剧业主投资电站时的观望情绪，此外“负电价”等极端价格波动还可能对IRR产生非线性冲击。另一方面，光伏发电出力曲线通常与电力现货日内价格波动存在错配，典型日照时段（例如正午12:00-14:00）虽为光伏发电高峰，但此时段电力现货价格常处于日内波谷，形成"量高价低"的收益剪刀差，直接影响IRR收入端，进而影响光伏投资建设需求。

　　强制配储取消部分修复IRR。不过值得关注的是，《通知》同步取消了新能源项目强制配套储能的要求，为光伏项目投资带来边际改善。根据我们测算，在15%配储比例假设下，取消强制配储可使项目IRR提升约0.5个百分点（未考虑储能系统峰谷套利收益及电力市场化交易），一定程度减轻边际投资压力。

　　引入“差价结算机制”，稳定市场运行。本次《通知》创新性引入“差价结算机制”，实质是构建了电价波动风险对冲工具。在“差价结算机制”中，当电力市场交易均价低于机制电价时，电网需向发电主体补足差额部分；相反，当电力市场交易均价高于机制电价时，超额收益将由电网进行差额扣除。即相当于对电力价格进行锁定，从而实现规避电价波动风险，最终的电力实际结算价格将锚定机制电价，也就是说机制电价越高，则对发电业主越有利。机制为单向入口，已纳入机制的新能源项目在执行期限内可选择自愿退出，但退出后将不会再被纳入。不过需要提示，纳入“差价结算机制”的电量将不会再重复获得绿证收益。

　　最终，光伏发电结算将由两部分构成，一是参与电力市场化交易部分，结算价格为交易价格；二是参与“差价结算机制”部分，最终实际结算价格为机制电价。

　　以2025年6月1日为界，确定“差价结算机制”形成规则。“差价结算机制”规则由“电量规模”、“机制电价”以及“执行期限”三个要素构成。“电量规模”用来界定哪些电量适用“差价结算机制”；“机制电价”即机制所锚定的实际结算价格；“执行期限”即机制的适用周期。针对规则确定方式，《通知》采取新老划断原则，以2025年6月1日为界，情况如下：

　　新项目经济性不及老项目，或将催化“531”抢装。从影响上看，新项目的机制电价将由竞价形成，价格或将更偏向市场化定价水平，老项目机制电价则对标煤电基准价；参考近期电力现货市场运行情况，可以发现山东等主要光伏发电省份的电力现货价格，要远低于燃煤发电基准价，假设新项目的机制电价竞价情况与电力现货市场交易情况相类似，那么2025年6月1日起投产的新项目在“差价结算机制”中的经济性表现将弱于老项目，不利于发电业主结算差价，因此业主将更有动力在2025年6月1日之前完成并网，即预计2025年5月有望出现“531”抢装。

　　以史为鉴，抢装前后多晶硅价格表现先强后弱。如果2025年5月出现“531”抢装，那么我们认为可类比2016年受标杆电价下调影响而出现的“630”抢装。2015年发改委发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，对2016年上网标杆电价下调，并提到2016年6月30日以前仍未全部投运的项目，将执行2016年下调后的上网标杆电价，导致2016年6月出现“630”抢装潮。从当年多晶硅价格表现看，2016年6月抢装出现之前，受装机市场需求好转影响，多晶硅价格大幅攀升，2016年4月初至2016年6月底多晶硅价格涨幅超17%，不过抢装也透支了后市需求，“630”后受需求骤降影响，多晶硅价格又大幅下跌。

　　最终参考历史经验，我们预计，如果2025年能够兑现“531”抢装股票杠杆比率，那么多晶硅需求或将在5月回升、但在6月下降，5月光伏市场供需将快速转入大幅短缺，随后又在6月重回过剩。在期货市场上，或将直接利空PS2506合约，不过运行节奏看，预计多晶硅5月表现仍将强于6月。