2月9日的新能源电价改革方案出台后，引起广泛的讨论。
我们可以发现，国家发改委的政策只制定了一个大的框架，即：6月1日之后并网的项目，将用“机制电量”、“机制电价”取代各省原有的电价政策！
然而， “机制电价”怎么竞？“投资回收期”是几年？等一系列影响项目收益的关键、核心问题，决策权都在省级能源主管部门。
在这些影响项目核心收益的细则确定之前，企业是没办法做投资决策的
！因此，新能源电价改革方案出台之后，
如果各省细则不尽快出台，则市场会形成一段时间的项目投资决策空档期，户用光伏项目将尤其明显
！
新的电价政策，对于不同类型的新能源项目，影响是完全不一样的！“新老划段”之后，全部项目一个政策；但老项目的老政策，差别非常大！
在《
14地区2025年新能源项目入市规则汇总！
》一文中，介绍了14个地区现行的新能源电价政策，也就是
老项目执行的老政策
，如下表所示。
表：十四地2025年新能源项目参与电力交易原则
从上表可以看出，
1）同类项目，各省之间，政策差异非常大！
浙江省老项目执行：90%保量保价、10%现货交易；
宁夏自治区老项目执行：156小时保量保价、剩余电量（预计超1300小时）全部市场化交易；
而6月1日之后，浙江、宁夏的电量，全都执行100%的市场化交易。
宁夏的新老项目区别在于：
市场化交易电量的比例，
从“约90%
”
到100%，变化不大，受影响不大；
浙江的
新老项目区别在于：
市场化交易电量的比例，从“10%”到100%，变化很大，自然受影响很大。
集中式光伏：大部分省份，市场化交易电量比例超过50%（全国2024年比例预期超过50%）
分布式光伏：除山东、河北之外，其他省份基本是100%脱硫煤电价收购！
因此，分布式光伏项目收到的冲击就会很大。
3）不同并网方式，受影响差异非常大！
5月1日之后，户用光伏项目仍然可以全额上网，但工商业项目则要以“自用为主，上网为辅”。
工商业“自用部分”电量，电价取决于用电户的用电电价，受政策影响不大；
“上网部分”电量，参与现货交易。如果能够时间80%，甚至90%的电量自用，那剩余的10%~20%的电量参与现货交易，对收益影响不大。
户用光伏项目，目前市场上以“非自然人户用”为主，基本采取全额上网的方式，从之前100%脱硫煤电价收购，到现在的100%市场化交易，受冲击最大。
综上所述，不同省份、不同项目类型、不同并网方式的新能源项目，受电价政策的影响程度都不相同，因此，抢装的必要性、紧迫性也差别很大。
同时，不同类型的项目，抢并网的难度系数差别也很大。
总结一下如下表所示。
对于集中式风电、光伏项目而言，受影响程度及抢装难度如下表所示。
