根据国家发展和改革委员会发布的《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，从2024年4月1日起，电网公司将不再承担新能源电力的全额收购义务，而是转向保障性收购，这意味着部分新能源发电量将进入市场化交易。
该政策的出发点是希望通过市场化的方式，促进可再生能源的安全可靠消纳、稳妥有序参与电力市场。
电力具有时间价值、空间价值及功能价值。新能源相比传统化石能源具有波动性和不可控的特点，产生的电对于电网来说属于"垃圾电"，因此在市场化的环境下，新能源的电量价值相比化石能源发电要折价，因此，新规对其影响较大。
一、文件变化
1、原来的责任收购主体是电网公司，现在电网公司不再是全额收购的责任主体了。
2、"全额收购"变成了"全额保障性收购"，电网仅承担保障性收购电量部分的收购义务。
二、收益变化
电站收益由电量和电价决定，电站收益=电量*电价。
1、关于电量
新政策把电量分为保障性收购电量和市场交易电量。保障性收购可保证按约定的部分收购，市场化部分不能保证。
2、关于电价
保障性收购电量，执行"保量保价"政策，即以煤电基准价进行收购；但随着电力市场化交易的推进，各地对新能源以"燃煤基准价"收购的电量，并不是按照国家发改委2016年发布的保障小时数，而是在此基础上逐渐减少。
下图是电力系统典型的"鸭子曲线"。实际上，类似的曲线在中国并不罕见。如2023年5月1日20时至2日17时，山东实时电价出现了长达21小时的负电价。
三、收益变化
据彭博社统计，油气上游项目决策回报率门槛值为15%，成熟市场风电、光伏回报率为2%～6%，其它市场为7%～13%。中国的风电、光伏已进入成熟市场。
新能源属于低风险、低回报的产业，具有公用设施和制造业双重属性。现阶段，新能源还将面临技术迭代、政策性（如风光资源税，弃风、弃光等）等风险。某种意义上来说，新能源属于边际油气田项目。
四、未来出路
未来电力完全市场化，对于新能源发电挑战进一步加大，要求新能源发电要有更精细化的管理、运营能力。
个人预判，未来以新能源为主体的区域电网，以及新能源制氢是解决新能源发展的出路。