近日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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》，明确新能源项目（风电、太阳能发电）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。

为促进行业平稳健康发展，政策引入“多退少补”的差价结算方式，对存量和增量项目分类施策。2025年6月1日前投产的存量项目，通过差价结算实现电价与现行政策衔接；之后投产的增量项目，纳入机制的电量规模动态调整，机制电价通过市场化竞价确定。

业内认为，这是继2021年燃煤发电上网电价市场化改革后的又一重磅新政，将推动新能源发电全面市场化，后续生物质、地热等发电项目也可参照执行。

政策旨在充分反映市场供求，形成真实市场价格，促进电力资源高效配置；推动新能源公平承担电力系统调节成本，促进协调发展；新能源上网电量全部纳入市场，将推动电力市场交易扩围，促进全国统一电力市场建设。

截至2024年底，新能源发电装机规模约14.1亿千瓦，占全国电力总装机40%以上，已超过煤电装机。新能源上网电价经历了从标杆电价到市场化机制的转变，目前新能源市场交易电量占新能源发电量的近50%。

2024年1到10月，全国电力市场交易电量达5.08万亿千瓦时，占全社会用电量比重从2016年的17%上升到62%。近年来，随着各地电力市场推进，不同程度推动新能源入市，通过市场形成价格。

此次改革扩大电力交易范围，旨在更好发挥市场调节作用，提高电力系统调节能力，促进新能源消纳利用，促进新型电力系统建设。新能源电量全面入市后，将实现发电侧80%左右装机容量、发电量，用户侧80%左右用电量进入市场。

《通知》明确，建立新能源可持续发展价格结算机制，新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算机制，由电网企业按规定开展差价结算。当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于时扣除差价，确保企业有合理稳定预期。

改革还区分存量和增量项目，实行不同政策，2025年6月1日为划分节点。机制电价确定和差价结算设计充分引入竞争机制，对新能源企业形成正向激励，促进效率提升。

对于终端用户电价，改革对居民、农业用户无影响，工商业用户电价预计基本持平，电力供需宽松、新能源市场价格较低地区可能略有下降，后续随电力供需、新能源发展情况波动。

新能源全面入市，有利于反映细分时段供需关系和峰谷价差，但就平均电价而言，总体电力供需关系未变，基本不受影响。新能源占比高地区批发侧电价波动会更大，为储能带来发展机遇。

（文章来源：21世纪经济报道）