2月9日，国家发展改革委与国家能源局携手发布了《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》），针对新能源上网电价实施了三方面的重大改革举措。

首要改革是推动新能源上网电价全面市场化形成。这意味着新能源项目的上网电量原则上都将进入电力市场，电价将通过市场交易来决定。其次，改革建立了旨在支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源在参与市场交易后，将依据这一机制在结算环节享受特定的电价结算待遇。最后，改革还区分了存量项目和增量项目，对两者采取了分类施策的策略。具体而言，存量项目的机制电价会与现行政策妥善衔接，而增量项目的机制电价则通过市场化竞价方式确定。

国家能源局相关负责人指出，此次改革有助于形成真实反映市场供求关系的价格，促进电力资源的高效配置，并引导新能源行业朝着健康有序的方向发展。新能源进入市场交易后，将公平地承担电力系统的调节成本，各类电源在电力系统中的价值将得到更充分的体现。此外，电力市场化交易的范围也将进一步扩大，同时各地电力市场规则将根据国家的要求进行相应的完善，这将极大地推动全国统一电力市场的建设。

新能源上网电价市场化改革刻不容缓

根据国家能源局的数据，截至2024年底，新能源发电装机规模已达到约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模的40%以上，超越了煤电装机规模。中电联发布的《2024—2025年度全国电力供需形势分析预测报告》则预测，2025年全国新增发电装机规模有望超过4.5亿千瓦，其中新能源发电装机规模将超过3亿千瓦。预计2025年太阳能发电和风电的合计装机将超过火电装机规模，部分地区的新能源消纳压力将显著增加。

面对新能源大规模发展的现状，固定价格的新能源上网电价已不能充分反映市场供求关系，且未能公平地承担电力系统的调节责任，相关矛盾日益突出。因此，深化新能源上网电价市场化改革，以更好地发挥市场机制的作用，促进新能源行业的高质量发展显得尤为迫切。目前，新能源的开发建设成本相较于早期已大幅下降，同时各地电力市场也在快速发展，规则逐步完善，这为新能源全面参与市场创造了有利条件。

早在去年底的全国能源工作会议上，就已明确提出2025年将加快构建适应新型能源体系的体制机制，并初步建成全国统一电力市场。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强指出，面对未来能源需求的迅速增长和供给不稳定性的双重挑战，推进能源市场化改革以适应新的供需形势具有强烈的紧迫性。通过改革加快建设全国统一市场是应对这些挑战的重要抓手之一。

中国电力企业联合会监事长潘跃龙也曾在《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布会上强调，当前的一项重点工作就是统筹新能源入市的节奏和规模。他提出，2025年前新能源市场化消纳占比应超过50%，2029年前实现新能源全面参与市场。同时，应稳妥推进水电、核电和分布式新能源的市场化步伐，在保障能源安全的基础上按需入市。

针对这一形势，《通知》明确指出，将坚持市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场，并通过市场交易形成价格。同时，坚持责任公平承担的原则，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。此外，还将坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，以保持存量项目政策的衔接，稳定增量项目的收益预期。

林伯强还提醒道，目前电力市场与碳市场的协同机制尚不完善，电力市场与减排政策未能有效融合，导致碳减排成本难以传导至电价。尽管政府已出台政策支持绿电绿证交易，但现有绿电绿证交易平台的影响力有限，交易量和市场流动性仍有待提升。

为此，《通知》提出将不断完善中长期市场交易规则，完善绿色电力交易政策。在申报和成交价格中，应分别明确电能量价格和相应绿证价格，并在省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。

构建新能源可持续发展价格结算机制

在推动新能源全面参与市场的同时，本次改革还着重强调了“建立新能源可持续发展价格结算机制”这一重要举措。

《通知》提出，新能源参与电力市场交易后，将在市场外建立差价结算机制。纳入该机制的新能源电价水平（即机制电价）、电量规模、执行期限等将由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等共同明确。对于纳入机制的电量，当市场交易均价低于或高于机制电价时，由电网企业按规定进行差价结算，并将结算费用纳入当地系统运行费用。

国家能源局相关负责人解释称，新能源发电具有随机性、波动性和间歇性等特点，特别是光伏发电主要集中在午间时段。当新能源全面参与市场交易后，午间电力供应大幅增加，导致电价明显降低，而在晚高峰电价较高的时段又几乎没有发电出力。因此，新能源实际可获得的收入可能会出现大幅波动，这不利于新能源的可持续发展。通过建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量进行“多退少补”的差价结算，可以让企业拥有合理稳定的预期，从而促进行业的平稳健康发展，并助力“双碳”目标的实现。

然而，新能源具有固定投资成本占比大、变动成本占比小的特点。随着技术进步和造价的持续降低，新老项目的经营成本存在较大差异。因此，在推进分类施策时，国家能源局指出，存量项目和增量项目将以2025年6月1日为节点进行划分。2025年6月1日以前投产的存量项目将通过开展差价结算，实现电价等与现行政策的妥善衔接。而2025年6月1日及以后投产的增量项目，其纳入机制的电量规模将根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整，机制电价则由各地通过市场化竞价方式确定。

“这种‘老项目老办法、新项目新办法’的安排，能够在保持存量项目平稳运营的同时，通过市场化方式确定增量项目的机制电价，从而更好地发挥市场作用。”该负责人表示。

值得注意的是，本次政策对居民和农业用户的电价水平没有产生影响，这些用户仍执行现行目录销售电价政策。据国家能源局测算，对于工商业用户而言，静态估算下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。在电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区，电价可能会略有下降。未来，工商业用户电价将随着电力供需和新能源发展等情况的波动而波动。