在2021年实现燃煤发电上网电价市场化改革之后，发电侧电价改革再次迎来重大政策变革。据澎湃新闻获悉，国家发改委与国家能源局近日联合发布了《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》），该通知提出了基于市场价格形成、责任公平分担、区分存量和增量、政策统筹协调的改革思路，旨在进一步深化新能源上网电价的市场化改革。

《通知》明确，将推动包括风能、太阳能等在内的所有新能源上网电量全面进入电力市场，其上网电价将通过市场交易来确定；同时，将建立旨在支持新能源可持续发展的价格结算机制，针对存量和增量项目采取不同的策略，以推动行业的持续高质量发展。

当前正是深化新能源上网电价市场化改革的关键时刻。自2006年《可再生能源法》实施以来，我国建立了针对风电、光伏发电等新能源的标杆电价制度，形成了以“燃煤标杆电价+国家/地方财政补贴”为核心的固定上网电价机制及资金补贴体系。随着技术的进步和成本的显著下降，补贴逐渐减少。得益于价格、财政、产业等支持性政策的推动，新能源行业实现了跨越式发展。截至2024年底，新能源发电装机容量已达到约14.1亿千瓦，占全国电力总装机容量的40%以上，超过了煤电装机容量。

然而，新能源大规模并网也带来了随机性、间歇性、波动性等新挑战，使得电力系统在保障供应和促进消纳方面面临双重压力。国家发改委和国家能源局的负责人在回答记者提问时指出，由于新能源的快速发展，其上网电价如果继续实行固定价格，将无法充分反映市场供求关系，也不能公平承担电力系统的调节责任，这一矛盾日益突出。因此，迫切需要深化新能源上网电价的市场化改革，以更好地发挥市场机制的作用，推动行业的高质量发展。目前，新能源的开发建设成本相比早期已有大幅下降，各地电力市场的快速发展和规则的逐步完善，也为新能源全面参与市场提供了有利条件。

新能源全面进入市场，告别“旱涝保收”和政府定价已成为大势所趋，这也是业内早已预期的结果。但入市也意味着新能源将面临价格和收入波动的风险。为了保障新能源的长期发展和企业的合理收益，除了依靠市场机制外，还需要配套政策的支持。多位业内人士向澎湃新闻表示，《通知》中设计的新能源可持续发展价格结算机制，不仅妥善衔接了新旧政策，还有助于稳定行业发展预期，为新能源在市场中的收益提供了有力保障。

新能源全面入市细节敲定

新能源入市，作为我国电力市场化改革的重要一环，早已被纳入既定议程。2022年1月，国家发改委与国家能源局联合发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确了到2030年实现新能源全面参与市场交易的宏伟目标。自此，新能源入市的步伐愈发坚定，多个新能源大省更是率先吹响了入市的“集结号”。

近日发布的《通知》，进一步细化了新能源入市的改革举措，主要包括三大核心内容：

一、市场主导，价格自决

新能源项目上网电量将原则上全部进入电力市场，其上网电价通过市场交易自主形成，真正实现“市场说了算”。

二、结算创新，保障可持续发展

为支持新能源的可持续发展，将建立专门的价格结算机制。参与市场交易的新能源电量，将按照该机制进行结算，确保电价合理、稳定。

三、分类施策，兼顾存增

针对存量和增量项目，将采取不同的政策策略。存量项目将与现行政策妥善衔接，通过差价结算等方式保持电价稳定；增量项目则通过市场化竞价方式确定机制电价，实现动态调整。

值得一提的是，2025年6月1日成为划分存量和增量项目的重要时间节点。此前投产的项目视为存量，此后投产的则视为增量。

国家发改委、国家能源局相关负责人表示，这种“老项目老办法、新项目新办法”的安排，既保证了存量项目的平稳运营，又充分发挥了市场在增量项目电价确定中的作用。同时，新能源固定投资大、变动成本小的特点，以及技术进步带来的造价降低，都使得新老项目在经营成本上存在较大差异，因此改革需要精细平衡。

此外，相关负责人还强调，此次改革对居民和农业用户的电价水平不会产生影响，他们仍将执行现行的目录销售电价政策。对于工商业用户，预计改革实施首年，其平均电价与上年基本持平，但在电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区，可能会有所下降。未来，工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动。

此次改革对电力行业的影响深远：

一、推动新能源行业高质量发展

通过市场形成真实价格，促进电力资源高效配置，引导新能源行业健康有序发展。

二、促进新型电力系统建设

新能源入市后，将公平承担电力系统调节成本，各类电源的价值得到更充分体现，助力构建高效协同的新型电力系统。

三、加快建设全国统一电力市场

新能源与煤电等共同进入市场，电力市场化交易进一步扩围，同时各地电力市场规则将相应完善，有力推动全国统一电力市场的建设。

在能源低碳转型、电力市场化改革深化、新型电力系统建设“三期叠加”的大背景下，改革完善新能源发电上网电价机制已成为必然要求。《通知》的出台，不仅通过市场化方式确保了新型电力系统的高性价比，更为新能源的持续健康发展提供了有力保障。

护航新能源长远发展，首创可持续发展价格机制

新能源发电企业入市：面临“价”“量”双重挑战，新政策助力稳定发展

对于新能源发电企业而言，进入电力市场意味着同时面临电价和电量消纳的双重挑战。

在加入电力现货市场之前，新能源企业在全额保障性收购制度下享受着保量保价的优惠政策，即电量优先消纳，电价由政府定价，大部分存量项目还能获得补贴，收益稳定可预期。然而，在市场环境下，这一局面将不再存在。为了应对入市带来的市场价格波动风险和投资不确定性，出台新的支持政策以稳定行业发展预期显得尤为必要。

为此，《通知》首次提出了建立可持续发展价格机制，以合理保障新能源企业的收益。具体而言，新能源企业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、电量规模及执行期限等，将由省级价格主管部门会同能源主管部门和电力运行主管部门共同明确。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，结算费用纳入当地系统运行费用。

这一机制的设计，借鉴了国际上的政府授权差价合约模式。根据他国实践经验，差价合约是一种能够兼顾新能源参与电力市场和保障一定收益的可行机制。

国家发改委、国家能源局相关负责人解释称，由于新能源发电具有随机性、波动性和间歇性等特点，特别是光伏发电在午间集中出力，导致全面参与市场交易后，午间电力供应大幅增加、价格明显降低，而晚高峰电价较高时段又几乎没有发电出力，这可能导致新能源企业的实际收入大幅波动，不利于其可持续发展。为了解决这一问题，经过反复研究，方案提出了在推动新能源全面参与市场的同时，建立新能源可持续发展价格结算机制。通过“多退少补”的差价结算方式，确保企业能够获得合理稳定的收益预期，从而促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标的实现。

国家能源集团技术经济研究院专家柴玮认为，该机制的推出相当于为新能源企业的市场收益提供了“保险”，即无论市场电价如何波动，纳入该机制范围的电量都将按照机制电价水平进行差价结算。这一措施不仅理顺了电力市场的价格形成机制，还很好地解决了新能源企业参与市场后获得合理收益的问题，为其免除了“后顾之忧”。

近年来，山东、山西现货市场在新能源出力高峰期出现的持续低电价甚至负电价现象引发了广泛关注。负电价的出现正是电力市场在优化资源配置过程中的一种表现。有券商分析人士表示，新能源大规模入市的最大挑战在于现货交易的电价波动，但相应的保底托底政策将有效缓解新能源企业的入市“阵痛”。

山东省太阳能协会常务副会长兼秘书长张晓斌表示，《通知》的具体内容符合预期，明确了新能源全电量无差别参与电力市场交易的要求，包括自然人安装的屋顶光伏电站也将受到影响。他提醒称，6月1日并非新政全面启动实施的节点，能源主管部门强调允许地方因地制宜确定实施时间。考虑到不同地方新能源发展状况和电力市场情况的差异，各地将按照国家政策制定具体方案并自行确定实施时间，但最迟不晚于2025年底。这意味着政策鼓励各地“量体裁衣”，各省级价格主管部门需会同能源主管部门和电力运行主管部门等制定具体方案并在年底前出台实施。

张晓斌认为，该文件最核心的内容在于机制电价和机制电量。机制电量将由各省年度非水电可再生能源电力消纳权重指标确定，而机制电价则相当于一个新的“标杆电价”。超出消纳责任权重的部分，次年纳入机制的电量规模将面临减少。

免责声明：所载内容来源互联网，微信公众号等公开渠道，我们对文中观点保持中立，仅供参考，交流之目的转载的稿件版权归原作者和机构所有，如有侵权，请联系我们删除。