近日，国家发展改革委与国家能源局携手发布了一项旨在深化新能源上网电价市场化改革的通知，该通知积极响应了党的二十届三中全会关于推进能源价格改革的号召，旨在通过市场机制的深化应用，推动新能源产业迈向更高质量的发展阶段，加速能源结构的绿色低碳转型。
自2009年起，国家出台了一系列扶持风电、太阳能发电等新能源发展的政策，这些措施极大地促进了新能源行业的飞跃式进步。截至2024年底，新能源发电装机容量已突破14.1亿千瓦，占全国电力总装机容量的比例超过40%，成功超越了煤电装机容量。
然而，随着新能源的大规模发展，固定电价模式的问题逐渐显现。这种定价方式无法准确反映市场供求关系，且新能源发电方未能公平承担电力系统的调节责任。为解决这些问题，深化新能源上网电价市场化改革显得尤为重要。同时，新能源开发建设成本的显著降低以及各地电力市场的快速发展，也为新能源全面参与市场创造了有利条件。
此次改革的总体思路是坚持市场化导向，推动新能源上网电量全面进入市场，上网电价由市场机制决定。改革的核心内容包括三个方面：一是新能源项目上网电量原则上需全部进入电力市场，并通过市场交易形成电价；二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，确保新能源发电企业在市场交易中能够获得合理稳定的收入；三是区分存量项目和增量项目，分别施策，以平衡新老项目的利益关系。
新能源发电具有随机性、波动性和间歇性等特点，全面参与市场交易后，其发电量和电价可能会出现较大波动，不利于行业的可持续发展。为解决这一问题，改革方案提出了建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，采取“多退少补”的差价结算方式，即当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时则扣除差价。这一机制旨在为企业提供合理稳定的预期，促进行业的平稳健康发展。
在区分存量和增量项目方面，改革方案以2025年6月1日为时间节点，对存量项目和增量项目实行不同的政策。存量项目将通过差价结算实现电价与现行政策的衔接，而增量项目的机制电价则通过市场化竞价方式确定。这一安排旨在保持存量项目的平稳运营，同时通过市场化方式确定增量项目的电价，更好地发挥市场作用。
对于终端用户电价水平的影响，改革方案明确表示，居民和农业用户电价水平将保持不变，仍执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户而言，预计改革实施首年全国工商业用户平均电价将基本持平，但在电力供需宽松、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电力供需和新能源发展情况波动。
此次改革对电力行业将产生深远影响。首先，新能源上网电价全面由市场形成，有利于形成真实的市场价格，促进电力资源的高效配置，引导新能源行业健康有序发展。其次，新能源入市交易后将公平承担电力系统调节成本，有助于各类电源在电力系统中的价值得到更充分体现，推动新能源与调节电源、电网的协调发展，助力构建更加高效协同的新型电力系统。最后，改革将扩大电力市场化交易范围，促进全国统一电力市场的建设。
为确保改革方案的有效实施，国家发展改革委和国家能源局将联合有关方面，允许地方因地制宜确定实施时间，最迟不晚于2025年底。同时，将强化政策协同，指导各地在组织实施过程中与规划目标、绿证政策、市场建设、优化环境等相协调。还将做好跟踪评估工作，及时总结改革成效，优化政策实施。
