近日，国家发展改革委与国家能源局携手发布了新能源市场化改革的新方案，这一举措背后的动因、方案的核心亮点以及其对行业的影响成为了公众关注的焦点。为此，记者深入采访了多位行业专家，对方案进行了全面解读。
据统计，至2024年底，我国新能源发电装机规模已突破14.1亿千瓦，占比全国电力总装机规模超过40%，成功超越了煤电装机。这一迅猛的增长态势，使得原有的新能源上网电价机制亟需革新，以适应新能源市场的快速发展。
中国宏观经济研究院市场与价格研究所的研究员杨娟指出，随着新能源规模的持续扩大，固定的电价机制已难以准确反映电力市场的供求关系，也不利于构建能够体现资源调节价值和成本分担的公平价格体系。同时，新能源建设成本的下降和电力市场规则的完善，为新能源市场化改革创造了有利条件。
此次改革的核心内容包括推动新能源上网电价全面市场化，建立旨在支持新能源可持续发展的价格结算机制，并对存量和增量项目进行分类施策，以促进整个行业的健康有序发展。
新能源发电具有随机性、波动性和间歇性，尤其是光伏发电主要集中在午间，这导致新能源全面参与市场交易后，午间电力供应激增、价格下降，而晚高峰电价较高时段则发电出力几乎为零，新能源企业的实际收入可能面临大幅波动。
为此，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，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。这种“多退少补”的结算方式，旨在为企业提供合理稳定的收益预期。
华能集团能源研究院副院长陈大宇表示，此次改革为新能源电价市场化配置了场外保障机制，相当于为新能源企业参与市场竞争提供了“保险”，消除了其后顾之忧。
改革方案还明确，在进行电价结算时，将区分存量项目和增量项目，分别采用不同的办法。具体来说，2025年6月1日以前投产的为存量项目，其机制电价与现行政策平稳衔接；而2025年6月1日及以后投产的为增量项目，其机制电价则通过市场化竞价方式确定。
杨娟认为，这种“老项目老办法、新项目新办法”的措施，既有利于与现行的新能源保障性政策平稳过渡，又能够引入竞争机制，更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用。
专家指出，此次新能源市场化改革对居民和农业用户电价水平没有影响，这些用户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与上年基本持平，电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区甚至可能略有下降。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。
此次改革不仅有利于形成真实的市场价格，促进电力资源的高效配置，还能够更充分地体现各类电源在电力系统中的价值，更好地引导新能源与调节电源、电网的协调发展。杨娟强调，随着新能源和煤电等机组全面参与电力市场，市场交易范围将进一步扩大，同时各地也将根据交易范围的扩大完善市场规则，这将有利于全国统一电力市场的加快建设。
