近期，国家发展改革委与国家能源局携手推出了新能源市场化改革的新举措。这一方案的背景及具体内容，以及它将对行业产生的深远影响，成为社会各界关注的焦点。为此，记者专访了相关领域的专家，深入解析这一改革方案。
据统计，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，成功超越了煤电装机规模。这一迅猛增长势头，使得原有的新能源上网电价机制亟待调整。
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，随着新能源规模的不断扩大，原有的固定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价值及公平承担成本的价格体系。新能源建设成本的下降与电力市场规则的完善，为新能源参与市场竞争创造了有利条件。
本次改革的核心内容涵盖三大方面：推动新能源上网电价全面市场化，建立促进新能源可持续发展的价格结算机制，并对存量与增量项目进行分类施策，以保障行业的健康持续发展。
针对新能源发电的随机性、波动性和间歇性特点，改革方案提出了建立新能源可持续发展价格结算机制。该机制旨在通过“多退少补”的差价结算方式，确保新能源企业在市场交易中能够获得合理稳定的收入。当市场交易价格低于机制电价时，企业将获得差价补偿；高于机制电价时，则需扣除差价。
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一份“保险”，解除了其后顾之忧。
在电价结算方面，改革方案采取“老项目老办法、新项目新办法”的原则。即2025年6月1日以前投产的项目为存量项目，其机制电价与现行政策相衔接；而2025年6月1日及以后投产的项目为增量项目，其机制电价将通过市场化竞价方式确定。这一措施既确保了与现行政策的平稳过渡，又为新项目引入了更多市场竞争元素。
专家指出，此次改革对居民和农业用户电价水平无影响，这些用户仍按现行目录销售电价政策执行。对于工商业用户而言，预计改革实施首年其平均电价与上年基本持平，部分电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区电价可能略有下降。未来，工商业用户电价将随电力供需及新能源发展情况波动。
改革还将有利于形成真实的市场价格，促进电力资源的高效配置，使各类电源在电力系统中的价值得到更充分体现，更好地引导新能源与调节电源、电网的协调发展。杨娟表示，随着新能源与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，这将有利于全国统一电力市场的加快建设。
