近日，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，这一方案的出台引发了广泛关注。改革背后的驱动力源自新能源发电装机规模的迅猛增长，数据显示，至2024年底，新能源发电装机规模已达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。
随着新能源产业的蓬勃发展，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研究员杨娟指出，新能源规模的持续扩大，使得固定电价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公平分担的价格体系。同时，新能源建设成本的降低和电力市场建设的推进，为新能源参与市场化竞争创造了有利条件。
本次改革的核心内容包括三个方面：推动新能源上网电价全面市场化、建立新能源可持续发展的价格结算机制、区分存量和增量项目分类施策。这些举措旨在促进新能源行业的持续健康发展。
针对新能源发电的随机性、波动性和间歇性特点，改革方案特别提出了建立新能源可持续发展价格结算机制。该机制旨在确保新能源企业在市场交易中能够获得合理稳定的收入。具体而言，当市场交易价格低于机制电价时，将给予新能源企业差价补偿；当市场价格高于机制电价时，则扣除相应差价。通过这种“多退少补”的结算方式，为新能源企业提供了稳定的收益预期。
华能集团能源研究院副院长陈大宇形象地比喻，这一机制相当于为新能源参与市场“上了个保险”，消除了新能源企业的后顾之忧。同时，改革方案还明确了电价结算时“老项目老办法、新项目新办法”的原则，即存量项目的机制电价与现行政策衔接，增量项目的机制电价则通过市场化竞价确定。具体而言，2025年6月1日以前投产的为存量项目，之后投产的为增量项目。
杨娟研究员认为，这一措施既有利于与现行新能源保障性政策的平稳衔接，又有利于通过引入竞争方式确定新项目的纳入范围和价格，从而更好地发挥市场在资源配置中的作用。
本次改革对居民和农业用户电价水平并无影响，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，预计改革实施首年电价水平将基本持平，部分电力供需宽松、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。
专家指出，本次改革有助于形成真实的市场价格，促进电力资源的高效配置。各类电源在电力系统中的价值将得到更充分的体现，从而更好地引导新能源与调节电源、电网的协调发展。新能源与煤电等机组全面参与电力市场，将进一步扩大市场交易范围，并推动全国统一电力市场的加快建设。
